当前全球能源转型深入推进，能源安全与气候变化挑战加剧，可再生能源已成为各国绿色低碳发展、保障能源安全的核心支撑。光热发电兼具清洁低碳、灵活调节与长时储能特性，凭借其“稳定可控、削峰填谷”的独特优势，在新型能源体系中战略价值突出。从国际视角来看，主要能源大国均将光热发电纳入国家能源战略。

在“双碳”目标引领下，光热发电已成为我国可再生能源发展重点，经过多年攻关，我国已建成覆盖核心设备、工程建设、运营维护的全产业链，技术与产业完整性全球领先。产业规模化与技术迭代推动成本大幅下降，电站单位千瓦投资较十年前降幅达50%，度电成本降至0.6元左右，已具备规模化发展基础。

尤为关键的是，2025年12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称《意见》），为行业发展锚定了长期稳定的政策预期。

截至2025年底，我国兆瓦级以上光热发电累计装机容量约173.8万千瓦（其中并网容量约172万千瓦），位居全球第三；在建项目装机约270万千瓦，占全球在建规模90%以上，彰显出我国在全球光热发电领域的产业引领地位与巨大发展潜力。

我国光热资源分布呈现区域化差异

综合资源禀赋、土地、水资源及电网接入等条件，我国光热资源呈现出“西北富集、东南匮乏”的分布特征，可划分为资源富集区、重点潜力区和有限潜力区三类。

资源富集区

以西北“沙戈荒”为核心开发载体，主要分布在甘肃西部、青海西部、新疆东部、内蒙古西部等西北干旱半干旱地区，是我国光热发电规模化开发的核心承载区。这些区域年太阳辐照量普遍在6000兆焦/平方米以上，部分地区超过7000兆焦/平方米，且地势平坦、土地资源丰富、人口密度低，具备光热发电大规模开发条件。

同时，该区域远离主要负荷中心，新能源外送需求突出，光热发电凭借稳定出力与长时储能优势，可与风电、光伏多能互补，平抑新能源出力波动，提升新能源基地的整体外送能力与消纳水平。

其中，甘肃省是目前我国光热发电装机规模最大省份，在运装机达62万千瓦，核心项目集中于酒泉市。酒泉市能成为我国“沙戈荒”光热开发的标杆区域，得益于优质资源、广阔土地、产业配套、政策支持、电网通道等系统精准适配，形成了规模化发展的综合优势。

重点潜力区

主要涵盖华北北部、西南部分地区、华东沿海等地，区域分布相对多元，以场景化、差异化开发为重点。

华北北部（内蒙古中东部、河北北部），光热资源禀赋良好，年太阳辐照量在5000~6000兆焦/平方米之间，靠近京津冀等负荷中心，调峰需求大，适宜建设调峰型集中式光热电站；

西南部分地区（云南西北部、四川西部），局部资源较好，电网覆盖薄弱，适合发展分布式、“小型化光热+储能”独立供电系统，服务偏远地区及边防供电。

华东沿海区域，虽然光热资源一般，但经济发达、用能体量大，可在海洋光热、园区分布式互补等方向开展技术探索与示范。

资源匮乏区

主要集中在东南沿海大部分地区、四川盆地及贵州大部分区域。从资源禀赋来看，该区域年太阳辐照量普遍低于4500兆焦/平方米，光热利用效率偏低，加之区域内人口密集、耕地紧张，开发成本高，且能源需求已由常规电源与风电、光伏等其他可再生能源得到较好满足，光热发电的经济性与竞争力不足。

区域特征差异对光热发电发展影响

区域资源禀赋影响

西北区域是我国光热资源最富集的区域，光热与土地资源最优、开发成本低，适合大规模集中式、多能互补开发；但远离负荷中心、外送通道不足，水资源与生态约束较强，产业配套薄弱。

华北区域光热资源中等偏上，土地条件较好；紧邻负荷中心、调峰需求突出，经济与融资能力强、配套完善；土地成本较高，电网消纳与火电竞争压力较大。

西南区域光热资源局部富集，地形复杂、电网覆盖不均，适合分布式、独立供电、光水互补；整体资源条件一般，土地碎片化、交通与生态管控制约集中式开发。

区域经济产业结构影响

西北区域经济水平相对不高，产业以能源原材料为主，产业配套弱、资金不足，对政策与外部输入依赖度高。

华北区域经济实力强、产业多元，工业用电与调峰需求大，产业链完整、市场化程度高，能够支撑光热商业化规模化发展。

西南区域发展梯度明显，中心城市清洁能源需求旺盛，偏远地区供电分散、可靠性要求高，与分布式光热场景高度契合。

区域电力系统供需格局差异影响

西北区域新能源装机大、本地负荷小、外送与消纳压力大，光热主要定位为调峰、平抑波动、提升外送稳定性。

华北区域是负荷中心，火电占比高、调峰缺口大，光热以提供优质调峰、保障电网安全、替代化石能源为核心功能。

西南区域发电以水电为主、新能源渗透率偏低，偏远地区电网薄弱，光热侧重末端独立供电、光水互补、填补枯水期缺口。

区域能源战略定位差异影响

西北区域作为国家大型清洁能源外送基地，本地电力负荷有限，新能源消纳压力持续存在，光热以规模化、基地化、集群化开发为主，为大规模清洁能源外送提供稳定支撑。

华北区域为我国核心负荷中心，光热聚焦保障能源安全、调峰互补，同时助力区域能源结构向清洁低碳转型。

西南区域光热发电的发展侧重区域自给、供电保障，光热以分布式、独立储能供电系统为主，优化区域电力供应结构，提升偏远地区供电可靠性。

综上所述，我国光热发电必须坚持因地制宜、分类指导、不搞“一刀切”，走差异化发展道路。针对资源富集区、负荷中心区、电网末端区等不同类型区域，制定精准适配的发展路径。

同时，推动光热深度融入源网荷储一体化，在电源侧互补、电网侧适配、负荷侧匹配、储能侧协同，配套实施差异化政策、跨区域协同、技术创新与要素保障等措施，实现高质量区域化发展。

国家规划与区域配套政策的协同发力

光热发电区域化发展需要国家层面规划的宏观引导与区域配套政策的精准落地，形成上下联动、精准发力的制度保障。《意见》作为国家层面的纲领性文件，明确了未来光热发电在装机规模、度电成本、技术迭代与产业建设等方面的核心目标，提出了资源普查、区域布局优化与产业协同发展的顶层设计，同时要求各地推动光热发电与产业发展深度协同，鼓励以光热为支撑调节电源的新能源一体化项目与新型高载能产业紧密结合。

《意见》通过规划引导、市场培育、技术创新与政策保障多轮驱动，强化光热发电在新型电力系统中的支撑调节作用，为区域差异化发展提供了清晰的方向指引。

针对西北资源富集区，尽管该区域光热禀赋优越，但存在外送通道不足、电力交易与收益机制不完善、水资源短缺、土地及生态保护矛盾突出等问题。需重点出台大型光热电站土地与水资源保障政策、外送通道配套支持举措：

一是加快跨区域输电通道建设，完善市场化电力交易机制，保障规模化光热电力的消纳与外送；

二是推广节水型冷却技术，加强水资源循环利用与优化配置，破解水资源约束；

三是坚守生态优先底线，在项目规划、建设全流程严格落实生态保护要求，实现能源开发与生态保护协同推进；四是强化技术创新驱动，通过迭代升级降低项目单位能耗与水资源消耗，提升可持续发展能力。

对于华北负荷中心区，光热发电以调峰为核心导向，但其土地和建设成本高、部分地区耕地保护压力大、用地难，且辅助服务市场价格机制不完善，调峰价值未充分释放。需聚焦调峰型项目，制定针对性电价补贴与辅助服务市场政策：

一是持续推进技术创新与产业升级，通过规模化生产、核心技术优化等路径降低光热发电成本；

二是统筹土地资源规划配置，探索利用盐碱地、未利用地等闲置资源建设项目，提高土地利用效率；

三是完善市场化机制，健全辅助服务市场价格形成机制，畅通绿电交易、碳交易渠道，充分释放光热发电的环境价值与辅助服务价值；

四是推动光热发电与煤电灵活性改造、储能电站协同运行，构建多元化调峰体系，提升区域电网调峰效率与安全稳定性。

而在西南区域，光热资源呈局部富集特征，地形复杂、电网覆盖不均衡导致偏远地区供电不足，适配分布式光热储能独立供电系统，且水光互补潜力大。但该区域光热禀赋整体不及西北、华北，土地碎片化不利于大规模开发，交通不便推高建设运维成本，生态约束严、审批复杂。需重点推出独立供电系统投融资支持、技术示范等政策：

一是加大小型化、模块化光热技术研发投入，提升技术成熟度与稳定性，优化复杂工况下的运行效率；

二是培育区域产业配套能力，引导相关企业布局简易加工、本地化运维服务等环节，降低设备采购与运维成本；

三是创新投融资机制，鼓励采用多元化模式吸引社会资本参与，同时建立稳定的收益保障机制，增强项目投资吸引力；

四是加强跨区域技术合作与交流，引进先进小型光热发电技术与管理经验，全面提升区域光热发电技术水平。

政策对区域布局的总体要求与导向作用

锚定战略目标，优化全局布局

光热发电区域布局应以“双碳”目标与新型能源体系建设为核心，构建资源适配、供需匹配、区域协同、安全高效的发展格局。

一是坚持资源优先与生态约束并重，优先在西北“沙戈荒”等资源优、承载力适宜区域规模化开发，严守生态红线，实现开发与保护协同。

二是强化供需精准对接，推动资源区电力向负荷中心外送，支持负荷中心、电网末端布局适配项目，满足调峰与供电保障需求。

三是突出系统协同整合，统筹衔接风光大基地、跨区输电通道、储能布局，构建源网荷储一体化、多能互补发展格局。

四是坚守安全发展底线，布局要与电网接纳、要素保障、产业基础相匹配，防范盲目投资和重复建设，保障电力系统安全稳定运行。

分类施策，精准适配区域需求

针对不同区域的发展定位与资源禀赋，要实行差异化政策导向，清晰指引各地优化光热发展路径。

一是对西北资源富集区，以规模化集群开发与跨区外送为主，重点推进规模化、集群化开发与跨区外送，建设光热发电与风电、光伏一体化开发的多能互补基地，完善输电通道与消纳机制，强化水土资源保障，推动生态友好与产业本地化。

二是对华北等负荷中心区，聚焦调峰互补与本地消纳，布局中小型及分布式光热项目，加强与煤电、储能协同，完善辅助服务市场与绿电交易，提升电网调节能力。

三是对西南等电网末端区，侧重安全保障与分布式应用，推广小型模块化光热储能独立供电系统，强化投融资与技术示范，鼓励探索“光热+水电”互补开发模式，提升能源自给率与供电可靠性。四是对东南等资源匮乏区，以技术示范与场景创新为主，在工业园区、城镇开展分布式及海洋光热示范，探索多领域融合应用，不追求规模化开发。

强化上下联动，保障落地见效

为确保区域布局落地，需构建国家统筹、地方细化、部门协同的联动机制。国家层面通过规划编制、标准制定、要素协调，明确总体方向与重大任务，《意见》要求各地结合资源普查，编制本地实施方案、细化布局重点。地方层面落实国家要求，出台配套政策，优化土地、水资源、财税、金融等要素保障，破解发展瓶颈。各部门协同推进输电通道建设、电力市场完善、技术创新体系构建等，形成政策合力，推动光热区域布局及规划落地见效，充分发挥其区域战略价值。

结论与展望

我国光热发电呈现区域差异显著、发展路径多元的核心特征，必须与区域资源禀赋、能源需求、经济水平及电网结构深度适配。不同区域应走差异化发展道路：西北等资源富集区走规模化集群化路线，建设多能互补基地与外送枢纽；华北等负荷中心区走调峰互补路线，满足本地电网调节需求；西南等电网末端区走安全保障路线，解决偏远地区供电问题。同时要健全跨区域协同机制，实现要素高效配置。

以国家顶层规划为引领、地方配套政策为支撑的上下联动政策体系，是光热区域化发展的关键保障。推进光热发电区域化布局，有利于提升资源利用效率、构建多能互补与区域协同的能源新格局，为能源绿色转型、“双碳”目标实现和能源安全提供重要支撑。

未来，技术迭代将持续赋能光热发电区域差异化发展：高参数大容量技术降低富集区开发成本，调峰与储能融合提升负荷中心区经济性，小型模块化技术拓展电网末端地区应用场景；光热制氢、供暖、工业供热等多元技术突破，将进一步拓宽应用场景。

跨区域协同与市场化转型将成为主流方向：跨区送电与利益共享机制不断完善，清洁电力全国优化配置；辅助服务、绿电、碳交易等市场成熟，推动行业发展由政策驱动转向市场驱动。

光热发电与乡村振兴、新型城镇化协同空间广阔：可为乡村提供清洁电热、助力产业升级，可与城市建筑、园区融合，支撑零碳城市与绿色园区建设。未来需持续创新融合模式，拓展发展空间，为经济社会高质量发展注入更强绿色动能。

注：本文刊载于《中国电力企业管理》2026年3期，作者单位：中电联统计与数智部统计信息处。