2025 年光热发电行业前景报告

2025年光热发电行业前景报告摘要2025年，全球能源转型进入关键攻坚期，光热发电作为集清洁发电+大规模储能于一体的优势技术，正迎来从规模化示范向市场化推广的转型节点本报告以现状-驱动-挑战-趋势-前景为逻辑主线，通过分析全球及中国光热发电行业的发展基础、核心驱动因素、现存挑战、技术突破方向及市场潜力，结合政策环境与产业链动态，系统评估2025年行业前景报告认为，2025年将是光热发电实现成本可控、技术成熟、市场放量的关键一年，在全球能源安全与双碳目标推动下，行业有望进入规模化发展新阶段，但需突破储能成本、并网消纳等现实瓶颈

一、引言光热发电的时代定位与研究意义

1.1全球能源转型的迫切需求当前，全球气候变化与能源安全危机交织，各国加速向可再生能源转型国际能源署（IEA）数据显示，2023年全球可再生能源发电占比已达

28.3%，但电力系统仍面临波动性大、调峰困难的核心矛盾——风电、光伏等波动性电源占比提升，需配套稳定、长时储能技术保障电网安全光热发电通过光-热-电的全链条转化，结合储热系统可实现连续稳定发电，是破解新能源消纳难题的重要路径

1.2中国双碳目标下的战略地位中国提出2030碳达峰、2060碳中和目标，2025年是实现非化石能源消费比重达到20%左右的关键节点光热发电作为十四五规划明确的重点发展技术，具有调节能力强、发电稳定性高的优势，可与风电、光伏形成风光储+光热多能互补系统，提升电网对高比例第1页共11页可再生能源的接纳能力据中国光伏行业协会（CPIA）预测，2025年中国光热发电装机量有望突破500万千瓦，较2023年的约200万千瓦实现翻倍增长

1.3本报告的研究框架本报告将从行业现状切入，通过分析驱动因素与现存挑战，探讨2025年技术突破方向与市场潜力，最终提出行业发展建议全文采用总分总结构，以现状分析-核心矛盾-趋势展望为递进逻辑，结合区域市场与产业链动态，形成全面、系统的研究结论

二、2024年光热发电行业发展现状基础夯实，转型加速

2.1全球装机规模稳步增长，中国领跑市场

2.

1.1全球装机总量突破50GW，技术成熟度提升截至2024年6月，全球光热发电装机容量达

52.3GW，较2020年的

39.8GW增长

31.4%，年均复合增长率（CAGR）约

8.5%从技术路线看，槽式技术占比最高（约65%），因成熟度高、成本低，主要应用于美国、西班牙等市场；塔式技术占比约20%，以中国、德国为代表，虽起步较晚，但在高温集热、大规模储热领域优势显著；线性菲涅尔式占比约10%，适用于中小规模项目；碟式技术因成本高、单机容量小，目前仍以示范为主

2.

1.2中国装机量占全球40%，成为核心增长极中国是全球光热发电装机量最大的国家，截至2024年6月达

20.9GW，占全球总量的40%2023年中国新增装机

1.2GW，较2022年增长20%，主要集中在甘肃、青海、新疆等三北地区及内蒙古、山西等新能源基地值得关注的是，中国已建成多个规模化光热示范项目，如中广核德令哈50MW塔式项目、中控德令哈50MW槽式项目，均实现连续稳定运行超1000小时，验证了技术可行性第2页共11页

2.2产业链逐步完善，成本持续下降

2.

2.1核心设备国产化率超90%，供应链韧性增强中国光热产业链已形成从集热器、储热罐到控制系统的完整体系，国产化率达90%以上以集热器为例，槽式反光镜国产化成本较2015年下降60%，单块反光镜成本从120元降至48元；储热系统中，高温熔盐储罐（容量10万立方米级）制造成本较2020年下降35%，主要得益于国内企业在材料、焊接工艺上的突破

2.

2.2度电成本降至

0.3-

0.4元/度，接近传统能源竞争力随着技术成熟与规模化效应，光热发电度电成本（LCOE）持续下降2023年全球新建项目平均LCOE约

0.38元/度，较2010年的

0.65元/度下降

41.5%；中国国内项目因政策补贴与本地化优势，LCOE进一步降至

0.32-

0.38元/度，已接近天然气发电（

0.35-

0.45元/度）水平，在新能源补贴退坡背景下，具备与传统能源直接竞争的潜力

2.3技术路线差异化发展，创新加速

2.

3.1槽式技术成本优势稳固，聚焦大规模应用槽式技术凭借成熟度高、单槽容量大（单槽100-200kW）、建设周期短（1-2年）的优势，仍是主流选择2023年全球新签槽式项目占比超70%，典型代表为美国Ivanpah光热电站（392MW），通过升级反光镜材料与吸热管工艺，度电成本已降至

0.35元/度以下

2.

3.2塔式技术高温优势凸显，向大规模储热突破塔式技术的核心优势在于可实现1000℃以上高温，储热温度越高，热效率越高，适合大规模、高参数发电中国国内首个100MW塔式项目（中广核德令哈）已实现24小时连续发电，储热时长达10小时；2024年，国内企业正研发20小时、甚至100小时级储热技术，通第3页共11页过提升吸热器效率与储热材料性能，目标将度电成本降至

0.3元/度以下

2.

3.3创新技术探索热化学储热、一体化设计崭露头角热化学储热技术通过化学反应实现能量存储，可突破传统显热储热的高温受限问题，2023年中国科学院工程热物理研究所研发的钙钛矿基热化学储热材料，储热密度达3000kJ/kg，较传统熔盐储热（1000kJ/kg）提升3倍，成本预计下降40%，目前已进入中试阶段此外，光热+光伏一体化项目在中东、北非等地试点，通过共享集热场与储热系统，降低单位投资成本约15%

三、2025年光热发电行业核心驱动因素政策、需求与技术共振

3.1全球政策持续加码，市场化机制逐步完善

3.

1.1中国十四五规划明确目标，补贴转向市场化中国《十四五可再生能源发展规划》提出，到2025年光热发电装机量达500万千瓦，重点建设三北风光储一体化基地与西南水光互补基地，配套光热调峰值得注意的是，2023年中国已取消光热发电中央补贴，转向平价上网+市场化交易机制，通过绿电交易、容量补偿等政策保障收益例如，甘肃、青海等地将光热发电纳入新能源消纳保障机制，允许参与辅助服务市场，度电收益提升约

0.05元

3.

1.2国际欧盟碳关税与美国IRA法案推动增长欧盟碳边境调节机制（CBAM）将对高碳电力征收碳税，光热发电因零碳排放，可显著降低企业碳成本；美国《通胀削减法案》（IRA）对光热项目提供30%的投资税收抵免（ITC），有效期至2032年，叠加《电力法》修订后允许光热参与电力市场，预计2025年美国光热装机将突破5GW

3.2电力系统转型需求高比例新能源下的调峰刚需第4页共11页

3.

2.1风电、光伏波动性倒逼稳定电源建设2023年全球风电、光伏装机达

1.3TW，占总装机的32%，但因出力波动大（如光伏白天出力占比达50%以上），电网调峰压力剧增光热发电可通过储热实现削峰填谷，例如，100MW光热电站配套10小时储热系统，可满足200-300MW风电/光伏的调峰需求据国家电网数据，2025年中国新能源弃风弃光率需降至5%以下，光热发电将承担至少30%的调峰任务

3.

2.2电网稳定性要求提升，光热成关键支撑随着新能源渗透率提升，电网对惯性支撑需求增加光热发电可通过控制出力曲线，提供秒级响应的调节服务，而储能电池响应速度虽快，但容量有限（一般仅2小时）2025年，全球主要电网将要求光热发电配套2-4小时储热系统，以保障极端天气下的电力连续性，例如欧洲北溪管道爆炸后，德国已明确要求光热电站参与电网调频，提升系统稳定性

3.3技术成本持续下降，商业化能力显著增强

3.

3.1储热成本占比下降，规模化效应显现储热系统是光热发电成本的核心组成部分（占比约30%-40%），随着熔盐储热技术规模化应用，2023年10小时储热系统成本较2020年下降25%，单kWh储热成本从150元降至110元；中国企业研发的储热-发电一体化设备，将储热与发电系统集成度提升40%，进一步降低单位投资

3.

3.2智能化技术降低运维成本，提升发电效率数字孪生、AI优化等技术在光热电站的应用，可实现集热器阵列的精准控制与故障预警例如，中控技术研发的光热电站智能运维平台，通过实时监测反光镜角度、吸热管温度等参数，将集热效率提升第5页共11页5%-8%，运维人员需求减少60%，运维成本下降40%2025年，智能化技术将成为光热电站降本增效的核心手段，预计可使度电成本再降

0.03-

0.05元

四、2025年光热发电行业面临的挑战现实瓶颈与突破方向

4.1核心挑战一储能成本仍高，规模化储热技术待突破

4.

1.1储热成本占比超30%，制约项目经济性尽管储热成本持续下降，但目前10小时级储热系统（100MW电站配套100万kWh储热）成本仍达

1.2-

1.5亿元，占项目总投资的30%-40%以甘肃某50MW光热项目为例，储热系统成本约

0.6亿元，占总投资的35%，若将储热时长从10小时降至6小时，可降低成本约25%，但会影响调峰能力，需在成本与性能间平衡

4.

1.2高温储热材料性能与寿命瓶颈当前主流的熔盐储热（硝酸钾-亚硝酸钾混合盐）工作温度约565℃，存在低温易结晶、高温易分解的问题，且长期使用后热导率下降约20%，影响储热效率2023年，国内企业研发的高温热化学储热材料虽储热密度高，但稳定性不足（循环寿命仅500次），而国外研发的熔融氧化物储热材料成本过高（约2000元/kg），难以规模化应用

4.2核心挑战二并网消纳与电网接入标准不统一

4.

2.1跨区域消纳能力不足，局部弃光率高中国西北、华北等光热资源丰富的地区，新能源基地内风光光热项目集中，而本地电网消纳能力有限，2023年甘肃、新疆部分光热项目因新能源大发时段弃光率超15%，导致机组利用率不足60%此外，光热电站出力预测精度不足（误差约10%-15%），电网调度难度大，需配套更完善的风光热储一体化规划第6页共11页

4.

2.2并网标准不统一，技术规范待完善全球光热发电并网标准存在差异欧盟要求光热电站具备爬坡率10%/min的响应能力，美国要求2秒级调频响应，而中国尚未出台专门的光热并网标准，部分项目因技术参数不达标无法并网例如，某企业2023年投运的100MW光热项目，因爬坡率不满足电网要求，被迫降低出力运行，年发电量损失约8%

4.3核心挑战三投资回报周期长，融资难度大

4.

3.1投资回报依赖政策补贴，市场化机制待成熟尽管中国已取消中央补贴，但地方政府配套的电价补贴与税收优惠仍影响项目收益以甘肃某50MW光热项目为例，若未获得省级补贴（

0.03元/度），度电收益将下降至

0.35元/度，投资回收期延长至18年（原12年）此外，光热项目融资依赖政府专项债与政策性银行贷款，2023年中国光热项目融资成本约

5.5%-

6.5%，高于风电（

4.5%-

5.5%）与光伏（4%-5%）

4.

3.2技术风险与运营经验不足，降低投资意愿光热发电技术复杂，涉及热传输、储热、控制等多环节，企业对技术成熟度存在顾虑例如，2023年某企业塔式光热项目因吸热器材料腐蚀，导致停机检修3个月，直接损失超2000万元，影响了其他企业的投资信心此外，全球光热电站平均运营经验不足5年，运维团队专业性不足，进一步增加了投资风险

五、2025年光热发电行业技术趋势与市场前景

5.1技术突破方向储热、效率与智能化升级

5.

1.1储热技术从高成本到低成本+长时化第7页共11页显热储热优化熔盐储热向高参数、大容积发展，目标将工作温度提升至600℃以上，储热密度提升20%，单罐容量突破20万立方米（对应100MW电站储热10小时），成本下降至100元/kWh以下潜热储热商业化相变材料（如石蜡、硝酸盐）储热技术在中小规模项目中应用，2025年预计实现商业化部署，储热效率提升15%，但需解决材料密封性与长期稳定性问题热化学储热中试落地钙钛矿、MOFs（金属有机框架）等新型热化学材料进入中试阶段，2025年完成100kW级示范项目，目标储热成本降至80元/kWh，储热时长突破24小时

5.

1.2集热技术向高聚光、高效率发展槽式技术反光镜采用超白压花玻璃+聚光膜复合结构，聚光效率提升至92%，单槽发电容量突破300kW，度电成本再降10%塔式技术定日镜采用平面反射镜+跟踪控制技术，聚光比提升至3000倍，吸热器效率从75%提升至85%，单塔容量突破200MW，适合大规模基地建设线性菲涅尔技术聚焦低成本+灵活性，在分布式光热项目中应用，2025年度电成本目标降至

0.3元/度，成为中小规模调峰主力

5.

1.3智能化与数字化提升效率与降低成本数字孪生电站通过三维建模与实时数据采集，模拟电站全生命周期运行状态，优化集热器角度、储热充放策略，发电效率提升8%-12%AI运维系统基于机器学习算法预测设备故障（如反光镜损坏、吸热管堵塞），提前干预，运维成本下降30%，故障停机时间减少50%第8页共11页虚拟电厂（VPP）接入光热电站通过VPP平台参与电力市场，提供调峰、调频、备用等服务，单项目年收益增加15%-20%

5.2全球市场前景预测2025年装机量突破100GW，中国占比超50%

5.

2.1全球市场规模中国领跑，中东与美国快速增长中国2025年装机量预计达550万千瓦，CAGR约30%，重点建设三北风光基地配套光热项目，如甘肃700MW、新疆500MW等规模化基地中东沙特、阿联酋等国依托丰富光热资源（年日照超3000小时），2025年装机量预计达20GW，主要用于光热+海水淡化综合项目，降低能源成本美国IRA法案推动下，2025年装机量预计达8GW，以100MW级槽式项目为主，配套电网升级后接入加州、德州等新能源高渗透率地区欧洲德国、西班牙重启光热项目，2025年装机量预计达5GW，重点发展10小时级储热技术，应对冬季新能源出力不足问题

5.

2.2中国市场细分从西北到西南，多场景应用拓展西北新能源基地甘肃、青海、新疆等三北地区，2025年光热装机占比达60%，与风电、光伏形成风光储+光热多能互补系统，提升基地整体出力稳定性西南水光互补四川、云南等地利用高海拔+光照充足特点，建设光伏+光热+水电混合电站，2025年装机预计达100万千瓦，平抑水电出力波动第9页共11页分布式调峰内蒙古、山西等中小城镇，建设10-50MW级光热项目，配套储能系统，为工业园区提供稳定绿电，2025年市场规模约50万千瓦

5.

2.3产业链价值储热与智能化环节成新增长点储热材料与设备2025年全球光热储热市场规模将达150亿美元，中国企业在熔盐储罐、相变储热材料领域占据70%份额，成为核心供应商控制系统与AI算法智能运维与数字孪生技术推动市场规模达50亿美元，国内企业通过自主研发与国际合作，逐步打破国外技术垄断BOS（辅助设备）反光镜、吸热器、汽轮机等核心部件国产化率超95%，2025年市场规模约300亿美元，全球供应链主导权向中国转移

六、结论与展望2025年，光热发电的规模化元年

6.1总结机遇与挑战并存，转型关键期已至2025年，光热发电行业站在从示范到规模化的转折点全球政策持续加码、电力系统转型需求迫切、技术成本下降至平价区间，为行业提供了发展机遇；但储能成本高、并网标准不统

一、融资难度大等挑战仍需突破总体来看，2025年将是光热发电实现成本可控、技术成熟、市场放量的关键一年，全球装机量有望突破100GW，中国占比超50%，成为行业增长的核心引擎

6.2展望技术创新驱动行业升级，市场化机制决定未来未来3-5年，光热发电行业将呈现三大趋势第10页共11页技术路线分化槽式技术主导规模化应用，塔式技术聚焦高参数、长时储热，热化学储热等创新技术在特定场景（如24小时连续供电）实现突破；商业模式创新从单一发电转向光热+储能+电网+制氢多场景应用，通过绿电交易、容量补偿、辅助服务等提升收益；全球竞争加剧中国企业凭借产业链优势，在中东、欧洲等市场与美国、欧洲企业展开竞争，逐步实现从技术跟随到标准输出的转变

6.3建议多方协同推动行业发展政策层面完善市场化+补贴组合政策，明确光热在电力系统中的定位，将其纳入新能源消纳保障机制；企业层面加大储热技术研发投入，推动光热+风光储一体化项目落地，探索绿电+碳交易商业模式；产业链层面加强产学研合作，突破高温材料、智能控制等卡脖子技术，降低单位投资成本光热发电是全球能源转型的稳定器，2025年，随着技术突破与市场成熟，这一阳光与热量的艺术将真正成为推动碳中和的绿色引擎字数统计约4800字第11页共11页。