如何利用白天的阳光来解决夜间的用电问题？这是能量传输中需要克服的难题。国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于促进太阳能热发电规模化发展的若干意见》，其中提出，到2030年，光热发电总装机容量力争达到1500万千瓦左右，煤电每千瓦时发电成本与煤电基本持平。装机规模和平价节点的进一步明确，意味着“十五五”期间，我国能源转型有望迎来“光热时刻”。与我们熟悉的光伏发电不同，光热发电更像是一个巨型的“太阳能灶+热水壶+蒸汽机”组合。其工作过程分为三步：第一、“聚光”一是“聚光”，数千个定日镜像向日葵一样追逐太阳，将阳光精确地聚焦在高塔或管道上；二是“加热水”和“蓄热”，利用聚光产生的高温加热熔盐，将太阳收集到的能量储存起来；最后是“发电”。当高温熔盐被加热产生高温蒸汽时，发电原理非常相似，输出功率非常稳定，对电网非常友好。我们应该专注于发电吗？太阳能热发电？它是电网的稳定器和调节器。当风电和光伏装机容量大幅增加时，光热发电面临着波动和间歇性的挑战，它可以在日落后或阴雨天也能提供轮流发电。rtia并保持电网频率稳定，特别适合无水电调节能力的西北地区大规模建设。这是产业链升级的新机器。光热发电是典型的技术密集型高端制造业，涉及精密机械、自动控制、高温材料等领域。光热发电的发展将带动精密镜面、特种熔盐、高温吸热器等装备和材料的发展，提高我国在全球新能源产业链的竞争力。从产业发展阶段来看，经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、线性菲涅尔式等基础光热发电技术，构建了世界领先的光热发电产业链。建筑成本每千瓦电站从10年前的3万元左右下降到1.5万元，电费下降到0.6元左右。初步奠定了大规模发展的基础。尽管前景广阔，但光热发电的发展在规模化道路上也面临着一些“成长的烦恼”，政策的出台正是针对这些问题的出台。解决成本困境。光热发电初期投资较高，市场竞争较弱。如何打通平价上网“最后一公里”？政策提出，大规模降低成本，在大型能源基地按需合理配置光热发电，建设一批专用于光热发电的配套和可控新能源电站。这将推动光热发电装机年均增长近300万千瓦。实现规模化应用和局部替代后，太阳能光热发电成本电力发电成本预计将与煤电成本持平。确定性的市场预期赋予了行业“确定性”，这种确定性是长期资本的高度可预测性，让企业敢于在研发和产能方面做出长期规划。攻克技术难关。大型设备不足、关键技术和设备材料依赖进口是光热发电项目成本高的主要原因。从示范项目到商业运营的规则对设备的可靠性和稳定性提出了更高的要求。政策鼓励关键设备国产化和性能优化，减少对进口的依赖，提高设备运行效率和使用寿命。解决合作问题。在电力系统中，CSP需要找到“最佳点”。政策明确了多能互补基地的作用，尼鲁塔打消了电网公司“怎么送、怎么算”的担忧电价”，鼓励发展以光热发电为调节用电支撑的新能源一体化项目，发展算力中心、动力电池制造等新型高能源产业协同，成为真正运行的热电电池生产体系。展望2030年，随着政策落实和技术发展，光热发电发展将呈现三大发展趋势。应用场景融合。未来主要模式将是“光热+”：与光伏、风电基地一起作为稳定的发电基地太阳能热发电将不再孤立存在，而是与其他形式的能源深度融合，实现系统价值的最大化。塔式、槽式、线性菲涅尔式等不同技术路线将根据资源条件竞争和发展；同时，智能运维、效率提升、新材料应用将是降低成本的核心。行业将从单纯追求装机容量转向更高的发电效率和更低的度电成本。工业基础纸。光热发电企业将从单纯的电力输出向“发电+调峰+备用+供热”多功能综合服务商转型。光热发电将成为新电力系统中必须支持和调节的电源，提供全方位的能源服务。发展光热发电是我国在能源转型关键时期迈出的重要一步。点亮这颗“稳定之光”，新能源体系的基础将变得更加稳定可靠。 （作者：王一辰 来源：经济日报） （编辑：付仲明）