为推动光热发电的规模化发展，相关主管部门发布了围绕 deserts、戈壁和荒漠地区新能源基地建设的推进意见，明确在“十四五”期间力争全国光热发电的新增开工规模达到约3GW，并推动一批重点项目落地，促使光热产业逐步转入快速扩张轨道。

光热发电的技术路径多样，通常分为塔式、槽式、线性菲涅尔式及碟式等。目前全球运行的光热电站中，熔盐储能的塔式装机规模居多，线性菲涅尔仍处于较小规模阶段，碟式尚无商业化电站。我国在光热发电领域的产业化起步较早，示范项目对国产化和技术验证起到了重要作用。近期一轮政策与市场环境的改善，推动国内新开工机组数量显著增加。

当前参与投资建设的主体结构也在发生变化九州KU酷游。早期以光热技术与装备企业为主的投资主体，逐步向以传统电力投资企业为主的格局转变，如大型能源集团和综合性央企等，这一转变更好地支撑光热与风光一体化基地的协同发展与长期运营。

产业配套能力显著提升。我国已形成覆盖从原材料到核心装备的较完整光热产业链，钢铁、水泥、超白玻璃、高温吸热材料、传储材料、保温材料、集热镜、热源组件、传动与控制系统等关键环节实现国产化，设备国产化率保持在较高水平。通过示范项目的运行验证，国产技术与装备的可靠性与先进性得到进一步印证，核心设计与制造能力持续增强。

成本方面，光热发电单位投资成本明显下降。这一改善一方面源于光热在电力系统中的新角色转变——从“尽量多发电”转向“储能调峰”，有利于与风光在同一基地协同消纳；另一方面，聚光装置、储热系统、热存储专用设备等核心部件的国产化率提升、竞争加剧与技术进步共同推动成本下降。专家预计，若产能与市场持续扩张，单位成本仍有下降空间，光热发电在未来有望实现与其他主要发电方式的成本趋同，且在储能调峰、灵活出力方面具备独特的经济性和竞争力。

核心挑战与技术方向依然存在。当前制约持续扩大的关键因素包括政策连续性不足、价格形成机制尚未完善、融资环境与市场激励不足等；此外，核心设备的可靠性与寿命、聚光系统与传热组件的对比成本、规模化生产与质量控制体系仍需加强。为实现规模化建设，需地方能源主管部门尽快制定配套政策，统筹光伏、风电与光热的规划布局，在新能源基地建设中同步推进光热项目的规模化和产业化。

聚光与储热相关的技术仍需提升。熔融盐作为传热储热介质的第二代光热技术是当前主流，但核心设备的可靠性与寿命仍有待提高，聚光器与储能设备的成本高企制约了进一步扩张。未来需在提高聚光准确度、降低热损失方面持续改进，完善聚光、吸热、传热等部件的生产线与工艺，并开展大规模电/热耦合转换的研究，以充分利用规模效应降低单位造价。随着更多示范与应用的推进，国产设备将进一步替代进口，推动光热与风光的协同发展，助力构建灵活高效的新能源电力系统。