国家发展改革委国家能源局关于促进 光热发电规模化发展的若干意见 发改能源〔2025〕1645 号 河北省、内蒙古自治区、吉林省、四川省、西藏自治区、甘 肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔自治区发展改 革委、能源局，国家能源局有关派出机构，有关电力企业： 光热发电兼具调峰电源和长时储能的双重功能，能够实 现用新能源调节支撑新能源，能够为电力系统提供长周期调 峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性电源 的潜力，是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段， 是加快构建新型电力系统的有效支撑。同时，光热发电产业 链长，规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。 为更好适应新能源高质量发展需求，助力加快构建新型电力 系统，现就促进光热发电规模化发展提出以下意见。 一、总体目标 积极推进光热发电项目建设，不断拓展光热发电开发利 用新场景，保障光热发电规模化发展。到2030 年，光热发 电总装机规模力争达到1500 万千瓦左右，度电成本与煤电 基本相当；技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自 主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势 的新产业。 二、加强规划引导 （一）深入开展光热发电资源普查。建立科学系统的资
源普查内容方法体系，集成太阳能观测、国土资源、地形地 貌和水资源等基础数据，评估光热资源水平，落实场址建设 限制性因素，衔接国土空间规划，形成全面系统的光热发电 资源数据库。建立普查成果数据库动态管理机制，及时更新 基础信息，确保普查成果的时效性和实用性。针对重点省区， 明确优势资源区域和发展潜力，提前做好要素保障和场址保 护，为项目建设奠定良好基础。加强普查成果的共享与应用， 为区域光热发展提供科学依据。 （二）做好光热发电规划布局。适应光热发电规模化发 展形势与需要，明确光热发电在新型电力系统中的定位及作 用，完善光热发展规划研究技术体系，在资源普查工作基础 上，科学开展光热发电规划布局研究。鼓励各省区结合国家 能源发展战略、生态环保要求、地区资源禀赋、区域能源发 展需求、电力系统特性及电热耦合需求等，充分考虑光热发 电在区域电力平衡和调节支撑电源中的作用，因地制宜编制 光热发电发展规划，围绕发展模式和实施路径分阶段、分区 域提出光热发电重点项目布局，并做好与其他发展规划的衔 接。支持在技术经济可行、需求迫切的省区每年规划建设一 定规模的光热发电项目，并做好相应政策保障。 （三）做好光热发电与产业发展协同布局。充分利用光 热发电支撑调节能力，分行业开展光热发电与产业协同布局 研究，提出光热发电与相关产业协同布局方案。鼓励以光热 发电作为支撑调节电源的新能源一体化项目与矿产资源开 发冶炼、算力中心、动力电池制造、盐湖提锂等新型高载能
产业紧密结合，探索通过算力电力协同及绿电直连、源网荷 储一体化等新能源就近消纳新业态，实现可再生能源高效利 用，推进高比例可再生能源供能产业园区建设布局。 三、积极培育光热发电应用市场 （四）结合大型能源基地建设，按需合理配置光热发电 规模。支持具备技术经济条件的“沙戈荒”大型外送新能源 基地、水风光外送基地、各类自用型基地等新能源基地，开 展光热电站项目建设。科学确定基地中光热发电装机规模， 优化提升基地调节能力，增加基地绿色电量占比，降低基地 平均度电碳排放量，加强新能源稳定送出，积极探索技术经 济可行的光热电站在大基地中作为支撑调节电源发挥作用。 （五）建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电 站。结合区域资源禀赋、建设要素、用能需求和消纳能力等 内外部条件，根据新型电力系统建设需求，以有效填补地区 电力缺口、缓解电力保障压力、提供绿色支撑调节能力为目 标，贯彻电热耦合与源网协同理念，建设一批在本地消纳的 大容量光热电站或光热与风电、光伏发电一体化调度运营项 目，提升区域电网的调峰能力和稳定性，增强电力供应的安 全性和灵活性。 （六）探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体 化系统。积极推动具有绿色溯源需求的产业，结合产业调整 与转移需求，在光热资源富集区域构建以光热电站为基础， 联合其他新能源电源、新型储能等电力设施的源网荷储一体 化系统，在具备条件的地区，进一步探索覆盖附近区域用电、
用汽与用热需求。加强源网荷储一体化系统管理和运营，建 立健全运行机制和安全保障体系。鼓励在具备条件的电网末 端，探索构建以光热发电为基础支撑的系统弱连接型或独立 型源网荷储一体化系统，提高供电保障水平。 四、充分发挥光热发电对新型电力系统的支撑调节作用 （七）发挥光热发电对新型电力系统的支撑作用。结合 光热发电集“热电”转换和常规交流同步发电机于一身的绿 色支撑能力，充分发挥光热发电在调频、调压、黑启动和惯 量响应等方面的作用，进一步优化电站运行方式，挖掘光热 发电作为绿色低碳基础保供电源潜力，推动光热的系统保供 价值转化，提高新型电力系统绿色可靠支撑容量比重。 （八）增强光热发电对新型电力系统的调节作用。发挥 光热发电大规模、低成本和高安全储热系统功能，利用光热 宽负荷调节范围和快速变负荷能力，发挥深度调峰能力，提 升电力系统调节能力。鼓励配置或预留电加热系统，支持配 置电加热系统的光热电站通过电力市场发挥系统长时储能 电站功能，获得相应市场收益。 （九）加快推进在建项目建设，提升在运项目的调度响 应能力。充分吸收投运项目在设计、施工和运行环节经验， 积极应用新技术新装备新工艺降本增效，在确保安全和质量 的基础上，加快推进在建项目建设。省级能源主管部门应加 强已备案未开工项目的督导，加快推动开工建设。积极推动 在运项目开展电力市场盈利模式的探索，不断提升调度响应 和参与辅助服务市场能力，多措并举提高电站的经济效益。
五、加快推动光热发电技术与产业创新 （十）逐步推动高参数大容量技术推广。积极支持高参 数大容量光热电站的技术创新与工程应用，在资源条件适宜、 电力负荷和热负荷高需求地区稳步推进30 万千瓦等级光热 电站建设，加强项目监测与评估，为后续推动60 万千瓦等 级光热电站建设积累基础数据，逐步提升光热电站技术先进 性和系统支撑调节作用，有效改善新能源安全可靠替代能力。 （十一）加快关键技术突破，促进光热产业降本增效。 加快关键技术、材料与装备研发，支持光热发电头部企业与 科研机构组建研发联合体，聚焦高效聚光吸热换热、规模化 长时高温储热、能量高效转换、高灵活性光热机组、智慧化 控制等领域，开发新型大开口槽式集热器、高精度定日镜、 低成本长寿命储热材料、新型透平等国产化关键装备，全面 提升我国光热核心技术自主化及关键装备国产化水平。强化 光热领域应用基础研究，突破高参数“光－热－电”转换及 高效热能存储等科学理论，鼓励颠覆性技术创新。 （十二）建立健全协同发展机制，推动光热产业高质量 发展。探索开展光热和煤电耦合降碳技术研究应用，在资源 与建设条件适宜的地区，鼓励光热和煤电耦合技术项目建设。 科学谋划光热产业链协同发展布局，积极构建完整产业链条， 充分发挥现代产业链链长带动作用，推进光热产业链上下游 深度合作，形成优势互补、协同发展的产业格局。加速推进 光热产业链强链、补链，促进资本与产业链深度融合，在重 点地区打造光热产业园或产业集群，通过产业集聚和协同发
展促进光热产业降本增效。加快推动光热产业标准化体系建 设，提升光热产业设计、制造、建设、运维等全流程标准化 水平，积极参与国际标准制定。 （十三）积极推动产业“走出去”，提升光热发电国际 合作水平。充分利用能源双多边合作机制，发挥我国光热产 业技术创新与装备优势，加强与相关国家标准互认，开发契 合当地资源禀赋及市场需求的多元化光热发电产品和技术 服务。加大对外宣传，鼓励国内企业结合自身发展战略与当 地企业开展技术、合资经营等多种形式的合作，探索打造光 热发电“一带一路”旗舰项目，同时注意防范各类风险，促 进合作项目长期可持续。 六、完善政策保障机制 （十四）加大政策支持力度。支持符合条件的光热发电 项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）、 资产支持证券等方式，盘活存量资产、促进投融资良性循环。 （十五）推动光热发电公平参与电力市场。落实新能源 上网电价市场化改革要求，鼓励相关省份制定支持光热发电 发展的新能源参与电力市场实施细则，因地制宜出台既能适 应市场竞争、又能保障稳定运营的可持续发展价格结算机制。 对符合条件的光热发电容量，可按可靠容量给予补偿，鼓励 相关省份探索构建光热电站可靠容量评估方法，待国家建立 可靠容量补偿机制后与国家相关要求做好衔接。鼓励光热发 电项目参与省内和跨省跨区年度电力中长期交易，支持光热 发电积极参与各类辅助服务市场并获得收益。
（十六）建立健全光热发电激励机制。系统评估首批光 热示范项目建设和运行经验，建立全行业信息共享机制，推 动光热发电产业协同发展。系统评估新能源基地和源网荷储 配套光热发电运行状况、调峰效果和系统支撑能力等，建立 基于评估结果的项目激励机制。 （十七）提高光热电站绿色收益。统筹利用好国家温室 气体自愿减排交易市场、绿证市场和新能源可持续发展价格 结算机制等，做好支持政策衔接。光热发电项目可自主选择 绿色收益来源，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请 国家核证自愿减排量（CCER），不纳入新能源可持续发展价 格结算机制；拟申请CCER 的，在完成减排量核查和登记后 注销减排量对应的未交易绿证；按国家规定纳入可持续发展 价格结算机制的项目，不重复获得绿证收益。 （十八）加强土地等要素保障和政策落实保障。统筹协 调新能源发展布局，在具备条件的风光大基地、源网荷储一 体化、高比例可再生能源供能产业园区，以及含光热发电的 独立供能系统、光热与煤电耦合试点、热电联产等各类项目 中，合理布局并预留光热场址，光热集热场区用地可通过租 赁方式取得。 相关省级能源主管部门要积极推动光热发电发展，抓紧 组织开展省级光热发电资源普查、布局规划等工作，推动落 实光热发电相关的电价机制、辅助服务细则等各项保障措施， 加强项目建设统筹协调，保障项目顺利实施。国家能源局派
出机构针对光热发电规模化发展政策措施落实情况进行常 态化监管，重大事项及时报告。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年12 月15 日
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国家发展改革委国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见（发改能源〔2025〕357号）
国家发展改革委国家能源局关于 加快推进虚拟电厂发展的指导意见 发改能源〔2025〕357 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，北京市城市管理委员会，天津市工业和信息化局、辽 宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市 经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局 各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公 司，有关中央企业： 随着新型电力系统建设和电力市场建设的加快推进，虚 拟电厂的发展条件日益成熟、作用日益显著、需求日益增长。 为加快推进虚拟电厂发展，现提出如下意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯 彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实“四 个革命、一个合作”能源安全新战略，加快提升虚拟电厂的 发展规模和水平，充分发挥调节作用。坚持统一认识，明确 虚拟电厂的定义和功能定位。坚持开放包容，健全支持虚拟 电厂发展的政策和市场体系。坚持安全可靠，将虚拟电厂纳 入电力安全管理体系并明确安全管理要求。坚持多元参与， 鼓励民营企业等各类社会资本结合自身优势参与虚拟电厂 投资、建设和运营。 到2027 年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参
与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到 2000 万千瓦以上。到2030 年，虚拟电厂应用场景进一步拓 展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到 5000 万千瓦以上。 二、规范虚拟电厂的定义和定位 （一）虚拟电厂的定义。虚拟电厂是基于电力系统架构， 运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、 可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同 参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。 （二）虚拟电厂的功能定位。虚拟电厂对增强电力保供 能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。 在系统运行方面，可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。 在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场 交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。 三、积极推动虚拟电厂因地制宜发展 （三）加快培育虚拟电厂主体。省级主管部门要结合本 地区实际制定虚拟电厂发展方案，在发展规模、业务类型、 运营模式、技术要求等方面作出安排，针对省级、地市级电 力调节需要，培育不同特点的虚拟电厂主体，完善虚拟电厂 发展体系，围绕聚合分散电力资源、增强灵活调节能力、减 小供电缺口、促进新能源消纳等场景加快推进虚拟电厂规模 化发展。鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类 企业积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业参与虚拟电厂投 资开发与运营管理，共同推动技术及模式创新。
（四）持续丰富虚拟电厂商业模式。省级主管部门及有 关单位要推动虚拟电厂立足核心功能，公平参与各类电力市 场或需求响应，获取相应收益。鼓励虚拟电厂开展业务创新， 提供节能服务、能源数据分析、能源解决方案设计、碳交易 相关服务等综合能源服务，拓宽收益渠道。 四、持续提升虚拟电厂建设运行管理水平 （五）建立健全虚拟电厂建设运行管理机制。省级主管 部门组织制定本地区虚拟电厂建设运行管理办法，统一省内 虚拟电厂建设运行管理规范，明确项目建设、接入管理、系 统调试、能力检测、上线运行等流程，提升虚拟电厂项目实 施和运行效率。动态监测评估虚拟电厂的运行效果、发展趋 势等，不断完善虚拟电厂管理体系。 （六）完善虚拟电厂接入调用机制。虚拟电厂根据参与 业务的技术要求、电力市场建设进程及运行管理需要接入相 应系统。参与需求响应的虚拟电厂接入新型电力负荷管理系 统（以下简称负荷系统）；参与电力现货市场、辅助服务市 场的虚拟电厂接入电力调度自动化系统（以下简称调度系 统），或通过接入负荷系统参与部分交易品种。电力调度机 构或电力负荷管理中心要根据虚拟电厂发展需要优化工作 机制，做好系统接入服务，开展虚拟电厂调节能力评估，确 保满足参与电力市场或需求响应的准入要求，高效有序实施 虚拟电厂调用或资源组织。 （七）提升虚拟电厂资源聚合水平。虚拟电厂运营商建 立相关技术支持系统，具备监测、预测、指令分解执行等信
息交互功能，按有关规则响应调度系统或负荷系统的指令， 对聚合资源进行优化调控。参与现货市场的虚拟电厂所聚合 资源原则上应位于同一市场出清节点，电网条件和市场规则 允许的情况下，也可跨节点聚合资源。单一资源不能同时被 两个及以上虚拟电厂聚合。 五、完善虚拟电厂参与电力市场等机制 （八）明确参与电力市场的准入条件。虚拟电厂在满足 《电力市场注册基本规则》要求及相应市场的准入要求后， 可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服 务市场。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参 与电力市场交易。省级主管部门、国家能源局派出机构结合 职责，明确并组织发布虚拟电厂参与各类电力市场的规则细 则。在虚拟电厂参与电力市场初期，可结合实际适当放宽准 入要求，并根据运行情况逐步优化。 （九）健全参与电能量市场的机制。加快推进虚拟电厂 作为资源聚合类新型经营主体整体参与电力中长期市场和 现货市场交易，并明确相应的电量电费计算原则。虚拟电厂 在电力中长期市场和现货市场开展购售电业务，应具备售电 公司资质。健全完善中长期市场价格形成机制，适当拉大现 货市场限价区间。在具备条件的地区，积极探索虚拟电厂参 与跨省电力交易。 （十）完善参与辅助服务市场的机制。加快推进辅助服 务市场向虚拟电厂开放，针对虚拟电厂特点完善交易品种和 技术要求。完善辅助服务市场交易和价格机制，公平设定各
类辅助服务品种申报价格上限，不应对各类主体设立不同上 限。建立完善适应虚拟电厂发展阶段的考核机制，保障虚拟 电厂调节能力可靠性。 （十一）优化需求响应机制。完善虚拟电厂参与市场化 需求响应机制，扩大聚合分散需求侧资源的规模，提升需求 侧资源响应水平。根据“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担” 的原则，合理确定需求响应补偿标准，需求响应价格上限由 省级价格主管部门研究确定，同步健全需求响应分摊机制。 六、提高虚拟电厂安全运行水平 （十二）提升虚拟电厂参与电力系统运行的安全水平。 纳入涉网安全管理范围的虚拟电厂，要接受电力调度机构统 一调度，执行涉网安全管理规章制度。虚拟电厂与调度系统、 负荷系统等交互应满足相应系统的网络安全防护要求，加强 软硬件配置和安全监测，确保安全可靠。将虚拟电厂纳入电 力安全应急模拟演练，制定电网应急预案和处置流程，明确 虚拟电厂与电网企业各部门的责任和分工，不断提升应急响 应与快速恢复水平。虚拟电厂根据接入的系统，定期向电力 负荷管理中心或电力调度机构提交聚合资源清单和变更申 请。电网发生紧急情况时，虚拟电厂聚合资源应按要求执行 调节指令。 （十三）提升虚拟电厂自身安全水平。虚拟电厂运营商 要加强自身安全管理，落实技术监督等要求，在相关协议中 明确虚拟电厂及各分散资源的安全责任。加快网络安全防护 体系建设，严格遵守《电力监控系统安全防护规定》等政策
法规和标准规范，落实网络安全防护要求。加强数据安全管 理，使用满足要求的密码产品，确保数据源头加密和防篡改。 加强异常监测，及时发现数据安全隐患并快速排除。 七、推动虚拟电厂技术创新和标准规范体系建设 （十四）加强虚拟电厂关键技术研发应用。开展虚拟电 厂资源聚合、调节能力、智慧调控、交易辅助决策、安全稳 定及评估检测等领域的关键技术攻关，推进智能量测与通信 技术的研发应用，支撑实现分散资源广泛感知、精准响应、 高速互联，持续提升虚拟电厂调节性能和运行控制水平。 （十五）建立健全虚拟电厂全环节标准体系。加快推动 虚拟电厂聚合响应、并网调控、智能计量、数据交互、安全 防护等技术标准的立项、编制与发布。对行业亟需但标准尚 未覆盖的领域，应通过技术指引等政策性文件先行规范。结 合发展实际修订已发布标准中的不适应条款，增强标准的适 用性。 八、加强组织实施 （十六）落实各方责任。省级主管部门牵头建立完善虚 拟电厂发展工作机制，协调解决推进过程中的问题，支持各 有关主体建立虚拟电厂发展交流平台；会同有关部门编制虚 拟电厂发展方案、建设运行管理规范等政策文件；与国家能 源局派出机构按分工编制虚拟电厂参与电力市场交易的配 套文件。省级价格主管部门牵头完善相关价格政策。电网企 业、电力市场运营机构持续提升服务虚拟电厂参与系统运行 和电力市场的水平，虚拟电厂运营商高效组织分散资源参与
电力系统互动。电网企业与虚拟电厂运营商按各自职责承担 相应的电力安全供应责任。国家能源局派出机构加强监管， 及时发现问题并结合职责推动解决。 （十七）完善支持政策。积极落实“两新”（大规模设 备更新和消费品以旧换新）等政策，对符合条件的虚拟电厂 项目，给予资金支持。鼓励金融机构为虚拟电厂提供低息贷 款、信用担保、绿色债券等支持。 （十八）加强评估推广。国家发展改革委、国家能源局 结合虚拟电厂建设、运行情况，适时总结先进项目和经验， 做好推广工作，及时完善考核等相关政策。省级主管部门要 加强对虚拟电厂相关支持政策、标准规范和市场化运营机制 等的宣传培训和政策解读，培育先进虚拟电厂运营商，形成 良好的发展氛围。 国家发展改革委 国家能源局 2025 年3 月25 日