2025年10月16日上午，

青海亿储格尔木 350 兆瓦塔式光热发电项目

在青海省格尔木市乌图美仁光伏光热园区举行开工仪式，

预示着格尔木这片广袤的戈壁滩上，

即将矗立起三座高达230米的

“能量光塔”——吸热塔，

其周围环绕逾万面定日镜

将如向日葵般追随着太阳，

将万束光芒精准反射至塔顶，

加热熔盐并驱动发电系统，

每年可产生约9.6亿千瓦时清洁电量，

满足20万户家庭全年用电。

青海亿储格尔木 350 兆瓦塔式光热发电项目

这座创下全球单体规模最大、

镜场反射面积最大、储能规模最大、

年设计发电量最高“四最”纪录的“追光巨构”，

采用创新性的

“三塔+三镜场+分布式储能”布置方案，

通过 “分散集热、集中发电” 的核心逻辑，

破解了传统单塔光热电站规模化发展的成本效率瓶颈，

集中体现了光热发电凭借其长时储能、

灵活调节的独特优势，

正在成长为我国新型电力系统中

不可或缺的角色。

光热发电赋能国家能源战略

与公众更为熟悉的光伏发电相比，

光热发电

（Concentrated Solar Power, CSP）

却略显 “低调”。

但它作为清洁低碳、

稳定可控的新能源技术，

精准契合国家 “双碳” 目标

与能源安全战略需求，

是我国培育能源领域

新质生产力的核心抓手之一。

光伏发电是以“光—电”直接转换为核心，

利用半导体材料的光生伏打效应

吸收太阳光后

将其直接转化为电能，

电能的变化与太阳辐射的变化密切相关，

存在间歇性、波动性和不稳定性。

而光热发电虽同为“逐日而行”，

但采用更具韧性的“光—热—电”转化路线。

首先利用反射镜，

将分散的太阳光（光能）

反射聚焦到集热器上，

转化为高温热能；

热能通过熔盐等传热储热介质

被送入绝热储热罐内“储存”；

当电网需要电能时，

再通过成熟的热电循环系统

将热能转化为电能。

即使在无光的夜间或阴雨天，

光热发电系统仍能持续供电，

实现了将不稳定的太阳能高效转化为

稳定可调度的电能的目标。

塔拉滩共和一期、二期，国能共和三个项目同框图

光热发电是电网友好型电源，

兼具储能和调峰的双重功能。

容易配置大容量、低成本、

高安全的储热系统

是光热发电的核心优势。

例如：青海亿储350MW格尔木光热项目配备的储热系统，

能支撑电站在无阳光情况下

持续满负荷发电14小时。

这种规模是当前绝大多数电化学储能等

难以企及的。

在电网频率安全方面，

光热发电具有旋转惯量，

且调频性能优良，

可确保交流电网频率稳定性。

在电压安全方面，

光热发电可为系统提供短路容量，

具备电压支撑能力，

从而有效抑制新能源暂态过电压。

在功角稳定方面，

光热发电作为同步发电机电源，

可提高交流电网功角稳定性。

其同时具有新能源、储能

和同步发电机的优点，

在调峰调频能力、电压支撑能力等

多个方面具有明显优势，

有助于实现不同时间尺度电力电量双平衡，

可以作为未来新型电力系统的关键支撑之一。

此外，

通过配置大规模长时间的熔盐储罐

储存数千甚至上万兆瓦时的热能，

实现电力系统“削峰填谷”的同时

也使其成为工业、交通等

其它领域减碳的关键支撑力量。

高温热能替代煤炭、天然气燃烧产生的热量

或直接提供工业所需高温蒸汽，

从源头减少碳排放，

且能避免化石能源燃烧带来的粉尘、硫化物等污染物排放。

也是未来新型能源体系的重要支撑之一。

从探索到突破：

中央企业引领的光热发电发展历程

我国光热发电产业的每一步前行，

都离不开中央企业的“探路”与“攻坚”。

在2010—2016年的早期探索时期，

中央企业以“小容量、多路线”试验

为主率先开启技术攻关，

2012年，中国能建参与常规岛设计的

亚洲首座兆瓦级塔式光热发电项目

——中国科学院电工研究所八达岭太阳能热发电实验电站并网发电，

使我国成为

全球第四个掌握光热发电技术的国家；

同年，

中国华能在海南三亚建成1.5MWth菲涅尔式光热示范项目，

成为国内首个太阳能热发电

与天然气联合循环系统，

2015年同时完成三元熔融盐储热系统测试，

验证了储热技术的可行性。

青海德令哈20万千瓦光热项目（全国储能配比率最高的光热储多能互补项目）

随着国家首批光热示范项目启动，

中央企业开始推动技术

从“实验室”走向“工程化”，

光热发电进入商业示范期。

2018年，

中国电建承建的

摩洛哥努奥三期150MW 塔式光热电站投运，

这座当时世界最高光热集热塔（混合式结构）项目，

为国内技术落地提供了海外经验。

2019年，

中国电建自主投资、设计、建设、运行的

青海共和50MW熔盐塔式光热发电项目并网，

成为首批示范项目中的标杆之一。

位于青海共和光伏园区，建设中的熔盐塔式光热电站

2020年，

中国电建承建的

世界首座商业化熔盐线性菲涅尔式光热电站

——敦煌大成50MW项目、

中国首个开工建设的大型商业化塔式光热电站

——中广核德令哈50MW导热油槽式光热电站的投运，

填补了两种技术路线商业化应用的空白。

同期，

中国能建投资建设的

中电哈密5万千瓦熔盐塔式项目投运，

镜场采用了独特的五边形定日镜，

配置13小时储热系统，

可实现昼夜连续发电。

2021年至今，

在“风光热一体化”政策导向下，

各中央企业开启光热规模化布局，

丰富光热产业生态。

三峡能源青海青豫直流100MW光热

国家能源集团聚焦青海、甘肃、西藏，

推进青豫直流二期100MW塔式项目、

敦煌70万千瓦 “光热+光伏+风电” 项目；

中国华能在西北、华北、

西南布局600-650MW项目；

中国华电覆盖五省区，

总规模950MW；

大唐集团在哈密

推进100MW“光热+”项目，

聚焦西北资源富集区，

逐步形成区域开发优势；

中国广核集团则聚焦青海，

推进目前国内单塔装机规模最大的

德令哈100万千瓦光热储一体化项目

（一期20万千瓦塔式光热发电项目）建设；

国家电投通过合资参与光热项目，

聚焦新能源外送场景下的调峰应用。

中国电建、中国能建两大能源建设央企

表现尤为亮眼。

中国电建参与17个光热项目、

总装机1590MW，

涵盖吐鲁番托克逊100MW、

若羌100MW 等多个在建项目；

中国能建在建投资项目达5个，

总装机500MW，

同时承担多个项目EPC任务，

玉门新奥、阿克塞汇东等项目陆续并网。

这些项目虽技术路线不同，

但均展现三大特征：

一是服务国家战略，

精准针对 “双碳” 目标、

“西电东送”、西部大开发，

实现能源开发与生态保护、区域发展协同；

二是坚持自主可控，

从定日镜算法到熔盐储热技术，

构建自主知识产权体系，

提升镜场、熔盐泵等关键设备的国产化比例，

推动太阳能资源评估预测、

镜场布置及吸热器设计运行等技术优化；

三是突破极端环境，

在青海戈壁滩、西藏高原等复杂场景落地，

拓展新能源开发边界。

未来展望：光热发电将迎“三大升级”

依托中央企业的持续投入，

我国光热发电产业未来将向

“更高效、更广泛、更协同”方向迈进：

（一）技术效率再升级：

高参数、智能化成主流

随着中国华能超临界二氧化碳光热项目、

中国电建数字孪生运维技术落地，

光热发电将向更高参数突破——

700℃级熔盐储热、

超临界CO?发电技术有望落地，

推动热电转换效率提升；

AI 预测性维护、

数字孪生平台将进一步普及，

可持续降低运维成本。

（二）应用场景再拓展：

从“发电”到“多元服务”

光热发电将突破单一发电功能，

向工业供热、绿氢制备、偏远保供延伸：

中国华电腾格里项目

可探索为煤化工提供清洁热能；

西藏、青海等地的小型光热项目，

将为牧区、边防提供稳定电力，

填补电网覆盖空白。

此外，光热发电还具备广阔的全球应用潜力，

共建“一带一路”国家中，

多国太阳能资源禀赋突出，

太阳能热发电技术

将有力推动其电力系统绿色转型，

未来有望成为我国继高铁之后的

又一张“国家新名片”。

中国华电腾格里项目

（三）产业协同再深化：

国产化、规模化降成本

中央企业“技术共研+项目共建”模式

将持续推动产业链升级：

目前超白玻璃、熔盐泵等设备

国产化率已大幅提升，

未来镍基合金吸热管等关键材料

有望进一步突破，

推动度电成本向

0.4元/千瓦时逼近（2035年目标）；

350MW级项目将成主流，

像格尔木项目这样的大容量电站规模化建设，

将进一步摊薄投资成本，

让光热发电在新型电力系统中发挥更大作用。

青海亿储格尔木 350 兆瓦塔式光热发电项目

随着技术进步、更多的标杆项目落地、

规模效应显现以及其在电力系统中

不可替代的价值被愈发重视，

光热发电正在从“技术选项”

升级为“战略必需”，

这个新型能源体系中的“阳光充电宝”，

不仅在戈壁荒漠中收集阳光，

更是在储存能源安全的未来！