在青海省德令哈市，一场以光热发电为核心的能源革命正乘风而起。

这里，是国内光热发电的“试验田”，曾诞生多个光热“第一”。当下，国内在建单机容量最大、调峰能力最强的光热项目正在这座小城如火如荼地推进。

日前，澎湃新闻（www.thepaper.cn）在探访中国广核集团德令哈200万千瓦光热储一体化项目时了解到，项目分两期建设，其中以20万千瓦光热发电与80万千瓦光伏发电组成的一期项目，将于2025年年底完成投资。目前，80万千瓦光伏发电项目已并网发电，20万千瓦光热项目吸热塔、主厂房主体结构已顺利封顶。待项目全部建成后，每年将提供绿电36.5亿度，每年可节省标准煤约120万吨。

2025年2月发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》显示，截至2024年年底，我国建成光热发电累计装机容量838.2MW（兆瓦），在全球占比提升至10.6%。目前我国在建光热发电项目34个，总装机容量3300MW；规划光热发电项目37个，总装机容量约4800MW。

中广核德令哈50MW光热发电示范项目。澎湃新闻记者 迪娜尔 图

在稍早前，2025年1月1日起实施的《中华人民共和国能源法》也明确提出：“积极发展光热发电”， 为光热发电持续发展进一步定调。

尽管我国的光热发电产业已初具规模，但行业仍面临多重挑战。“产业规模效应尚未释放，解决经济性问题仍是光热发电行业发展的重要目标”，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强接受澎湃新闻采访时指出，由于光热发电项目初期投资高，在没有国家电价政策和补贴的情况下，光热电站投资积极性不足，导致光热发电项目的成本仍然较高，在一定程度上限制了其规模化发展。

“光热发电项目因单机规模较小、度电成本较高，相对于风电、光伏等其他新能源发电形式，将面临市场竞争力不足等挑战”，国家能源太阳能热发电技术研发中心主任尹航向澎湃新闻表示，如何通过技术创新提升光热转化效率，以及通过发力行业规模化与标准化，是光热发电行业未来发展的关键。

戈壁小城诞生多个中国光热“第一”

德令哈，蒙古语意为“金色世界”，多个中国光热“第一”，曾在这座戈壁小城诞生。

位于市郊的青海中控德令哈50MW塔式熔盐储能光热电站，是全国首座并网发电的太阳能塔式光热发电站。两万余面定日镜随着太阳的轨迹调整接受光的角度，并将一束束光反射汇聚至200余米高的吸热塔上，随后液态的二元硝酸低温熔盐通过冷盐泵驱动，流经塔顶吸热器吸收热量后，通过管道流入高温熔盐储罐中，在需要发电时，高温熔盐将与水换热后产生高温高压蒸汽，从而驱动汽轮发电机组发电。而经过蒸汽发生器，放热后的熔盐被送至低温熔盐储罐，再循环至塔顶的吸热器被加热。

换句话而言，以塔式熔盐储能为代表的光热电站可以实现24小时作业，既能做到“即发即用”，还能实现储能发电。这也意味着，当风电、光伏发电在受光照影响无法工作时，光热发电可以“接棒上线”，解决当地的夜间供电问题，实现调峰作用，有利于电力系统的平衡。

青海中控50MW塔式熔盐储能光热电站。 视觉中国 图

“整个项目配置了7小时熔盐储能系统，设计年发电量是1.46亿千瓦时，相当于8万户居民全年用电量”，青海中控太阳能发电有限公司总经理刘文闯对澎湃新闻透露，2024年发电量为1.402亿千瓦时，已连续三年完成发电量目标。

2017年，上述青海中控德令哈50兆瓦光热电站启动建设。2019年7月，这个全国首座并网发电的太阳能塔式光热发电站并网运行。

刘文闯称，3000h以上年日照小时数、便捷的电力走廊、广阔的土地资源，此三个要素促成了青海中控选择德令哈的直接理由。

不远处，中广核德令哈50MW光热发电示范项目（下称“中广核德令哈50兆瓦光热示范电站”）也在紧张有序地运行着，这是全球首个高寒、高海拔槽式光热电站。

2014年，肩负重要使命的中广核德令哈50兆瓦光热示范电站启动建设。据中广核太阳能德令哈有限公司副总经理蹇钊介绍，这一项目在工程建设期间克服了青藏高原高海拔、气候干燥、寒冷缺氧的自然条件，在国内没有成熟经验可借鉴的情况下，于2018年10月10日顺利完成商业化投运，成为全国首个开工建设、首个并网发电的“光热示范项目”，填补了我国大规模槽式光热发电技术的空白。

澎湃新闻注意到，在日前发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》(以下简称《蓝皮书》）中特别提到，中广核德令哈50兆瓦光热示范电站去年完成上网电量1.41亿千瓦时，创新高。

可以说，这一项目的成功投运，实现了企业与地方的“互相成就”。公开报道显示，2021年9月至2022年5月该项目连续运行230天，创造了光热电站连续运行的世界领先纪录。对于中广核而言，这一项目实现了太阳能热发电技术的探索、攻关和实证任务，而对于德令哈乃至青海海西州而言，则是引入了战略性新兴产业。

0.55元/kWh上网电价背后

基于首个项目的成功经验，中广核决定进一步加码布局。

当前，中广核德令哈200万千瓦光热储一体化示范项目正在建设当中，这一项目采用了槽、塔融合的技术路线。

作为同时参与了两个项目建设的技术专家，蹇钊坦言，首个开工建设的“光热示范项目“由于缺乏可借鉴的经验，各参建单位、运维团队均为首次介入，项目工程建设期、运行初期确实走过一些弯路。他举例说，当时真空集热管、集热器柔性连接、液压驱动装置、导热油与熔盐阀门等关键配件几乎全部依赖进口，导致部分设备出现“水土不服”，设备可利用率低于预期。同时，在2020年之前，自动化控制等核心“卡脖子“技术仍掌握在国外企业手中，项目初期的自动化水平不足也一定程度上影响了电站的长周期稳定运行。

蹇钊表示，为积极应对首个“光热示范项目“存在的问题，集团统筹部署，联合内外部科研院所、设计单位持续推进科技攻关与技改大修，多措并举、根本上实现了项目的提质增效。公司也会将首个项目积累的经验充分运用到新项目中，全力打造光热示范标杆。

事实上，除了技术路线不同外，第二批光热项目的核心功能也发生了微妙变化。

从官方发布的“国内在建单机容量最大、调峰能力最强光热发电系统”这一定位可以看出，第二批项目在规模提升和调峰能力升级两方面实现了突破。

对此，蹇钊解释说，项目转向突出调峰、储能功能，一方面是充分发挥光热的储能与调节优势，另一方面则是基于项目所在地电网的实际需求。

航拍德令哈市中心。视觉中国 图

新能源发电具有随机性、波动性和间歇性，特别是光伏发电主要集中在日间时段。蹇钊分析称，青海省新能源装机容量占比较高，省内的电力供需情况可以用“日盈夜亏”来概括：白天光伏发电量大幅增加，常出现弃光现象；而到了晚高峰用电时段，电力供应需要通过跨省外购来满足需求。

在供需矛盾中，光热项目的优越性随之“浮出水面”。通俗来说，光热项目通过聚光集热系统、弃电回收系统、熔盐储热系统可以实现“能量时移“，白天给光伏适当“让路”，将多余热量储存起来，到了晚高峰时段再“火力全开”，以实现“削峰填谷”的功能，从而改善电网的安全性与稳定性。

鉴于光热发电的多重优势，青海省也随之出台了相关支持政策。就在2024年最后一天，青海省发展和改革委员会发布关于青海省光热发电上网电价政策的通知。文件提出，2024年至2028年年底，经省级发展改革、能源主管部门评审认定，纳入全省年度光热发电示范（试点）开发计划，履行基本建设程序并单独建设的光热发电项目，自投入商业运营之日起，上网电价按每千瓦时0.55元（含税）执行。

对于此番操作，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强接受澎湃新闻采访时分析称，可以看出青海省期望拉动光热相关的产业链的诚意，希望以此确保光热投资企业的经济效益，从而推动光热行业在青海省的可持续发展。

值得关注的是，德令哈所在地青海海西州于2月17日发布了《海西州招商引资目录导引》，其中提到，新能源开发类规划推介格尔木、德令哈、甘森、东西台冷湖新能源基地配套1000万千瓦光热发电。由此可见，当地有期望进一步推动光热产业规模化发展的意愿。

亟待产业规模化、标准化

作为光热发电“试验田”的青海省，其发展进程与我国光热发电商业化进程紧密相连。

2013年，我国光热发电领域唯一的国家级研发平台——国家能源太阳能热发电技术研发中心青海试验基地落子青海省德令哈市，成为行业“探路者”。

“目前国产化率可达95%”，据国家能源太阳能热发电技术研发中心主任尹航介绍，研发中心已先后参与多项国家能源自主创新项目和863课题的研究工作，而在青海省德令哈市建设的我国首个槽式光热试验基地，完成多项填补国内空白的光热发电关键技术研究和装备研制，在光热发电系统集成与设计、核心装备制造、电站建设与运行等领域形成了具备自主知识产权的核心竞争力。

事实上，我国光热发电的商业化进程正式起步于2016年。这一年，国家能源局启动了首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达134.9万千瓦。

经过8年发展，我国光热发电产业已初具规模。2025年2月发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》（以下简称“《蓝皮书》”）显示，截至2024年年底，我国建成光热发电累计装机容量838.2MW（兆瓦），在全球占比提升至10.6%。目前我国在建光热发电项目34个，总装机容量3300MW；规划光热发电项目37个，总装机容量约4800MW。

值得一提的是，2025年1月1日起实施的《中华人民共和国能源法》中也明确：“积极发展光热发电”。

不过，当前的光热发电产业发展仍面临显著瓶颈。“解决经济性问题仍是光热发电行业发展的重要目标”，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，由于光热发电项目初投资高，在没有国家电价政策和补贴的情况下，光热电站投资积极性不足，导致光热发电项目的成本仍然较高，在一定程度上限制了其规模化发展。

与此同时，近期行业迎来又一大考。今年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，要求新能源项目上网电量将全部进入电力市场。

对此，尹航称，光热发电项目因单机规模较小、度电成本较高，相对于风电、光伏等其他新能源发电形式，将面临市场竞争力不足等挑战。针对此，他提出了两个关键方向：一方面需持续提升光热发电项目的转化效率，另一方面需发力扩大产业规模和推进标准化建设。

针对标准化建设，尹航以定日镜为例展开解释，他指出，目前不同光热发电企业采用的定日镜尺寸各不相同，这种缺乏统一标准的情况直接推高了生产制造成本，限制了规模化效益的发挥。

事实上，光热发电产业具有显著的产业链带动效应。2023年发布的《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》中提到，光热发电可消化提升特种玻璃、钢铁、水泥、熔融盐等传统产业，还可带动新材料、精密设备、智能控制等新兴产业发展，光热发电规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。

澎湃新闻了解到，中广核在光热领域已累计带动产业链上下游约600家企业共同发展。另据《蓝皮书》显示，截至2024年年底，中国光热发电产业链单位数量约为44万家。

“中广核正加速推进青海、华北两大光热发电试验基地建设，通过搭建大开口熔盐槽中试平台，支撑‘低成本、自主化、规模化、智能化、电网友好’的光热型号研发。”中国广核集团董事长杨长利表示，中广核规划，到2030年，“光热+”项目装机达4000万千瓦，投资金额超2100亿元，预计协同产业链企业带动社会投资1500亿元，创造就业岗位1万余个。

澎湃新闻了解到，当前，中广核正在积极探索多维度跨界融合的绿色发展实践，在多个领域取得了成果。在能源布局方面，公司已在广西、湖北、重庆、安徽等区域开展源网荷储一体化项目，推动构建新型电力系统。同时，公司正积极响应“海洋强国”战略号召，实施“海上风电+海洋牧场”的产业融合发展模式，位于广东汕尾的全球首例超大型风渔融合独立网箱平台“伏羲一号”建成投运，打造了中广核“海上风电+海洋牧场”样板工程。此外，中广核在塔克拉玛干沙漠南缘的和田地区，把光伏发电项目建设和沙漠阻击战相结合，打造洛浦县万亩“光伏+农业”综合治沙项目基地，提供了荒漠化治理的中国方案。