國家能源集團青海共和公司青豫直流二期10萬千瓦光熱項目正源源不斷地向電網輸送電能，青海中控德令哈50兆瓦光熱電站驅動汽輪機持續(xù)發(fā)電……這一朵朵綻放的“太陽花”，正照亮我國能源轉型的新路徑。

近日發(fā)布的《關于促進光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展的若干意見》(以下簡稱《若干意見》)提出，到2030年，光熱發(fā)電總裝機規(guī)模力爭達到1500萬千瓦左右，度電成本與煤電基本相當。

項目火熱推進，政策東風勁吹，但光熱發(fā)電這個被寄予厚望的產業(yè)，仍面臨著初始投資較高、市場競爭能力偏弱等“成長的煩惱”。在新能源全面平價的時代，光熱發(fā)電如何破解成本難題，實現規(guī)模化破局?

彌補風電光伏短板

光熱發(fā)電的過程分為三步：首先是聚光，通過成千上萬面定日鏡將陽光精準聚焦到高塔上;然后是燒“水”與存熱，用聚光產生的高溫加熱熔鹽，使其成為高溫熔鹽流體，將白天收集的能量儲存起來;最后是發(fā)電，當需要用電時，用高溫熔鹽加熱水產生蒸汽，驅動汽輪機發(fā)電。

“簡單來說，光熱發(fā)電設備就是一個巨型‘太陽能爐灶+熱水壺+蒸汽機’組合體。”中國能建中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司(以下簡稱“中國能建西北院”)新疆哈密“光(熱)儲”1500兆瓦基地光熱項目設計總工程師王鑫說，“比如，正在建設的哈密‘光(熱)儲’基地項目，采用150兆瓦光熱與1350兆瓦光伏電站互補聯動，通過配置熔鹽電加熱器，在光伏和光熱儲熱部分之間建立能量轉換的‘橋梁’，將光伏的棄電轉化為熱能存儲，再通過光熱汽輪機發(fā)電上網。”

“與光伏發(fā)電相比，光熱發(fā)電兼具綠色低碳、靈活調峰、電網友好的特性。”浙江可勝技術股份有限公司董事長兼首席科學家金建祥說，光熱發(fā)電自帶高安全、大容量、長壽期、低成本長時儲能等優(yōu)勢，可實現24小時連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電。

更重要的是，光熱發(fā)電采用同步發(fā)電機并網，可為電網提供必要的轉動慣量，幫助電網保持穩(wěn)定，不會因一點小波動就停電;此外，它還能為電網提供無功功率，支撐電網穩(wěn)定。

隨著風電、光伏裝機量持續(xù)攀升，電網面臨的波動性和間歇性挑戰(zhàn)日益嚴峻。光熱發(fā)電的可調度性和長時儲能能力，正是破解這些問題的關鍵。

“在新型電力系統(tǒng)中，我們需要的不只是電量，更是可靠的電力容量和靈活的調節(jié)能力。”水電水利規(guī)劃設計總院副院長張益國說，“光熱發(fā)電是當前技術路線中，最接近煤電機組特性的可再生能源。”

技術路線不斷完善

2018年，青海中控德令哈50兆瓦光熱電站并網，標志著我國光熱發(fā)電產業(yè)起步。2025年10月，中國能建西北院承擔核心設計任務的全球單機規(guī)模最大的光熱發(fā)電項目——青海格爾木350兆瓦塔式光熱發(fā)電項目正式開工。這個鏡場總面積達330萬平方米的“巨無霸”，標志著我國光熱發(fā)電進入高參數、大容量的規(guī)模化發(fā)展新階段。截至2025年底，我國在運光熱電站裝機約162萬千瓦，位居全球第三;在建裝機規(guī)模約270萬千瓦，占全球在建裝機90%以上。我國光熱發(fā)電電站單位千瓦建設成本，也從10年前的3萬元下降至1.5萬元，度電成本降至0.6元上下。

“通過示范項目的錘煉，我國建立了具有完全自主知識產權的產業(yè)鏈，系統(tǒng)集成和運維水平達到國際領先水平。”中國可再生能源學會太陽能熱發(fā)電專業(yè)委員會秘書長杜鳳麗說。

技術路線也呈現多元化特點，我國已成功掌握塔式、槽式、菲涅爾式等光熱發(fā)電主流技術。

在西藏當雄縣，中國能建西北院正在推進一項創(chuàng)新工程——800兆瓦光伏+100兆瓦光熱一體化項目。其中，槽式電站采用國內自主研發(fā)的大開口槽式集熱器，開口尺寸達8.6米。該項目采用高溫熔鹽集熱儲熱，相對于現有全球運行的商業(yè)槽式光熱電站，其溫度參數進一步提高，度電成本進一步降低。中國能建西北院副總工程師、科技創(chuàng)新中心總經理趙曉輝說，該項目憑借更少的回路和更高的發(fā)電效率，在降低成本的同時顯著提升電站性能。

在傳統(tǒng)光熱技術基礎上，中國能建西北院還積極探索下一代高參數、大容量方案。“我們正在探索‘四塔一機’超臨界350兆瓦機組方案，利用四個鏡場產生的熱量，推動一臺超臨界350兆瓦汽輪機做功發(fā)電，預計全年發(fā)電利用小時可超過3000小時。”趙曉輝說。

這是我國光熱發(fā)電技術不斷突破的縮影。如今，我國光熱發(fā)電技術路線齊全，技術水平處于國際先進行列，設備與材料國產化率接近100%，形成了“全球光熱看中國”的良好局面。產業(yè)化能力的提升，讓中國光熱發(fā)電開始走向世界。上海電氣、中國電建、中國能建等企業(yè)承建多個海外項目，實現“技術+裝備+工程+資金+運營”全生命周期輸出。

推廣需跨越成本關

盡管前景廣闊，但成本問題如同“達摩克利斯之劍”，高懸在光熱發(fā)電產業(yè)之上。

2024年以來，100兆瓦及以上規(guī)模光熱項目平均單位千瓦總投資約1.5萬元，雖較早期下降，但仍是同等規(guī)模光伏電站的約3倍。在當前平價上網條件下，光熱發(fā)電按當地煤電基準電價上網大多虧損。

針對這一情況，《若干意見》提出“對符合條件的光熱發(fā)電容量，可按可靠容量給予補償”，被業(yè)界視為重要的政策突破。“若光熱發(fā)電能參照煤電獲得合理的容量電價補償，其度電成本競爭力將大幅提升。”金建祥測算，按當前光熱發(fā)電度電成本約0.55元/千瓦時估算，補償后成本可降至0.42元/千瓦時左右。

趙曉輝建議，可借鑒現行的火電和水電的價格機制，讓光熱電站享有轉動慣量、調峰調頻等輔助服務收益。同時，可參照抽水蓄能，給予容量電價補償，提升項目經濟性。

青海省已率先明確，2024—2028年納入該省年度光熱發(fā)電示范(試點)開發(fā)計劃的光熱發(fā)電項目執(zhí)行0.55元/千瓦時的上網電價，為行業(yè)注入了確定性。

技術創(chuàng)新仍是降本的根本途徑。行業(yè)正通過擴大單機規(guī)模、研發(fā)新型熔鹽、優(yōu)化鏡場設計、推進智能化運維等多途徑尋求突破。“未來3—5年，通過技術優(yōu)化、集采降本、運維優(yōu)化等多方面改進，光熱發(fā)電度電成本可再下降0.13元/千瓦時左右。”金建祥預測，30萬千瓦以上的電站度電成本可降至0.53元/千瓦時。

趙曉輝分析說，實現“1500萬千瓦左右”的建設目標，要從三方面發(fā)力。首先是規(guī)劃，光照資源、土地資源以及電力外送條件合適的重點省份應將光熱建設目標納入能源電力規(guī)劃;其次是實施，各省份要盡快出臺實施細則，客觀評價光熱發(fā)電的長時儲能價值;最后是保障，要加強土地、金融、政策等建設要素保障。

隨著成本下降和政策完善，光熱發(fā)電的應用場景有望不斷拓寬。從大基地配套到與煤電耦合降碳，再到為數據中心、礦產開發(fā)冶煉等產業(yè)提供綠色電力，光熱發(fā)電正在從“備用選項”變?yōu)?ldquo;關鍵支撐”。

“發(fā)展光熱發(fā)電，是我國在能源轉型關鍵期的關鍵一招。”張益國說，“點亮這束‘穩(wěn)定之光’，新型能源體系的底座將更加堅實可靠。”