青海开建“光热巨塔”：370万平米镜场全球最大，年发电量10亿度

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独家抢先看2026年06月16日 21:52:05 来自上海

澎湃新闻6月16日获悉，全球单机储热容量最大、镜场面积最大的光热电站——中广核格尔木350兆瓦光热示范项目当天在青海省格尔木市乌图美仁光伏光热园区正式开工建设。

据悉，该项目采用熔盐塔槽结合技术路线，镜场总采光面积达370万平方米，相当于518个标准足球场的大小，包括3个110万平方米的塔式镜场和1个40万平方米的槽式镜场。同时配套15小时大容量熔盐储热装置，储热容量为11747兆瓦时，可实现稳定发电，具备优异的电网灵活调峰能力，能够有效提升青海电网新能源消纳效率与全域供电保障能力，建成后预计年发电量可达10亿千瓦时。

格尔木350兆瓦光热示范项目效果图

该项目实现了中广核自主研发的全球开口最大——8.6米光热熔盐槽式集热器成套装备及工艺的规模化应用。中国广核新能源控股有限公司党委委员、副总经理丁业良介绍，该槽式集热技术于今年4月21日在德令哈光热试验基地完成技术验证，聚光比达107.5倍，可实现290摄氏度进口至550摄氏度出口的稳定运行，储能温差达260摄氏度，是传统导热油系统的2.6倍。其整套装备的核心部件——包括集热器支架、柔性连接组件、就地控制器和支架精度面形检测装置等，均由中广核牵头国内产业链优势企业完成攻关，实现核心技术100%自主可控。

中广核自2011年率先布局光热业务，先后落地德令哈50兆瓦光热示范项目、德令哈100万千瓦光热储一体化项目、吉西10万千瓦塔式光热电站，并开工建设全球海拔最高的槽式光热电站——西藏乌玛塘50兆瓦光热项目。

格尔木350兆瓦光热示范项目开工现场

技术原理上，太阳能热发电是一种可集中规模化发电的清洁能源利用方式。它将太阳的直射光聚焦采集，通过加热水或者其他介质，将太阳能转化为热能，然后利用与传统的热力循环相同的过程，即形成高压高温的水蒸气来推动汽轮机发电机组工作，最终将热能转化成为电能。

上世纪70年代的石油危机催生了全球最早一批光热发电站。与光伏发电相比，光热发电的优势在于：通过热储存技术，能够提供稳定的电力供应能力，具备调频、调峰能力，对电网冲击很小；系统效率高，发电成本低；可以与传统热电站结合，形成联合发电模式；规模效益显著等。

2016年，国家发改委、国家能源局相继发布文件，核定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价为每千瓦时1.15元，并启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达134.9万千瓦。这一政策极大激发了国内光热发电市场的活力，但受制于核心技术不成熟、电站建设和发电成本长期居高不下等掣肘，示范项目建设屡屡受挫，光热始终未能“热”起来。

财政部、国家发改委、国家能源局2020年1月联合出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

这一重大政策调整，令艰难起步的光热发电提前“断奶”，发展势头受到明显影响。截至2022年底，国内并网发电光热发电示范项目9个，总容量仅55万千瓦。

2023年4月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，提出结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目。力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。

然而，根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟等机构发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》，截至2024年底，中国建成光热发电累计装机容量838.2MW（即83.82万千瓦），在全球占比10.6%。

时至今日，无论是电力系统对光热发电支撑调节能力的需求，还是光热发电的技术水平与度电成本，都已发生显著变化。这些条件的成熟，让光热发电产业重新步入规模化发展的黄金期。

随着新能源逐渐成为主体电源，电力系统供需两侧的精准匹配直面越来越严峻的挑战。调节资源，正变得越来越紧缺，也越来越值钱。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，为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量。

水电水利规划设计总院党委委员、副院长张益国此前撰文称，我国光热发电资源潜力巨大，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、新疆、西藏等省区。上述省区电力系统相对薄弱，存在供需平衡问题，应结合资源条件和电力系统结构，因地制宜明确光热发电项目建设规模、布局，提升光热发电对电力系统的支撑调节能力。同时，结合区域产业发展需要，提出光热发电与产业发展协同布局的发展方案。

光热发电已迎来新一轮政策力挺。国家发改委、国家能源局2025年12月23日公布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，提出到2030年，我国光热发电发展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。

国家能源局有关负责人在上述《若干意见》答记者问中表示，光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够有效平抑风电、光伏发电等新能源出力的波动性，是加快构建新型电力系统的重要支撑。经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，已建成全球领先的光热发电产业链，电站单位千瓦建设成本从10年前的约3万元下降至1.5万元，度电成本降至0.6元上下，已初步具备规模化发展的基础。但另一方面，我国光热发展还面临初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现、产业技术水平仍需提升的问题。

《若干意见》提出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；建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站，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；探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统等。

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[责任编辑：邓珍建 PN390]

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