admin ◎记者 王玉涵 青海省国家能源集团公司青玉直流二期10万千瓦光热项目将电能源源不断地输送到电网。青海中控德令哈50MW光热电站驱动汽轮机持续发电……这朵盛开的“向日葵”正在照亮中国能源转型的新路径。近日发布的《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（以下简称《若干意见》）提出，到2030年光热发电总装机容量达到1500万千瓦左右，每千瓦时电价与燃煤发电大致持平。项目大力推进，政策扎实。然而，被寄予厚望的太阳能热发电却正经历着初期投资高、实力薄弱等“成长的烦恼”。市场竞争力。新能源全价平价时代，光热发电如何解决成本问题并实现规模化突破？为了弥补风能和太阳能的缺点，光热能发电过程分为三个步骤。首先，使用数千个定日镜将阳光精确地聚焦到高塔上。然后“水”被燃烧来储存热量，集中的光产生的高温被用来加热熔盐，将其变成热熔盐流体，储存白天收集的能量。最后，能源发电。当需要电力时，热熔盐被用来加热水并产生蒸汽，驱动涡轮机发电。 “简单来说，光热发电装置就是‘太阳能灶+热水器+蒸汽机’的巨大组合。”王说，“比如正在建设的哈密光伏（热）蓄电基地项目，采用150兆瓦光热发电发电厂和1,350兆瓦太阳能发电厂以互补的方式。通过配置熔盐电加热器，在太阳能发电部分和光热储热部分之间架起一座能量转换“桥梁”，将太阳能发电的废电转化为储热能量，然后利用光热汽轮机发电。我会做的。为电网提供电力。 “与光伏发电相比，光热发电具有绿色低碳、灵活调峰、兼容电网等特点。”浙江科盛科技有限公司董事长兼首席研究员金建祥表示，光热发电具有安全性高、容量大、寿命长、成本低、可长期储能等优点，可实现24小时连续稳定发电。更重要的是，CSP可以使用同步发电机连接到电网，为电网提供必要的转动惯量，从而保持电网的稳定，避免因微小波动而停电。此外，它还可以向电网提供无功功率，以支持网络的稳定性。随着风能和太阳能装机容量的不断增加，电网面临的可变性和间歇性挑战变得越来越严峻。解决这些问题的关键是光热发电的供能能力和长期储能能力。 “新型电力系统不仅需要电力，还需要可靠的电力容量和灵活的调节能力。”水电水利规划设计研究院副院长张义国说。 “聚光光伏发电是目前技术路径上最接近燃煤电厂特点的可再生能源。”其技术路线是不断改进。 2018年，青海中控德令哈50MW光热电站并网发电，标志着我国光热发电产业的开始。 2025年10月，全球最大的光热发电项目——青海省350兆瓦格尔木塔式光热发电项目正式开工建设，由西北电力工程研究院负责主体设计工作。这个总面积达330万平方米的“巨无霸”，标志着我国光热发电进入了高参数、大容量规模化发展的新阶段。截至2025年底，日本运营的太阳能热电站装机容量约为162万千瓦，位居世界第三。在建装机容量约270万千瓦，占全球在建装机容量的90%以上。建设成本我国光热电站的每千瓦电价也从十年前的3万元降到了1.5万元，电费也降到了0.6元左右。 “通过加强示范工程，我国将建立具有完全自主知识产权的产业链，提高系统集成和运维水平，达到国际顶尖水平。”中国可再生能源协会太阳能热能专家委员会秘书长杜凤利表示。技术路线也各有特点。我国已成功掌握塔式、通道式、菲涅尔式等主要光热发电技术。在中国西藏当寻县，西北能源建设院正在推进一个创新项目：800MW光伏+100MW光热一体化项目。运河电站采用大孔径运河。集电器开路直径8.6米，由中国自主研发。该项目收集并储存高温熔盐的热量。与世界各地现有的商业太阳能发电厂相比，随着电路数量和功率的减少，其温度参数将进一步改善，电力成本将进一步降低。发电效率提高。中国西北能源研究院还积极致力于基于传统光热技术的下一代高参数、大容量解决方案的研究。 “我们正在考虑‘四塔一机’350兆瓦超临界机组解决方案，利用四个场镜产生的热量驱动350兆瓦超临界汽轮机发电。“预计年发电使用时间可超过3000小时。”赵晓辉说。这是我国光热发电不断进步的典型。发电技术。目前，日本光热发电技术路线已经完成，技术水平全球最先进，设备材料国产化率接近100%，形成了“世界光热发电目光转向中国”的有利局面。随着工业化能力的提升，我国太阳能发电开始走向世界。上海电气、中国电建、中国能建等企业在海外承接了多个项目，取得了“技术+设备+工程+资本+运营”的全生命周期成果。成绩积极的同时，成本问题仍然是悬在光热行业头上的“达摩克利斯之剑”。未来100兆瓦以上光热项目平均每千瓦总投资约为1.5万元。虽然较前期有所下降，但仍约为三成比同等规模的太阳能发电厂大e倍。在目前平价上网的状态下，按照当地煤电标杆电价上网，太阳能几乎都是亏损的。鉴于这种情况，《若干意见》提出以下建议。业界将基于可靠容量抵消合格太阳能容量的能力视为一项重要的政策发展。如果太阳能发电与煤炭发电相比能够得到合理的容量价格权衡，千瓦时的成本竞争力将显着提高。金建祥预计，按照目前光热发电成本约0.55元/千瓦时计算，补偿后成本可降低至约0.42元/千瓦时。参考现行火电、水电定价机制，赵晓辉提出，光热电站可享受转动惯量、调峰、调频等辅助服务的效益。西调制。同时，抽水蓄能可用于抵消容量价格，提高项目经济性。青海省率先透露，列入该省2024年至2028年年度光热示范（试点）发展规划的光热项目将实行0.55元/千瓦时的上网电价，给行业带来确定性。技术创新仍然是降低成本的根本方法。该行业正在通过扩大单个机器的规模、开发新的熔盐、优化镜场设计以及促进智能操作和维护来寻求进步。 “未来三到五年，通过技术优化、降低集中采购成本、优化运维等改进，光热发电成本可降低0.13元/kWh左右。”金建祥预测电厂用电成本超30万千瓦瓦可降至0.53元/千瓦时。赵晓辉分析，实现“1500万千瓦左右”的建设目标，需要在三个方面做出努力。首先是规划。拥有充足照明资源、土地资源、输电条件的重要项目可以推进太阳能建设目标向能源化方向发展，应纳入能源规划。二是落实。为客观评估光热发电的长期储能价值，各部委应尽快发布实施细则。最后，保证。这需要加强土地、金融和政策等基础设施。随着成本下降和政策完善，未来光热发电的应用场景有望持续扩大。从支持大型装置到煤电结合减少碳排放，为数据中心和工业提供绿色能源与矿产勘探、冶炼等领域相比，太阳能正在从“备用选项”走向“关键支撑”。张义国表示：“发展光热发电是我国能源转型关键时期的重要一步，点亮这盏‘稳定之光’，将使新能源体系的基础更加坚实可靠。”
（编辑：王婉莹）