本文聚焦于光热发电领域，深入介绍了青海省海西州德令哈市的中广核光热项目建设情况，阐述了光热发电在应对光伏发电问题、构建新型电力系统中的重要作用，同时分析了其发展现状、前景以及面临的成本困境等。
初春时节，青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市依旧寒意袭人，气温在零下徘徊。然而，当记者来到该市西北边缘的中国广核集团有限公司（以下简称“中广核”）德令哈 200 万千瓦光热储一体化项目建设现场时，呈现在眼前的却是一片热火朝天的繁忙景象。这个项目可不简单，它不仅是国务院国资委战略性新兴产业的“百大工程”之一，更是目前国内在建单机容量最大、调峰能力最强的光热项目。
说起光热发电（即太阳能热发电），可能很多人并不熟悉，毕竟它没有常见的光伏发电那么广为人知。但从实际需求来看，光伏发电存在间歇性和不稳定的问题，而在当下加快构建新型电力系统的大背景下，光热发电有了更广阔的应用空间。
今年 1 月 1 日正式实施的《中华人民共和国能源法》明确提出要“积极发展光热发电”。记者从国家能源局了解到，“加大光伏治沙、光热项目建设力度”已成为 2025 年度重点任务之一。
业内专家在接受采访时表示，随着我国风电和光伏发电装机容量比重不断增加，电力系统对储能和调峰的需求愈发迫切。光热发电作为一种具有灵活调节和系统支撑能力的可再生能源发电技术，未来在规模化发展并得到光热容量电价政策扶持后，将为新型电力系统建设和电网稳定安全发展提供有力支持。
新项目“整装待发”
德令哈，在蒙古语中意为“金色世界”。在旭日的照耀下，记者站在中广核德令哈 50 兆瓦光热示范项目的观景台上向下俯瞰，只见一排排抛物面槽式集热器整齐排列，形成了一片面积达 2.46 平方公里的蓝色“海洋”。这些集热器正紧紧追逐着太阳的运行轨迹，“贪婪”地吸收着太阳的能量。
中广核德令哈 50 兆瓦光热示范项目可是国家能源局首批 20 个光热示范项目中的佼佼者，它第一个开工建设、第一个并网投运、第一个商业化运行，也是全球海拔最高的槽式光热电站。该项目配置了 190 个槽式集热器回路和 9 小时熔盐储能发电系统，主要采用槽式聚光集热 + 熔盐储能的技术路线。
中广核德令哈公司运行部经理段明浩向记者介绍：“简单来讲，这个项目的运行原理是通过聚光镜追踪太阳，把投射在镜面上的太阳光反射到集热器中间的集热管上，然后通过加热传导介质产生蒸汽，最终实现蒸汽发电。”而且，汽轮机发电机组可以实现 24 小时不间断发电。
从 2018 年 6 月 30 日首次并网，到 2018 年 10 月 10 日实现商业发电，中广核德令哈 50 兆瓦光热示范项目成功填补了我国大规模槽式光热发电技术的空白，让我国正式成为世界上第八个拥有大规模光热电站的国家。2024 年，其等效利用小时数达 2824 小时，位居全国第一，完成了太阳能热发电从科技创新示范到工程实证应用再到产业化推广的过程。
基于该项目的成功经验以及对光热产业未来广阔发展前景的判断，中广核在距离该项目约 30 公里的德令哈市西出口光伏光热产业园内，正在加快建设国内在建单机容量最大、调峰能力最强的光热发电系统——中广核德令哈 200 万千瓦光热储一体化项目。
中广核太阳能德令哈有限公司副总经理蹇钊告诉记者，该项目总投资约 100 亿元，分两期建设。其中，由 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。
记者在项目建设现场看到，一期 20 万千瓦光热项目混凝土结构的吸热塔、主厂房已顺利封顶，14000 余面定日镜已安装完成，延绵至天际，仿佛随时准备“出征”。
多家央企争相入局
光热发电其实并不是一项新技术，它最早可以追溯到上世纪 80 年代。不过，我国光热发电技术总体起步比国外晚，技术积累和储备也不够完善。
自 2010 年亚洲首座塔式太阳能光热发电站在北京延庆动工以来，国家太阳能光热联盟数据显示，截至 2015 年底，我国光热发电累计装机容量仅为 13 兆瓦。而同样是利用太阳能，国家能源局数据显示，截至 2015 年底，我国光伏发电累计装机容量达到 4318 万千瓦，成为全球光伏发电装机容量最大的国家。到 2024 年底，全国光伏发电装机容量更是骤增至 8.86 亿千瓦。
随着近年来我国光伏发电的快速发展，其波动性、随机性、间歇性等问题也越来越明显。而在同等装机规模下，光热发电的发电效率和电源稳定性都远超光伏，因此迎来了发展契机。
为推动我国太阳能热发电技术产业化发展，2016 年 9 月，国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定了首批 20 个太阳能热发电示范项目，总计装机容量 134.9 万千瓦。同年，国家发展改革委发布的《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》（以下简称《通知》）明确，核定全国统一的太阳能热发电（含 4 小时以上储热功能）标杆上网电价为每千瓦时 1.15 元（含税）。
此后，《太阳能发展“十三五”规划》和《“十四五”现代能源体系规划》都明确提出要“积极发展太阳能热发电”。
国家能源太阳能热发电技术研发中心主任尹航表示：“光热发电是唯一兼具新能源发电与大容量储能的成熟技术路线，能够将波动的资源转化为稳定的能量储存并有效利用，具有电力输出稳定、可靠、调节灵活的特性。”在“双碳”目标下，随着新一代电力系统的加速构建，我国需要大力发展光热发电这样具有大规模储能和电网同步机特性的电源，一方面逐步替代火电等高碳能源，另一方面作为可再生能源的入网调节手段，成为可再生能源高占比电网的重要支撑。
2023 年国家能源局出台的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》明确提出，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。
《2024 中国太阳能热发电行业蓝皮书》显示，截至 2024 年底，我国建成光热发电累计装机容量 838.2 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 3300 兆瓦；规划光热发电项目 37 个，总装机容量约 4800 兆瓦。
记者梳理发现，在这 34 个在建光热发电项目中，除了中广核，还有多家央企参与其中。比如，三峡新能源哈密 100 万千瓦“光热 + 光伏”一体化综合能源示范项目、国家电投集团河南电力有限公司“光热 + 光伏”一体化项目、大唐石城子 100 万千瓦“光热 + 光伏”一体化清洁能源示范项目、国投若羌县 10 万千瓦光热储能配套 90 万千瓦光伏市场化并网发电项目、中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目等。
成本困境亟待破解
经过十余年的发展，光热发电作为光伏之外太阳能利用的另一个重要技术领域，不仅越来越受到政策的重视，装机容量的快速增长也吸引了众多企业的关注。
国家太阳能光热联盟根据企业名称、企业经营范围、企业简介、品牌产品、企业续存等 5 个要素查询后发现，我国光热发电产业链单位约 441102 家。从注册时间来看，注册十年以上的企业有 23153 家，注册 3 年至 5 年的约 67653 家，注册 1 年内的企业有 129401 家，最近 3 个月注册的与太阳能热发电业务相关的企业达到 39510 家。
尽管业内普遍认为光热发电已经进入规模化发展阶段，但成本等问题在一定程度上限制了产业规模效应的进一步释放。
虽然《通知》规定 2018 年 12 月 31 日以前全部投运的太阳能热发电项目，按照每千瓦时 1.15 元（含税）执行标杆上网电价（即补贴电价），但 2021 年国家发展改革委发布的《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》重新明确，2021 年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
尹航表示：“一般来说，光热电站前期投资是光伏电站投资的数倍，在没有国家电价政策和补贴的情况下，可能会在一定程度上抑制企业对光热电站的投资积极性。”
一位不愿具名的能源领域业内专家认为，总体来看，光热发电目前仍处于发展初期，度电成本较高，还不具备与经历了数十年补贴发展的风电、光伏平价的条件。
尹航还指出，地方政府在组织多能互补一体化项目时，由于光热部分单位投资较高，“光热 + ”模式普遍存在光热减配、装机比例过低等问题，导致光热无法完全满足项目调节需求，光热作为理想的低碳调节电源未能得到充分发展。
针对当前光热产业的发展状况，尹航建议，未来可以参考煤电和抽蓄电价机制，同步建立光热两部制电价机制。即电量电价由竞争方式形成，与电力市场建设进度相衔接；容量电价由政府核定，容量电费通过系统运行费疏导。
本文介绍了德令哈光热项目的建设情况，凸显了光热发电在解决光伏发电问题、构建新型电力系统方面的重要作用。目前光热发电虽受到政策重视、吸引企业入局，但仍面临成本较高等困境，需要建立合理的电价机制来推动其规模化发展。
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