中广核格尔木350兆瓦光热示范项目开工 系全球单机储热容量及镜场面积最大

6月16日，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，在青海省格尔木市乌图美仁光伏光热园区正式开工建设。

光热发电与项目技术特征

光热电站的基本运行方式是通过在场地内布设大规模反射镜（即镜场），将太阳光聚焦到集热装置，加热导热介质产生高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机组发电。与光伏直接转换电流不同，光热系统可配置储热环节，在阳光充足时段将多余热量存储于熔盐等介质中，在夜间或阴天释放热量维持持续出力。

该项目同时拥有两项全球之最：单机储热容量和镜场面积均居首位，发电装机规模达到350兆瓦。这意味着其储热系统能够存储的热量体量及反射镜覆盖范围均超出目前所有已建或在建同类电站。

选址与开发主体

项目落地于格尔木市乌图美仁光伏光热园区，由中广核投资建设。中广核是国内清洁能源领域的大型开发运营商。该项目在光热发电领域的规模化突破，有望为当地新能源电力的稳定输出与电网调峰提供新的支撑。

项目关键指标：单机储热容量、镜场面积均为全球最大；发电功率350兆瓦。

国家发改委、国家能源局发布意见 提出2030年光热发电装机目标1500万千瓦

国家发改委、国家能源局于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》，明确了我国光热发电产业下一阶段的发展目标与路径。

根据规划，到2030年，我国光热发电总装机规模将力争达到1500万千瓦左右，度电成本需与煤电基本相当。同时，技术上要实现国际领先并完全自主可控，行业整体步入市场化、产业化发展轨道。

熔盐塔槽结合项目在青海落地 年发电量预计达10亿千瓦时

产业化信号释放之际，单体规模可观的项目已在青海落地。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，由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构成。

项目配套15小时大容量熔盐储热装置，储热容量为11747兆瓦时，可实现稳定发电并具备电网灵活调峰能力。建成后预计年发电量可达10亿千瓦时，有助于提升青海电网的新能源消纳效率与全域供电保障能力。

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。

熔盐塔槽结合技术路线，是指在同一项目中同时建设塔式与槽式两种聚光集热系统，共用一套储换热及发电岛设施。其本质是将两种技术形式的光热转换优势与规模化熔盐储热能力进行叠加，以提升电站整体效率与出力稳定性。

该项目实现了中广核自主研发的槽式集热器成套装备及工艺的规模化应用，其开口尺寸为全球最大，达8.6米。整套装备核心部件，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攻关完成，实现核心技术100%自主可控。

中广核光热布局从德令哈延伸至西藏

中国广核新能源控股有限公司是国内较早进入光热领域的企业。自2011年起，该公司先后推动德令哈50兆瓦光热示范项目、德令哈100万千瓦光热储一体化项目以及吉西10万千瓦塔式光热电站落地。

此外，全球海拔最高的槽式光热电站——西藏乌玛塘50兆瓦光热项目也已开工建设。

发电原理与调节价值

技术原理上，太阳能热发电通过聚焦太阳直射光加热介质，将光能转化为热能，再利用高压高温蒸汽推动汽轮机发电机组，最终将热能转化为电能。

与光伏发电相比，光热发电可通过热储存提供稳定的电力供应，具备调频调峰能力，对电网冲击较小。同时，其系统效率较高，并可与传统热电站形成联合发电模式。

水电水利规划设计总院党委委员、副院长张益国此前撰文指出，内蒙古、青海、甘肃、新疆、西藏等省区光热发电资源潜力巨大。这些地区电力系统相对薄弱，存在供需平衡问题，应因地制宜明确光热发电项目建设规模与布局，提升其对电力系统的支撑调节能力。转动惯量，在电力系统中指旋转发电机组自身维持转动状态的一种固有特性，能够为电网提供频率稳定支撑，这一功能正是目前大量并网的风电和光伏发电所欠缺的。

政策历程与成本变化

光热发电在国内走过了一段曲折历程。2016年，国家发改委、国家能源局核定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个示范项目，装机规模总量134.9万千瓦。但受核心技术成熟度不足、建设与发电成本居高不下等影响，示范项目推进屡屡受挫。

2020年1月，财政部、国家发改委、国家能源局明确，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，存量项目须在2021年12月31日前完成并网方可享受对应价格政策。这一调整令产业一度进入低潮。截至2022年底，国内并网发电光热示范项目为9个，总容量仅55万千瓦。

2023年4月，国家能源局发布通知，提出结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设落地光热项目，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。

国家太阳能光热产业技术创新战略联盟等机构编制的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》显示，截至2024年底，中国建成光热发电累计装机容量838.2MW，在全球占比10.6%。

国家能源局相关负责人就此次《若干意见》答记者问时表示，我国已掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，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基础。但仍面临初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现以及产业技术水平仍需提升等问题。

规模化发展的实施方向

《若干意见》针对上述问题提出了多条路径。其中包括：支持具备技术经济条件的“沙戈荒”大型外送新能源基地、水风光外送基地及各类自用型基地开展光热电站建设；建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站，以提升区域电网调峰能力和稳定性；以及探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统。

源网荷储一体化系统，指的是将电源、电网、用电负荷和储能装置进行统一规划与协同控制的整体运行模式，目的是在局部范围内实现电力供需的实时平衡，降低对大电网调峰资源的依赖。