转载自：青海政务督查
大力发展光热发电产业，是青海推动实现新能源高质量发展的“必答题”，亦因坐拥先天禀赋，发展底气充足。光热产业前期投资大、技术门槛高、盈利模式待完善，政策引导是推动产业破局、实现规模化发展的关键。
在中国电建新能源集团青海共和昱渊光热电站50兆瓦塔式熔盐光热发电项目现场，228米的吸热塔矗立，3万多面定日镜整齐排列在戈壁滩上。作为国家首批光热发电示范项目之一，该电站自2019年并网以来，发电量逐年攀升，至去年已达近1亿千瓦时。当前，青海省清洁能源装机占比超93%，新能源装机占比达74%。青海省发展和改革委员会主任华中接受《瞭望》新闻周刊记者采访时说，为推动实现新能源高质量发展，青海将光热发电作为破解风光波动、保障电网稳定的关键支撑，以资源为基、以创新为翼、以政策为引，全力推动光热产业规模化发展。截至目前，青海已建成光热电站装机容量为71万千瓦，在建项目装机容量达135万千瓦，成为全国光热发电产业集中度最高、发展基础最扎实的地区之一。
在青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市光伏（光热）产业园拍摄的光热电站（2024 年 4 月 23 日摄）
光热发电成必答题作为全国清洁能源资源最富集的区域，“十四五”以来，青海省依托其独特的资源禀赋，推动新能源产业实现跨越式发展。截至2025年底，青海清洁能源装机容量突破7900万千瓦，清洁能源发电量占比达89%，新能源装机容量突破6000万千瓦，发电量占比50%，新能源装机和发电量占比“双主体”地位更加巩固。光伏、风电依靠电力电子设备逆变发电，没有转动惯量，间歇性、波动性明显，大规模并网会削弱电网稳定性。“光热发电不同。”国家电网青海省电力公司清洁能源发展研究院院长方保民告诉记者，光热发电遵循“光能-热能-机械能-电能”的传统发电原理，通过聚光加热熔盐，经蒸汽发生系统换热产生蒸汽，推动汽轮发电机组发电，天然具备同步发电机组转动惯量，能为电网提供惯量支撑、调频、调压、爬坡等辅助服务，是电力系统需要的调节支撑电源。
“光热发电更是系统稳定器。”青海省能源局新能源处处长肖天理说，光热发电可平抑风光波动、提升消纳水平，是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，也是加快构建新型电力系统的有力支撑。为提升光伏发电、风电系统的安全韧性水平，需大力发展新型储能以支撑高比例新能源消纳。而光热发电项目自带长时储能功能，可有效替代部分新型储能建设的需求。例如，以熔盐作为传热介质的塔式光热项目，可配置6——14小时甚至更长时长储能系统，实现24小时连续稳定出力，既能发电，又能储能、调峰、备用。在无风、无光、夜间、极端天气等场景下，光热电站可平稳出力，能有效改善新能源“靠天吃饭”的局面。发展光热产业，青海资源优势突出。该省年日照时数超3000小时，太阳能总辐照量居全国前列，更难得的是，青海拥有约10万平方公里“沙戈荒”土地，完美适配大型光热电站集中开发，可以实现光照资源与土地条件的“双优叠加”。此外，作为我国盐湖资源富集区，青海察尔汗盐湖蕴藏的钾、钠等盐矿资源，经过加工生产后的产品正是光热发电核心储热介质——熔盐的核心原料。因此，大力发展光热发电产业，是青海推动实现新能源高质量发展的“必答题”，亦因坐拥先天禀赋，发展底气充足。自主可控强化“最优解”核心技术和关键原材料自主可控，是光热产业行稳致远的关键。
青海以提高热能转换效率为目标，推动光热技术向大容量、高参数、低成本、全国产化升级，核心装备与系统集成能力实现重大突破，自主可控的多项成果全球领先。以导热油作为传热介质的槽式光热发电技术，以及以熔盐作为传热介质的塔式光热发电技术，是当前全球光热发电领域的主流技术路线。国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会共同编著的《中国太阳能热发电行业蓝皮书（2025）》显示，全球槽式光热发电累计装机占比达79.97%。但目前槽式光热发电站主要通过导热油传热，主蒸汽温度较低，初期投资成本较高，热能转换效率不足。今年4月，由中国广核集团自主研发的8.6米熔盐槽式集热器成套装备及工艺，在青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市中广核光热试验基地中试平台圆满完成技术验证。这是目前全球开口尺寸最大的标准熔盐槽式集热器测试系统。中广核光热技术型号首席专家尹航表示，该项目取消导热油换热环节，采用熔盐作为传热介质，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，实现储能温差达260摄氏度，是传统导热油系统的2.6倍，电网调峰保障能力显著增强。
这标志着我国已全面掌握熔盐槽式集热核心技术，为国内大型熔盐槽式光热项目的规模化发展奠定坚实基础，也为全球光热发电产业升级提供了“中国方案”。塔式光热发电方面，亦将有标杆项目落地青海。2025年10月，全球单机规模最大、镜场反射面积最大、储能规模最大、年设计发电量最高的塔式光热发电项目——格尔木350兆瓦塔式光热发电项目，在海西州格尔木市乌图美仁光伏光热园区开工，该项目配置14小时熔盐储热系统，计划于2027年9月底前全容量并网发电。项目建成后，预计每年可产生清洁电量约9.6亿千瓦时，是国内年发电量最高的塔式光热发电项目，相当于每年节约标准煤26.34万吨，减排二氧化碳72万吨。在为光热发电规模化发展探索高效技术迭代路径的同时，青海依托丰富的盐湖资源，进一步提升关键原材料的自主可控水平。近期，由青海盐湖工业股份有限公司参股的青海盐湖沃锦储热技术有限公司宣布，40万吨熔盐项目已全面完成技术改造，正式进入提产运行阶段，这是该企业前瞻布局新能源材料赛道的关键落子。青海盐湖沃锦储热技术有限公司相关负责人表示，企业正全力攻关低熔点、低成本、低氯（镁）离子下一代熔盐材料研发难题。其独创的连续离子交换工艺，将熔盐氯化物含量降低50%，显著延长了储热设备寿命，有效夯实光热产业链的材料根基。多位受访者表示，“盐湖—熔盐—光热”的天然产业链衔接，使得青海光热产业从源头端具备成本优势和供应链安全保障，无需依赖外部原料输入，实现了关键原材料自主可控，为构建全产业链闭环奠定基础。政策创新全面赋能产业夏日高原，微风送爽。驱车驶入柴达木盆地，可见德令哈、格尔木光热电站集群拔地而起，多个200米级吸热塔直插云霄，长时熔盐储能系统昼夜稳定发电，成为戈壁上最亮眼的“绿色能源灯塔”。
光热产业前期投资大、技术门槛高、盈利模式待完善，政策引导是推动产业破局、实现规模化发展的关键。瞄准“中国光热之都”建设目标，青海推动政策创新、强化要素保障，全力推动光热产业规模化发展。今年3月，青海出台省级光热专项政策《青海省关于促进光热发电规模化发展的若干措施》（简称“光热十条”），以十条举措破解产业发展堵点难点，为光热产业发展保驾护航。其中，创新电价机制，直击行业痛点。“光热十条”明确，纳入开发建设方案的增量独立光热项目，按规定期限建成前一年，支持光热项目独立开展机制电价竞价。海南州能源局局长王安伟介绍，此举为光热企业提供长周期政策预期，有助于帮助企业降低投资风险、减少融资难度。此外，当地考虑企业综合收益、绿电价值等因素合理设定竞价上限，按照不低于光热项目成本设定竞价下限，竞价下限从0.55元/千瓦时逐年适度退坡，力争到2030年实现与煤电基本相当。“这样就能做到政策扶持与充分竞争兼顾，光热发电电价更加灵活也更贴合电站生产实际。”王安伟说。此外，“光热十条”还鼓励光热项目建设单位探索自建厂用电源。
“作为光热电站的‘能量载体’，熔盐储罐就像一个‘保温桶’。遇有阴天、无太阳直射光的情况时，需要耗电产生负荷保持熔盐温度。”中国电建新能源集团有限公司青海海南运维中心负责人祁正福告诉记者，对于“十四五”以来建设并网的光热项目，青海支持符合条件的项目建设单位结合自身用电需要，探索在光热场区或附近建设离网光伏电站及储能设施，用于满足光热电站自身生产运营用电需要，降低运营成本。产业化基础薄弱，用电负荷低，本地生产的绿色电力无法就地消纳，一直是困扰青海新能源发展的区域经济难题。
近年来，青海作为绿色算电协同试点省，正在积极探索以算力消纳“绿电”，构建绿色电力与算力协同新布局。“我们支持绿色算力企业、装备制造企业按照安全优先、绿色友好、源荷匹配的原则，探索建设以风光热储为支撑的离网供电系统，更好满足绿色用电需求。”肖天理说。“青海将以‘光热十条’为政策抓手，深化电价机制创新、强化要素保障、破解绿电就地消纳瓶颈。”华中说，力争到2030年，青海全省光热发电在建在运总规模达到800万千瓦、在运装机规模突破500万千瓦。
未来，一座座矗立在青藏高原的光热电站，将持续释放绿色动能，为全国新型电力系统建设、“双碳”目标落地贡献青海的光和热。