在 “双碳” 战略加速推进的背景下，光热发电以 “清洁电力+灵活调峰” 的双重属性，成为破解新能源波动性难题的核心技术路径。央企国企凭借资本优势、技术积累和产业链整合能力，推动中国光热发电从示范工程迈向规模化发展阶段，逐步构建起全球领先的产业生态。本文通过典型案例与技术突破，解析 “国家队” 如何重塑光热发电的竞争格局。

全路线突破

作为能源革命的 “稳定器”光热发电集可再生能源发电、储能及转动惯量为一体，在新型电力系统中将发挥重要的支撑作用，央国企光热发电领域的开拓经历了从填补空白到全球标杆的全过程。

1. 示范项目奠定行业根基

中广核德令哈 50MW 槽式电站作为中国首批光热示范项目，2018年投运后累计发电量超5亿千瓦时，2024年电站单日上网电量突破114 KWh，单月上网电量达1892万KWh，其9小时熔盐储热系统实现 “白天储热、夜间发电”，年度等效利用小时数达到 2824h。远超光伏电站的1500~2000小时。

鲁能格尔木50MW塔式电站采用12小时储热系统，2024年发电量达9506.7万 kWh，实现了产能的突破，为青海电网提供稳定基荷电源。

中船新能内蒙古100MW槽式光热发电项目自投运以来，累计发电量已突破11.495亿千瓦时，纯光热年发电量约3.4 亿千瓦时（等效满负荷运行 3400小时）充分验证了中船新能的槽式光热系统集成能力和国产槽式光热核心设备的先进性和可靠性。

2. 规模化项目密集落地

截至2024年底，央企国企主导的在建/投运光热项目超40个，总装机规模超 4.5GW，占全国规划总量的90% 以上。

中广核在青海、吉林、西藏等地布局950MW项目，含200MW塔式（德令哈）、50MW 槽式（阿里）等，2030年目标装机4000万千瓦，带动社会投资超3600亿元。

中国能建主要有：哈密150MW塔式、吐鲁番100MW光热+光伏等项目在建，累计EPC总承包规模超1400MW，占国内光热EPC 市场半壁江山。

在40余个在建/推进项目中，中国电建以参与17个项目、1590MW装机量的成绩，在光热发电市场占据重要地位，展现出强劲的发展态势。

三峡集团的青海海西100MW塔式、甘肃瓜州100MW“双塔一机” 项目采用全球首创技术，储热时长 6~12 小时，可满足电网深度调峰需求。

国家能源投资集团参与的光热发电项目主要分布在青海、甘肃、西藏三地，项目总规模400MW。

标杆示范

1. 塔式光热电站

国投阿克塞汇东750MW“光热+光伏” 项目（2024 年投产）

国家开发投资集团（国投电力）主导的阿克塞项目，是目前国内规模领先的塔式光热发电示范工程。项目位于甘肃阿克塞海拔3000米的戈壁地带，包含110MW 塔式熔盐光热电站及640MW 光伏电站。通过配置8小时熔盐储热系统与11960面 “巨蜥式” 定日镜，实现了夜间连续发电能力。

项目针对当地-34℃低温、强风沙的极端环境，创新采用 “光热+光伏” 智能协同模式，白天光伏优先供电，夜间光热接力补能，年发电量达17亿千瓦时，可满足57万户家庭用电需求。同时，项目同步开展光伏治沙工程，种植梭梭等固沙植物，年减排二氧化碳145万吨，相当于新增造林面积120万亩。

中国能建哈密150MW塔式光热电站（在建）

中国能源建设集团在新疆哈密布局的150MW塔式熔盐电站，在单台机组容量、设备国产化率、单瓦投资造价、发电效率等诸多方面均进行了全面提升，是高海拔地区光热调峰的典型示范，在光热产业建设中扛旗领跑。

2. 槽式电站从示范到规模化

中广核德令哈50MW槽式电站作为我国首批光热示范项目中首个并网的槽式电站，中广核德令哈项目填补了国内大规模槽式技术的空白。2024年，中广核在德令哈建成 “光热熔盐槽式回路试验平台”，成功研发大开口熔盐集热器（开口宽度12米，集热效率78%），将推动槽式技术成本下降20%。

西藏开发投资集团在安多县布局的光热项目，是高海拔地区能源开发的创新实践。项目采用塔式熔盐技术路线，配套100MW光热、≥8小时储热系统及800MW光伏，建成后将成为西藏首个百万千瓦级光热基地。

针对安多县海拔 4800 米的高寒缺氧环境，项目进行高原适应性创新，采用抗紫外线熔盐材料与轻量化定日镜支架，有效解决了高海拔地区设备散热快、故障率高的难题。同时，配套建设的区域供热管网，可利用光热余热为牧区提供清洁供暖。

3. 线性菲涅尔突破

中核玉门新奥“光热储能+光伏+风电”示范项目，是目前全球装机最大的熔盐线性菲涅尔光热发电项目，也是国家第一批“沙戈荒”大型风光基地配套项目。总装机容量70万千瓦，年发电量17.5亿千瓦时，可满足350万个家庭一年的用电。该项目是甘肃省新能源产业快速发展的缩影。

三峡能源哈密100MW线性菲涅尔项目采用26万块反射镜（集热面积80万㎡）与单回路独立运行技术，设备可用率达98%，建设周期仅18个月，成为低成本高效益路线代表。该项目是全国首个大规模应用“线性菲涅尔”聚光技术的综合能源项目，也是我国首次实现GW级光伏与百MW级线性菲涅尔光热的系统集成。“线性菲涅尔”聚光技术通过平面镜阵列将阳光反射至线性集热管，熔盐在集热管中加热至550℃。待夜幕降临，电站利用高温熔盐将水加热，产生高温蒸汽，进而驱动汽轮机运转发电。储能电站与光伏发电协同配合，可使整个综合能源示范项目实现24小时不间断发电。

从区域深耕到全球输出

央国企作为新质生产力的主力军，在光热领域，深耕国内规模化布局如，在青海基地，中广核德令哈200MW塔式、国家能源集团青豫直流100MW 光热项目，依托青豫直流通道打造 “光热+光伏” 外送枢纽，规划装机超500MW。在甘肃基地，国投阿克塞110MW塔式等项目密集落地，利用荒漠地形集中布局镜场，降低土地与散热成本。在西藏基地，中广核阿里150MW “零碳” 光储热电项目（储热16小时）、西藏开投安多100MW 塔式项目，瞄准高海拔离网供电与清洁供暖需求，探索 “光热 +储能+民生”复合模式。

而在国际市场，也做到了从工程承包到标准输出。如2023 年全投运的迪拜 950MW 光热光伏混合项目、上海电气与中国能建包揽 EPC 与核心装备供应，700MW槽式+100MW塔式系统年发电量26亿千瓦时，打破欧美企业在中东市场的垄断，成为 “一带一路” 光热标杆。2024年投运的南非红石100MW塔式电站，由山东电力建设第三工程有限公司EPC总承包，采用塔式光热技术，其定日镜采用小镜面结构，镜面总面积超过百万平方米，储热系统使用冷、热双罐储热模式，储热时长12小时，可实现夜间高峰用电期间供电需求。目前南非红石EPC项目首次实现100MW净出力满负荷稳定运行，各系统参数指标均达优良标准。

成本下探与生态重构

央企国企通过规模化建设与技术创新，将光热发电度电成本（LCOE）从2018年的1.2元降至2024年的0.55-0.7元。在青海、甘肃等地已接近光伏+储能系统（0.5-0.6 元），具备市场化竞争力。中广核规划2030年 “光热+” 装机4000万千瓦，带动社会投资超3600亿元，创造就业超10万人。

在产业链协同方面，国产化率从30%到80%。核心装备，如定日镜、熔盐泵、集热器等国产化率从2015年的30%提升 80%，山东电建三公司、中国能建西北院、中国电建西北院等企业成为全球光热EPC主力，占据国内市场70%份额。

标准引领，中广核主导制定 5 项国家标准，中国能建参与 IEA 光热技术路线图编制，推动中国成为全球光热标准重要制定者。

光热电站普遍采用干法冷却技术，较燃煤电站每度电节水90%以上。国投阿克塞、鲁能格尔木等项目同步开展光伏治沙，年固碳超150万吨，实现 “发电+ 生态修复” 双重价值。

央企国企以 “技术攻坚+ 全链布局+全球输出” 的组合拳，推动中国光热发电从 “跟跑者” 跃升为 “领跑者”，重塑光热发电的商业逻辑。随着超临界二氧化碳、氢能耦合等技术的成熟，光热发电将在新型电力系统中承担基荷电源与调峰主力的双重角色。未来，依托 “三北” 基地规模化开发与 “一带一路” 市场拓展，中国有望形成万亿级光热产业集群，为 “双碳” 目标提供兼具稳定性与经济性的能源解决方案，为全球清洁能源转型提供可复制的中国方案。文/光热+稿事