用鏡子發電，中國正在沖向世界第一

最近，我國光熱發電連續搞出兩個大新聞。

6月29日，東北首座光熱電站中廣核吉西基地10萬千瓦光熱電站在吉林省大安市投產發電。

這是我國緯度最高的光熱電站，也是世界高緯度嚴寒地區光熱發電技術的應用典范。

5月20日，全球最大的塔式光熱電站—中廣核格爾木350兆瓦光熱示范項目，首套定日鏡順利組裝下線。

光熱，是如何發電的？

中國光伏發電規模已穩居世界第一，為何還要發展光熱發電？

光熱發電的原理并不復雜。

小時候，大家應該都玩過放大鏡，把陽光聚到一點，拿來燒螞蟻。

光熱電站做的是同樣的事情，只不過用的是凹面鏡，而且聚光面積大了幾百萬倍。

凹面鏡

具體來說，光熱發電包括追光、吸熱、儲熱和發電四個關鍵環節。

在追光和聚光環節，成千上萬面由計算機控制的反射鏡，像向日葵一樣實時追蹤太陽位置，將陽光精準反射并聚焦到中央接收器或集熱管上。

聚焦的陽光會產生極高溫度，將傳熱介質（如熔鹽）加熱，熔化，完成吸熱環節。

隨后，被加熱的熔鹽帶著白天多余的熱量，儲存在巨大的熔鹽罐等儲熱系統中，作為電站的“充電寶”，達到儲能效果。

在需要發電的時候，比如晚上，這些高溫介質再被釋放出來，通過換熱器把水加熱成高溫高壓蒸汽，驅動汽輪機旋轉，以此帶動發電機產生電能，完成發電。

格爾木項目效果圖

中廣核集團格爾木光熱項目配置14小時熔鹽儲熱系統，足以應對整個夜晚的用電需求。

所以，用鏡子發電的底層邏輯，還是“燒鍋爐”。

格爾木項目所用的熔鹽是硝酸鈉和硝酸鉀的混合物，這種混合物在常溫下為固態，加熱到五六百度后就變成液態，能流動儲存，把熱量轉移。

這些轉移的熱量，其實就是晚間發電的直接能量來源。

光熱電站的全生命生產周期，能夠達到零碳排放。

當然，光熱發電也不是沒有缺點，尤其相對于光伏發電，最主要是貴。

光熱發電站初期的建設投資遠高于光伏發電，以裝機量來計算，單位千瓦的建設成本大概在1.5萬元左右。

光熱發電需要很大的面積，只能在荒漠戈壁等開闊地帶建設。

比如，我國已投運的青海共和50兆瓦光熱發電站、新疆伊吾縣中電哈密50MW塔式光熱發電站和敦煌100兆瓦熔鹽塔式光熱電站等項目，都建在地廣人稀的地區。

回到開頭的問題，中國光伏已經在全世界遙遙領先了，我們為什么還要上馬更貴的光熱呢？

答案是“長時儲能”。

光伏只能白天發電，屬于“即發即用”，用不完或輸送不出去就只能棄電。

光熱則可以“先存后發”，白天儲存熱量，到夜間緩慢釋放，避免浪費。

晚間輸出的交流電可直接并網，還能與光伏、風電形成互補，達到調峰目的。

這一特性，讓光熱發電具有不可替代的優勢。

光熱發電，是在近現代工業發展基礎上誕生的。

1950年代，前蘇聯科學家率先提出了塔式光熱電站的設計思想，還制作了示范裝置。

此后，光熱發電技術經歷了波浪式發展，但囿于發電成本，一直沒有大規模應用。

石油危機、氣候變暖等因素讓光熱技術的關注度逐漸提高。

2007年，西班牙在南部塞維利亞的安達盧西亞建成了全世界最早商業運營的塔式太陽能光熱發電站PS10，裝機容量11兆瓦。

PS10光熱電站（上方為PS20）

2021年至今，光伏、風電等綠電裝機比例不斷升高，急需具備深度調峰能力的大型儲能清潔能源形式。

光熱發電經過十幾年的商業化運行，技術更加成熟，調峰能力更加出眾，發展也駛入快車道。

在技術路線上，中國走出了一條與全球主流截然不同的路。

光熱發電的現有技術有塔式和槽式兩種路線，塔式利用大量定日鏡將陽光反射至塔頂中央吸熱器，屬點聚焦。

槽式則采用拋物面槽形反射鏡，將陽光聚焦到管狀接收器上，屬線聚焦。

槽式光熱發電裝置

兩者的工作溫度與效率差別很大，塔式聚光比高，可達1000倍以上，工質溫度可達560℃甚至超過1000℃，理論發電效率也更高，一般在35%到40%。

槽式的工質溫度通常限制在400℃左右，效率也只有約30%。

槽式技術門檻低，系統結構簡單，運維方便，率先實現商業化，全球累計裝機占比超90%。

塔式技術復雜度較高，對控制系統的要求嚴苛，但更適合百兆瓦級以上的大規模電站。

中國是大國，電網體量巨大，選擇了能上大規模的塔式技術。

塔式技術符合國情，大規模應用需要攻克的難題也不少。

比如，塔式技術里中央吸熱器的核心吸熱材料就曾被卡過脖子。

大規模應用，意味著占地更廣，反光鏡更多。

反光鏡多，反射的陽光多，溫度夠高，發電量才夠大。

要把這么多的太陽熱量轉移到熔鹽，中央吸熱器就必須有特殊的吸熱材料。

2023年，中國科學院蘭州化物所的團隊突破了納米高熵高溫太陽能吸收涂層關鍵技術，研制出SolarShot1108高溫太陽能吸收涂層并實現了規模化制備，高溫工況下太陽能吸收率可達0.975。

該涂層已在前面提到的敦煌首航節能100兆瓦塔式熔鹽光熱電站獲得應用。

只有這些還不夠，要最大化吸收太陽能，還得讓反光鏡跟得上太陽的軌跡，把太陽光盡量多地反射到中央吸熱器上。

2025年10月投入運行的三峽恒基能脈甘肅瓜州70萬千瓦“光熱儲能+”項目是全球首個“雙塔一機”光熱儲能電站。

控制系統采用華為提供的智能算法，每面鏡子的追光精度控制在0.1°以內。

甘肅瓜州“光熱儲能+”項目

另外，為了突破熔鹽560℃的溫度極限，我國的研發團隊正探索用石英砂等固體顆粒替代熔鹽，目標是將吸熱溫度推至1000℃以上，從而將發電理論效率從45%提升至60%。

中國光熱發電技術不斷攻堅克難，技術裝備的國產化率已經突破95%，關鍵材料與核心設備實現完全自主可控，發電成本也越來越低。

光熱發電的前沿技術，中國也在領跑。

反光鏡越大，匯聚的太陽能越多，發電機組的效率也得提升。

去年12月底在貴州六盤水成功商業運行的“超碳一號”是首鋼水鋼集團的全球首臺商用超臨界二氧化碳發電機組。

超臨界二氧化碳發電是可以代替熔鹽的新技術，未來能與光熱發電兼容。相比現役的燒結余熱蒸汽發電技術，“超碳一號”的發電效率能提升85%以上。

超臨界二氧化碳發電技術實驗裝置

效率提升，意味著同等鏡場面積下的度電成本有望從0.55元再砍掉一大截！

從規模數量看，截至2025年底，我國已建成光熱電站27座、累計裝機173.8萬千瓦，并網172萬千瓦，僅次于西班牙和美國，居全球第三。

在建項目的裝機量約為270萬千瓦，占全球在建光熱項目總量的90%以上。

按照這個增長量，最遲到2027年，中國光熱發電的裝機總量將超越西班牙，成為全球第一。

規模上來了，成本也在下降。

現在，中國光熱電價已從示范項目初期的1.15元/千瓦時降至約0.55元/千瓦時。

對比之下，作為早期光熱發電大國的西班牙，早期固定上網電價一直維持在約合1.6元人民幣/千瓦時的水平，最高可達2.9元人民幣/千瓦時。

中國光熱發電的下一個成本目標是0.4元/千瓦時。

屆時，光熱發電將真正具備與燃氣調峰電站競爭的經濟性優勢。

同樣是利用太陽光，光熱和光伏在中國已形成清晰的“雙輪驅動”格局。

光伏是世界太陽能發電的主力軍。

截至2025年底，全國太陽能發電裝機達12億千瓦，2025年全年新增裝機約318GW，全球占比超45%。

集中式光伏每度電成本已降至0.2元左右。

青海海南藏族自治州共和縣的塔拉灘光伏發電園區

光熱則是“穩定器”。

目前173.8萬千瓦的光熱發電裝機總量，聽起來僅僅只有光伏的零頭，但光熱發電克服了光伏“太陽落山就熄火”的致命弱點。

光熱白天存熱，晚上發電，維持電網電力供應，有著出色的長時儲能和調峰能力，是電網穩定的壓艙石。

政府已經意識到光熱發電的重要性。

去年12月底，國家發展改革委、國家能源局印發《關于促進光熱發電規模化發展的若干意見》，明確提出到2030年我國光熱發電總裝機力爭達1500萬千瓦左右。

除了光熱和光伏，中國對太陽能的利用也是多點開花。

利用太陽能供熱供暖不是新鮮事，很多家庭都已安裝，但集中供熱供暖是最近幾年的事。

西藏隆子縣太陽能集中供暖建設項目2023年11月1日正式建成投用，總投資3億多元，占地約300畝，可滿足縣城18.40萬平方米的采暖供熱需求，為7000人提供熱源，有效改善城區環境，減少能源浪費。

去年12月初，攀枝花建設工程有限責任公司承建的攀枝花多面體鈦酸鍶聚光制（加）氫一體站中試基地項目成功投運。

攀枝花多面體鈦酸鍶聚光制（加）氫一體站中試基地項目

這是我國首個投運的光解水制氫商業化項目，標志著我國光解水制氫技術從實驗室走向產業化應用。

項目生產的氫氣用于民用液氫加氫，與之配套的液氫加氫站也同步投運。

大慶油田的“光熱+”聯合供熱系統，采用99組線性菲涅爾集熱器與22組槽式集熱器收集陽光，為油田作業提供清潔熱源，預計每年可節約天然氣51.1萬立方米。

在海水淡化方面，利用光熱材料吸收陽光產生熱量來蒸發海水，從而獲取淡水。

中國科學家已研制出實驗裝置，完成灌溉試驗，日產淡水可達20.16升，能滿足約10人的基本飲水需求。

廊坊工程試驗基地的光伏-光熱海水淡化設備及灌溉試驗田

太陽能是人類最大的能源來源，也是最根本的能量來源。

去年第一季度，我國風電光伏裝機歷史性超過火電，合計新增裝機7433萬千瓦，累計裝機達到14.82億千瓦，其中光伏發電是大頭，占9.46億千瓦。

我國正在形成光伏發電擔當主力，光熱發電穩定壓艙，其他方式互相支撐的太陽能綜合利用體系。

利用好太陽能，中國能源安全更有保障！
○正解局是頭部的產業財經新媒體、專注于中國產業經濟與城市發展研究的財經研究型內容智庫機構，成立于2018年。正解局長期從產業視角分析城市競爭力、企業發展路徑與宏觀經濟趨勢，核心理念為“解讀產業，發現價值”。