核心观点 - 到2030年集成融合发展将成为新能源发展的重要方式，目标是显著提升新能源可靠替代水平和市场竞争力，支撑经济社会全面绿色转型[2][7] - 政策通过多维度一体化开发、多产业协同发展、多元化非电利用三大路径推动新能源高质量发展[8][13][16] - 重点优化"沙戈荒"基地电源结构和储能配置，探索打造100%新能源基地[9] - 推动新能源与交通、建筑、农村能源等多领域融合开发，鼓励光储充换一体化模式[11] - 完善电力市场机制，支持新能源基地一体化参与市场交易，探索容量补偿和绿色氢氨醇认证[20] 新能源多维度一体化开发 - 优化"沙戈荒"基地电源结构，因地制宜建设光热发电等调节性电源，合理控制煤电装机需求[9] - 鼓励熔盐储热耦合调峰、就地制绿氨掺烧等方式提升新能源与煤电协同水平[9] - 支持有条件地区探索打造100%新能源基地，发挥光热、抽水蓄能和新型储能的调节作用[9] - 推进主要流域水风光一体化开发，建设以抽水蓄能、新型储能为调节电源的新型基地[9] - 加强新能源大基地集约化选址，引导风光同场建设，实现空间和设施集约共用[10] - 推进海上风电集群化开发，集约布置海缆廊道和登陆点，鼓励共享送出通道[10] - 推进交通能源融合，在高速公路服务区、港口等场所建设新能源一体化设施[11] - 推动建筑光伏一体化发展，建设"光储直柔"新型建筑，实现光伏与建筑同步设计施工[11] - 提升新能源发电功率预测精度，采用先进构网型技术，打造系统友好型电站[12] - 鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索与其他电源实质性联营[12] 新能源与多产业协同发展 - 在新能源资源富集地区提升装备制造绿电应用水平，打造新能源制造基地[13] - 支持产业园区应用绿电直连、智能微电网等新业态，构建低碳零碳园区[14] - 引导高载能产业向新能源富集地区转移，实现"西电西用"就地消纳[14] - 推动石油石化、化工、钢铁等重点产业通过工艺流程优化和储能配置提升负荷调节能力[14] - 结合"东数西算"工程推动新能源基地与算力设施协同规划，促进电力算力双网融合[15] - 在新能源富集地区推动新材料、高端装备制造等新兴产业与新能源协同布局[15] 新能源多元化非电利用 - 加强电制氢关键技术攻关，提升电解槽技术性能以适应新能源波动特性[16] - 优化风光配比，合理配置储电储氢设施，提升风光氢储一体化协同控制水平[16] - 支持在风光开发潜力大地区规划布局可再生能源制氢氨醇综合产业基地[16] - 鼓励沿海地区探索海上风电制氢氨醇技术，发展航运绿色燃料加注[16] - 在产业园区通过可再生能源电力供热、热泵等方式打造多能耦合综合供能站[17] - 因地制宜发展绿电直连供暖模式，探索地热能、风光等多热源互补利用[18] 组织保障与机制优化 - 优先支持新能源渗透率较高地区开展集成融合项目建设[19] - 优化项目核准、电网接入等流程，鼓励实现一站式办理[19] - 推动新能源基地协同优化调度，通过虚拟电厂实现分布式资源聚合调控[19] - 支持新能源基地以一体化模式参与电力市场交易，推广多年期绿电购电协议[20] - 探索将新能源集成融合项目纳入容量补偿范围，完善绿色氢氨醇认证机制[20]

政策核心观点 - 国家能源局发布指导意见，旨在促进新能源集成融合发展，提升新能源多品种互补开发水平 [1] 新能源基地开发与优化 - 优化“沙戈荒”新能源基地电源结构和储能配置比例，因地制宜建设光热发电等调节性电源 [1] - 合理控制新建基地煤电装机需求，鼓励通过熔盐储热耦合调峰、就地制绿氨掺烧等方式提高新能源与煤电深度协同水平 [1] - 提升基地绿电电量占比，支持有条件地区探索打造100%新能源基地 [1] 多能互补一体化开发 - 发挥水电转动惯量大、启停快速和调节精准特性，积极推进主要流域水风光一体化开发 [1] - 探索建设以抽水蓄能、新型储能为调节电源，带动周边风光大规模高质量开发的新型水风光一体化基地 [1] - 结合地区资源禀赋和系统调节需求，推进省内集中式新能源项目风光气储等互补开发 [1]

新能源多品种互补开发 - 提升新能源多品种互补开发水平，优化“沙戈荒”新能源基地电源结构和储能配置比例 [1] - 因地制宜建设光热发电等调节性电源，合理控制新建基地煤电装机需求 [1] - 鼓励以熔盐储热耦合调峰、就地制绿氨掺烧等方式提高新能源与煤电深度协同水平，提升基地绿电电量占比 [1] 调节性电源与100%新能源基地 - 支持有条件地区充分发挥光热、抽水蓄能和新型储能的支撑调节作用，探索打造100%新能源基地 [1] - 发挥水电转动惯量大、启停快速和调节精准特性，积极推进主要流域水风光一体化开发 [1] - 探索建设以抽水蓄能、新型储能为调节电源，带动周边风光大规模高质量开发的新型水风光一体化基地 [1] 省内集中式项目开发 - 结合地区资源禀赋条件和系统调节支撑需求，推进省内集中式新能源项目风光气储等互补开发 [1]

合作会谈概述 - 中国电力工程顾问集团西北电力设计院及中国能建投资集团华东公司高层到访永福股份，三方举行交流会谈 [1] - 会谈围绕福建省海上风电规划和开发情况展开，并达成重要合作共识 [1] - 各方期待深化合作，加强优势互补，共同推动国家“双碳”目标实现和行业高质量发展 [3][4] 永福股份业务战略 - 公司秉持差异化、国际化发展理念，积极拓展海上风电与海外业务 [3] - 依托在海上新能源领域的核心技术优势和丰富工程经验，已成功打造多项行业领先的优质工程 [3] - 公司业务为深远海新能源资源的规模化开发提供了坚实支撑 [3] 西北院业务战略 - 公司在坚守传统火电、电网业务领先优势的基础上，正加速培育光热发电、压缩空气储能、海上风电等新兴业务 [6] - 面对海上能源市场的广阔前景，期待与各方深化交流，携手推进海上能源业务开发与项目建设 [6] 中国能建投资集团华东公司战略 - 公司聚焦海上风电、储能、电能替代等领域的战略布局 [8] - 近年来依托平潭海上风电项目，积极融入并拓展福建海上风电市场 [8] - 希望结合西北院设计咨询能力与永福股份本地实施优势，构建从规划到落地的全链条协作机制 [8]

项目概况 - 青海亿储格尔木350兆瓦塔式光热发电项目于2025年10月16日举行开工仪式 [1] - 项目采用“三塔+三镜场+分布式储能”布置方案，是全球单体规模最大、镜场反射面积最大、储能规模最大、年设计发电量最高的光热发电项目 [2] - 项目建成后每年可产生约9.6亿千瓦时清洁电量，满足20万户家庭全年用电需求 [1] 技术优势与特点 - 光热发电采用“光—热—电”转化路线，通过熔盐储热实现长时储能，可在无光情况下持续供电，克服了光伏发电的间歇性和不稳定性 [3] - 青海亿储项目配备的储热系统能支撑电站在无阳光情况下持续满负荷发电14小时，储能规模远超电化学储能 [5] - 光热发电具有旋转惯量和优良调频性能，可为电网提供电压支撑和短路容量，提高电网稳定性 [5] - “分散集热、集中发电”的核心逻辑破解了传统单塔光热电站规模化发展的成本效率瓶颈 [2] 行业发展历程 - 2012年中国能建参与设计的亚洲首座兆瓦级塔式光热发电项目并网，使我国成为全球第四个掌握该技术的国家 [6] - 2018年中国电建承建的摩洛哥努奥三期150MW塔式光热电站投运，为当时世界最高光热集热塔项目 [9] - 2019年中国电建自主投资建设的青海共和50MW熔盐塔式光热发电项目并网，成为首批示范项目标杆 [9] - 2020年敦煌大成50MW项目和中广核德令哈50MW项目投运，填补了两种技术路线商业化应用空白 [10] 企业布局与规模 - 中国电建参与17个光热项目，总装机1590MW，涵盖吐鲁番托克逊100MW、若羌100MW等多个在建项目 [12] - 中国能建在建投资项目达5个，总装机500MW，同时承担多个项目EPC任务 [12] - 国家能源集团推进青豫直流二期100MW塔式项目、敦煌70万千瓦“光热+光伏+风电”项目 [12] - 中国华能、中国华电、大唐集团、中国广核集团等均在西北资源富集区布局光热项目，总规模从600MW至950MW不等 [12] 未来发展趋势 - 技术效率将向高参数、智能化升级，700℃级熔盐储热、超临界CO₂发电技术有望落地，AI预测性维护和数字孪生平台将普及 [14] - 应用场景从单一发电向工业供热、绿氢制备、偏远保供延伸，具备广阔的全球应用潜力 [15] - 产业协同深化将推动关键设备国产化，度电成本目标向0.4元/千瓦时逼近，350兆瓦级项目将成为主流 [17]

行业规模与地位 - 截至2025年10月13日，甘肃省光热发电装机容量达到62万千瓦，规模位居全国首位 [1] - 省内拥有多个大型光热发电项目，包括首航高科敦煌100兆瓦熔盐塔式光热发电站、三峡恒基能脉瓜州70万千瓦项目等 [1] 技术原理与优势 - 光热发电利用熔盐等介质吸收太阳热能，通过设备和工艺转化为蒸汽能，再驱动汽轮机发电 [1] - 技术可将阳光热能储存，在夜间或阴雨天将熔盐热能转化为电能，弥补光伏发电的间歇性缺口 [1] - 与火电厂类似，光热电站能积极响应电网负荷调整，助力电网调峰调频，但用能和产能全程绿色 [1] 项目运营实例 - 首航高科敦煌100兆瓦熔盐塔式光热发电站利用大规模定日镜场阵列，将太阳光反射至吸热器加热熔盐至540℃—560℃ [1] - 该电站通过高温熔盐与水进行热交换产生蒸汽推动汽轮发电，夏季最高日发电量达200万千瓦时，冬季最低为120万—130万千瓦时 [1]

光热电站项目概况 - 项目位于青海省海西州德令哈市海拔3000米的高原戈壁，是中国首批光热发电示范项目之一 [3] - 电站由27135面定日镜以同心圆阵列排布，将阳光反射至260米高的吸热塔，塔顶温度可达565摄氏度 [1][3] - 该电站是全球首个年发电量超过设计发电量的塔式熔盐储能光热电站，已持续稳定运行五年九个月 [3] 技术特点与储能系统 - 电站配置7小时熔盐储能系统，通过加热熔盐储存热能，可根据电网调度指令在夜间释放热能发电 [3] - 储能系统可实现日落后续航力超过7.5小时，从而达成24小时稳定供电的能力 [3] - 每面定日镜具备自动跟踪太阳光功能，能够精准地将光能反射并投递至中央吸热塔 [3] 盐湖资源与产业协同 - 察尔汗盐湖总面积达5856平方公里，是中国最大的可溶性钾镁盐矿床和干涸内陆盐湖 [5] - 当地将丰富太阳能资源与盐湖资源结合，实现了清洁能源与盐湖化工的协同发展 [3] - 盐湖开发从1958年土法生产第一袋钾肥起步，现已形成钾、钠、镁、锂、氯5个产业群的循环经济模式 [5][6] 产业发展与模式升级 - 盐湖资源开发已从单一钾资源开发转变为镁、锂、钾、钠、氯齐头并进的循环经济模式 [5] - 循环经济模式推动产业由价值链低端向高端转变，形成高效、低碳、循环利用的发展路径 [5] - 产业发展方向是打造具有国际影响力的产业集群和无机盐化工基地 [6]

行业定位与战略意义 - 光热发电是能源革命的战略支点和新型电力系统建设的重要支撑 [1] - 具备清洁可再生、灵活可调、电网友好的三位一体独特价值 [2] - 作为风光规模化发展的压舱石和新型电力系统稳定器 对构建新型电力系统具有重要意义 [3] 政策支持与法律保障 - 2016年国家核定光热发电标杆上网示范电价为每千瓦时1.15元 并启动首批20个示范项目 [2] - 2023年国家能源局推动光热发电规模化发展 要求结合沙漠戈壁荒漠基地尽快落地项目 [2] - 2025年施行的《能源法》明确提出积极发展光热发电 从法律层面明确其定位和发展模式 [2][3] 装机规模与产业基础 - 截至2024年底中国建成光热发电累计装机容量838.2兆瓦 占全球总装机10.6% [2] - 产业链单位约44万家 其中国有企业1.4万家 民营企业42.1万家 [4] - 实现从技术追赶到自主创新的历史性跨越 形成完全自主知识产权的国产化产业链 [4][5] 技术创新突破 - 关键技术实现重大突破包括大开口熔盐介质槽式集热器系统、超临界二氧化碳光热发电机组、RT86大槽集热器等 [4] - 推出350MW三塔一机大规模独立光热电站方案和高低位熔盐储罐+短轴泵技术方案 [4] - 关键设备部件全部国产化 为大规模商业化应用奠定基础 [4] 成本目标与发展路径 - 当前平准化度电成本0.8-0.9元/千瓦时 目标在十五五期间实现0.4元/千瓦时电价 [1][7] - 需通过规模化效应提升经济性 构建技术-标准-市场生态推动平价上网 [7] - 建议采用政策补贴+碳市场双轨收益路径 通过CCER项目将环境收益纳入回报结构 [7] 发展机制与协作需求 - 呼吁政策协同机制 包括超长期国债支持、容量补偿机制等市场机制 [7] - 需引入优选机制支持技术先进性的大容量项目 避免劣币驱逐良币 [7] - 要求行业单位、科研院所、企业精诚协作解决关键科学问题和重大工程技术难题 [8]

可再生能源装机与发电量表现 - 2025年1-7月可再生能源新增装机2.83亿千瓦 总装机达21.71亿千瓦占全国总装机容量近60% [1] - 同期可再生能源发电量2.18万亿千瓦时同比增长15.2% 接近全国总发电量40% [1] - 风电光伏发电量达1.36万亿千瓦时 占全国发电量24.9% 超过第三产业与居民生活用电量总和 [1] 政策推进与规划部署 - 加快新能源上网电价市场化改革通知落地 要求各地出台实施方案并组织机制电价竞价 [2] - 推进"十五五"可再生能源规划编制 强调与国家能源规划衔接及与地方资源匹配 [2] - 推动深远海海上风电与光热发电等新业态发展 利用现有支持政策促进新兴产业 [2] 行业主体发展要求 - 培育更具竞争力与创新力的新型电力经营主体 适应新型能源体系构建需求 [2] - 能源企业需提升市场化竞争力 主动匹配市场化发展要求 [2]

可再生能源装机与发电量 - 2025年1-7月可再生能源新增装机2.83亿千瓦 总装机达21.71亿千瓦 占全国总装机容量近60% [1][2] - 同期可再生能源发电量2.18万亿千瓦时 同比增长15.2% 接近全国总发电量40% 超过第三产业与居民生活用电量之和 [1][2] - 风电光伏发电量达1.36万亿千瓦时 占全国发电量24.9% 保供应促转型作用显著 [1][2] 政策与规划部署 - 加快新能源上网电价市场化改革通知落地 要求各地出台实施方案并组织电价竞价以稳定市场预期 [3] - 推进"十五五"可再生能源规划编制 强调与国家能源规划衔接 需匹配地方资源禀赋与经济增长需求 [3] - 推动深远海海上风电与光热发电等新业态发展 利用现有政策支持新兴产业 [3] 行业主体发展要求 - 培育更具竞争力与创新力的新型电力经营主体 能源企业需适应新型能源体系与市场化发展需求 [3]