政策支持与发展目标 - 国家发改委与能源局联合印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，为产业划定清晰发展路径，标志着产业从培育期迈向规模化发展阶段[1] - 政策明确提出到2030年光热发电装机规模较2025年增长10倍的目标[1] - 文件要求完善电价形成机制，推动光热发电参与电力市场交易，并鼓励通过“光热+”多能互补模式提升项目经济性[4] 技术优势与系统价值 - 光热发电核心优势在于长时储能和灵活调峰能力，通过熔盐等介质储存热能，可实现连续稳定供电，解决可再生能源间歇性问题[2] - 配置6小时以上储能系统后，光热电站年利用小时数可达4000小时以上，接近煤电机组水平[2] - 青海、甘肃等地运行数据显示，光热电站调峰深度可达80%，远高于常规火电机组[2] - 当风光渗透率超过30%时，配置光热电站可使电力系统平衡成本降低22%[7] - 在西北地区大型风电、光伏基地配套建设中，光热发电正成为不可或缺的调节电源[2] 产业发展与市场规模 - 技术创新目标是将系统效率提升至25%以上，造价降低30%至15元/瓦以下[4] - 重点支持塔式、槽式技术路线升级，推动熔盐工质、吸热器、储热系统等关键设备国产化[4] - 据中国可再生能源学会预测，到2030年国内光热发电累计装机有望突破60GW，带动上下游产业链形成万亿级市场规模[4] - 国际能源署报告显示，2025年全球光热发电装机容量较2020年增长156%，其中中国贡献率超过40%[6] 产业链环节与关键企业 - 上游聚光镜场领域，中信博新能源开发的曲面反射镜反射率已达94%以上[7] - 中控太阳能开发的熔盐储热系统可实现565℃高温稳定运行[7] - 下游EPC环节中，中国电建、东方电气等企业已形成GW级建设能力[7] - 金融机构加大支持力度，国家开发银行近期设立200亿元专项贷款用于光热项目建设[7] 产业布局与项目规划 - 产业布局重点在青海、甘肃、新疆等太阳能资源富集区建设百万千瓦级基地[4] - 同时探索沿海地区核光热联产新模式[4] - 当前甘肃酒泉、新疆哈密等新能源基地已规划配套建设4.8GW光热项目[7] - 未来“风光热储”一体化模式将成为主流[7] 成本与经济效益 - 西班牙、中东等地区通过光热-燃气联合循环技术，已将发电成本降至0.08美元/千瓦时以下[6] - 随着碳市场建设推进，光热发电的碳减排效益可通过CCER机制实现价值变现，进一步改善项目经济性[7] 国际拓展与未来趋势 - 我国企业在摩洛哥努奥光热电站等海外项目中已展现技术实力[6] - 未来随着“一带一路”绿色能源合作深化，光热发电将成为中国技术输出的新名片[6] - 光热发电与氢能产业的耦合发展正在形成新趋势，利用过剩热能进行高温电解制氢，可进一步提升全系统能效[7] 行业活动与平台 - 2026中国（郑州）国际太阳能利用大会暨光热展览会将于4月16日-18日在郑州举行，规划展览面积达40,000平方米，预计吸引600家品牌展商和超50,000名专业观众[6][9] - 展会将集中展示光热发电核心技术装备全产业链创新成果，并设立“光热+光伏+储能”多能互补专题展区[6] - 同期将举办20余场高端论坛，探讨光热参与电力市场交易、混合电站设计优化等前沿议题[6] 未来发展关键点 - 需加快建立适应新型电力系统的市场机制，通过容量电价、辅助服务补偿等政策体现调峰价值[8] - 需推动产业链协同创新，重点突破超临界CO2发电、粒子吸热器等下一代技术[8] - 需加强标准体系建设，制定光热电站设计、施工、验收全流程规范[8]

项目概况与行业地位 - 该项目是我国最大的“煤电+熔盐”储能项目、全国首台套吉瓦时级煤电熔盐储换热成套装备及控制系统、国家首批绿色低碳先进技术示范项目 [1] - 项目于8月底建成投产，为全国煤电灵活性改造提供了可复制、可推广的新模式 [1] 技术背景与挑战 - 在“双碳”目标下，新能源占比攀升使电力系统调峰压力加大，煤电成为重要灵活性调峰电源 [2] - 传统煤电机组面临“以热定电”困局，发电负荷必须根据实时供热需求决定，导致无法根据电网需求灵活调节发电量 [2] - 国家能源集团于2022年启动“基于熔盐储热的煤电灵活性关键技术研究及示范应用”项目，旨在解决此矛盾 [2] 核心技术原理 - 熔盐储热是一种新型储能方式，具有转化效率高、能量密度大、运营成本低等优势 [3] - 该技术相当于为传统煤电机组外接“储热宝”，在调峰压力小时储存富余热能，在需要全力发电时释放热能接手供热任务，从而支撑机组满负荷发电 [3] 关键技术突破 - 经过实验比选，确定由三种硝酸盐混合配制的“三元盐”为储热介质，其工作温度范围190℃至450℃恰好覆盖供热机组的典型运行温度区间 [4] - 系统设计采用“主蒸汽+热再蒸汽+四抽蒸汽”三路协同抽汽方式，实现蒸汽换热后直接供热，达成能量梯级利用，储放热系统整体效率高达83.4% [4] - 项目首次实现吉瓦时级别大规模熔盐储热，并开发了煤电耦合熔盐储热仿真平台及联合协调控制技术 [4] 安全设计 - 项目以“本质安全”为核心理念，将安全设计贯穿研发全周期 [5] - 储罐设计采用外置式加热循环系统，罐体本身几乎不设开口，从结构上消除泄漏风险 [6] - 罐体地基铺设多层特种陶粒与耐火砖作为“隔热垫”，并通过实验确保均匀密实，防止罐体倾斜 [6] 运营成效与经济效益 - 系统投运后，机组在保证最大供热量连续供热5小时的情况下，深度调峰最低发电负荷可降低至30% [7] - 在需要100%额定发电负荷顶峰运行时，熔盐储热系统提供的供热蒸汽可连续供热4小时 [7] - 该系统每年可提升新能源消纳能力约1.28亿千瓦时，减少碳排放约8.5万吨，预估年合计收益约4500万元 [7] - 项目投产后，每年可增加供热能力220万吨，最大供热能力提高到原有的173%，可满足当地40多家企业用热需求 [7] 行业影响与推广前景 - 项目解决了机组调峰与供热矛盾，推动煤电机组向支撑性、调节性电源转型，并有助于消纳电厂周边区域的弃风弃光电量 [7] - 基于该项目研发的大容量熔盐储热关键技术，已在国家能源集团廊坊热电、荆州热电等火电厂推广应用 [8] - 该技术未来将在构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系和新型电力系统中发挥更大作用 [7]

项目核心进展 - 全球首个“双塔一机”光热储能电站于10月2日进入最后调试阶段，全系统已成功试运行 [1] - 项目采用两座约200米高的吸热塔，由2.7万块定日镜聚光集热 [2] 技术与运行原理 - 系统使用熔盐作为传热和储热介质，低温熔盐（约200度）通过蓝色管道输送至塔顶，加热后（约600度）通过红色管道送回储罐 [4] - 熔盐储热系统最大储热量相当于60万度电，可支持持续供电6小时 [8] - 该系统不仅能利用太阳光直接加热，还能将风电、光伏产生的富余电能转化为热能储存 [8] 项目优势与行业意义 - 相比传统单塔光热电站，“双塔一机”架构突破了单机容量限制，提升了发电效率、发电总量和储能能力 [10] - 该技术为我国光热储能技术的规模化发展探索了全新路径 [10] - 光热电站（包括塔式、槽式等多种技术路线）能为能源体系提供稳定力量，支持能源清洁低碳转型 [11]