用镜子发电，中国正在冲向世界第一

最近，我国光热发电领域连续搞出了两个大新闻。

6月29日，东北首座光热电站——中广核吉西基地10万千瓦光热电站在吉林省大安市正式投产发电。这是我国纬度最高的光热电站，也是世界高纬度严寒地区光热发电技术的一次成功应用典范。

而在一个多月前的5月20日，全球最大的塔式光热电站——中广核格尔木350兆瓦光热示范项目，首套定日镜顺利组装下线。

看到这里，你可能会问：光热，到底是怎么发电的？中国的光伏发电规模已经稳居世界第一，为什么还要花大力气去搞更贵的光热？

01 独特优势

光热发电的原理其实并不复杂。小时候，大家应该都玩过放大镜——把阳光聚到一点，拿来烧蚂蚁。光热电站做的事情本质上是一样的，只不过它用的是凹面镜，而且聚光面积大了几百万倍。

凹面镜

具体来说，光热发电包括四个关键环节：追光、吸热、储热和发电。

在追光和聚光环节，成千上万面由计算机控制的反射镜，像向日葵一样实时追踪太阳的位置，将阳光精准反射并聚焦到中央接收器或集热管上。聚焦后的阳光会产生极高温度，将传热介质（比如熔盐）加热、熔化，完成吸热环节。

随后，被加热的熔盐带着白天多余的热量，储存在巨大的熔盐罐等储热系统中，充当电站的“充电宝”。等到需要发电的时候，比如晚上，这些高温介质就会被释放出来，通过换热器把水加热成高温高压蒸汽，驱动汽轮机旋转，最终带动发电机产生电能。

格尔木项目效果图

以中广核集团的格尔木光热项目为例，它配置了14小时的熔盐储热系统，足以应对整个夜晚的用电需求。所以，说到底，用镜子发电的底层逻辑，还是“烧锅炉”。

格尔木项目所用的熔盐是硝酸钠和硝酸钾的混合物。这种混合物在常温下是固态，加热到五六百度后就变成液态，可以流动储存，把热量转移出去。而这些转移的热量，就是晚间发电的直接能量来源。

整个光热电站的全生命周期生产，能够实现零碳排放。

当然，光热发电也不是没有缺点。相比于光伏，它最大的问题就是贵。光热电站初期的建设投资远高于光伏发电，以装机量来计算，单位千瓦的建设成本大概在1.5万元左右。而且，它需要很大的面积，只能在荒漠戈壁等开阔地带建设。比如，我国已投运的青海共和50兆瓦光热电站、新疆伊吾县中电哈密50MW塔式光热电站，以及敦煌100兆瓦熔盐塔式光热电站，都建在地广人稀的地区。

2018年12月27日建成的中国首个百兆瓦级熔盐塔式光热电站——敦煌首航100MW熔盐塔式光热电站

这就回到了开头的问题：中国光伏已经在全世界遥遥领先了，为什么还要上马更贵的光热？答案就在于“长时储能”。

光伏只能白天发电，属于“即发即用”，用不完或者输送不出去就只能弃电。而光热则可以“先存后发”——白天储存热量，到夜间缓慢释放，避免了浪费。更重要的是，晚间输出的交流电可以直接并网，还能与光伏、风电形成互补，实现调峰的目的。这一特性，让光热发电具备了不可替代的优势。

02 领跑全球

光热发电，是在近现代工业发展的基础上诞生的。早在1950年代，前苏联科学家就率先提出了塔式光热电站的设计思想，并制作了示范装置。此后，这项技术经历了波浪式发展，但一直受困于发电成本，没能大规模应用。

石油危机、气候变暖等因素，让光热技术的关注度逐渐提高。2007年，西班牙在南部塞维利亚的安达卢西亚建成了全世界最早商业运营的塔式太阳能光热发电站PS10，装机容量11兆瓦。

PS10光热电站（上方为PS20）

从2021年至今，随着光伏、风电等绿电装机比例不断升高，电网急需具备深度调峰能力的大型储能清洁能源形式。光热发电经过十几年的商业化运行，技术更加成熟，调峰能力更加出众，发展也驶入了快车道。

在技术路线上，中国走出了一条与全球主流截然不同的路。目前，光热发电主要有塔式和槽式两种技术路线。塔式利用大量定日镜将阳光反射至塔顶中央吸热器，属于点聚焦；槽式则采用抛物面槽形反射镜，将阳光聚焦到管状接收器上，属于线聚焦。

槽式光热发电装置

两者的工作温度与效率差别很大。塔式聚光比高，可达1000倍以上，工质温度可达560℃，甚至超过1000℃，理论发电效率也更高，一般在35%到40%之间。而槽式的工质温度通常限制在400℃左右，效率只有约30%。

槽式技术门槛低，系统结构简单，运维方便，因此率先实现了商业化，全球累计装机占比超过90%。塔式技术复杂度较高，对控制系统的要求严苛，但更适合百兆瓦级以上的大规模电站。中国是大国，电网体量巨大，自然选择了能上规模的塔式技术。

不过，塔式技术虽然符合国情，但大规模应用需要攻克的难题也不少。比如，塔式技术中中央吸热器的核心吸热材料，就曾一度被“卡脖子”。大规模应用意味着占地更广、反光镜更多，反射的阳光越多，温度才够高，发电量才够大。要把这么多太阳热量转移到熔盐，中央吸热器就必须有特殊的吸热材料。

2023年，中国科学院兰州化物所的团队突破了纳米高熵高温太阳能吸收涂层关键技术，研制出SolarShot1108高温太阳能吸收涂层，并实现了规模化制备。在高温工况下，其太阳能吸收率可达0.975。该涂层已经在前面提到的敦煌首航节能100兆瓦塔式熔盐光热电站中应用。

但这还不够。要最大化吸收太阳能，还得让反光镜跟得上太阳的轨迹，把阳光尽量多地反射到中央吸热器上。2025年10月投入运行的三峡恒基能脉甘肃瓜州70万千瓦“光热储能+”项目，是全球首个“双塔一机”光热储能电站。其控制系统采用了智能算法，每面镜子的追光精度控制在0.1°以内。

甘肃瓜州“光热储能+”项目

此外，为了突破熔盐560℃的温度极限，我国的研发团队正探索用石英砂等固体颗粒替代熔盐，目标是将吸热温度推至1000℃以上，从而将发电理论效率从45%提升至60%。

如今，中国光热发电技术不断攻坚克难，技术装备的国产化率已经突破95%，关键材料与核心设备实现了完全自主可控，发电成本也越来越低。

在光热发电的前沿技术领域，中国同样在领跑。反光镜越大，汇聚的太阳能越多，发电机组的效率也得同步提升。去年12月底，在贵州六盘水成功商业运行的“超碳一号”，是全球首台商用超临界二氧化碳发电机组。超临界二氧化碳发电是可以代替熔盐的新技术，未来能与光热发电兼容。相比现役的烧结余热蒸汽发电技术，“超碳一号”的发电效率能提升85%以上。

超临界二氧化碳发电技术实验装置

效率提升，意味着同等镜场面积下的度电成本有望从0.55元再砍掉一大截！

从规模数量来看，截至2025年底，我国已建成光热电站27座，累计装机173.8万千瓦，并网172万千瓦，仅次于西班牙和美国，居全球第三。而在建项目的装机量约为270万千瓦，占全球在建光热项目总量的90%以上。按照这个增长势头，最迟到2027年，中国光热发电的装机总量将超越西班牙，成为全球第一。

规模上来了，成本也在下降。现在，中国光热电价已从示范项目初期的1.15元/千瓦时，降至约0.55元/千瓦时。对比之下，早期光热发电大国西班牙，其固定上网电价一直维持在约合1.6元软妹币/千瓦时的水平，最高可达2.9元软妹币/千瓦时。中国光热发电的下一个成本目标是0.4元/千瓦时。届时，光热发电将真正具备与燃气调峰电站竞争的经济性优势。

03 多点开花

同样是利用太阳光，光热和光伏在中国已形成清晰的“双轮驱动”格局。光伏是世界太阳能发电的绝对主力。截至2025年底，全国太阳能发电装机达12亿千瓦，2025年全年新增装机约318GW，全球占比超过45%。集中式光伏每度电成本已降至0.2元左右。

青海海南藏族自治州共和县的塔拉滩光伏发电园区

而光热，则扮演着“稳定器”的角色。目前173.8万千瓦的光热发电装机总量，听起来只是光伏的零头，但光热发电克服了光伏“太阳落山就熄火”的致命弱点。它白天存热，晚上发电，维持电网电力供应，拥有出色的长时储能和调峰能力，是电网稳定的压舱石。

政府已经意识到了光热发电的重要性。去年12月底，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，明确提出到2030年，我国光热发电总装机力争达到1500万千瓦左右。

除了光热和光伏，中国对太阳能的利用也是多点开花。利用太阳能供热供暖不算新鲜事，很多家庭都已安装，但集中供热供暖是最近几年才发展起来的。西藏隆子县的太阳能集中供暖建设项目，于2023年11月1日正式建成投用，总投资3亿多元，占地约300亩，可满足县城18.40万平方米的采暖供热需求，为7000人提供热源，有效改善了城区环境，减少了能源浪费。

去年12月初，攀枝花建设工程有限责任公司承建的攀枝花多面体钛酸锶聚光制（加）氢一体站中试基地项目成功投运。这是我国首个投运的光解水制氢商业化项目，标志着我国光解水制氢技术从实验室走向了产业化应用。项目生产的氢气用于民用液氢加氢，与之配套的液氢加氢站也同步投运。

攀枝花多面体钛酸锶聚光制（加）氢一体站中试基地项目

大庆油田的“光热+”联合供热系统，采用99组线性菲涅尔集热器与22组槽式集热器收集阳光，为油田作业提供清洁热源，预计每年可节约天然气51.1万立方米。在海水淡化方面，利用光热材料吸收阳光产生热量来蒸发海水，从而获取淡水。中国科学家已研制出实验装置，完成了灌溉试验，日产淡水可达20.16升，能满足约10人的基本饮水需求。

廊坊工程试验基地的光伏-光热海水淡化设备及灌溉试验田

太阳能是人类最大的能源来源，也是最根本的能量来源。去年第一季度，我国风电光伏装机历史性超过了火电，合计新增装机7433万千瓦，累计装机达到14.82亿千瓦，其中光伏发电占大头，为9.46亿千瓦。

一个清晰的图景正在浮现：光伏发电担当主力，光热发电稳定压舱，其他方式互相支撑——我国正在形成一个多元化的太阳能综合利用体系。利用好太阳能，中国能源安全将更有保障。