首页

熔盐罐里的晚高峰：光热从示范电源转向调节电源

中国能源产业发展网发布时间：

2026-10-26 17:31

【中国能源产业发展网】原创【作者】卓启焱

太阳落山之后，光伏的出力归零，用电负荷却正爬向晚高峰。这个时间差，是电力系统最紧绷的一段。能把白天的热量存到晚上再发电的电源不多，光热是其中一个。

光热发电的原理并不复杂：用镜场把太阳辐射聚到集热器上，加热传热介质，高温介质进入储罐，再按需放热推动汽轮机发电。配置熔盐储热之后，光热电站的输出曲线可以与负荷曲线对齐，白天储热、傍晚放电，起到类似"带储能的可调电源"作用。这个特性，让它在高比例新能源系统中有了新的定位。

国内光热的发展经历过起伏。早期的示范项目验证了技术可行性，但造价高、度电成本高，规模化推进缓慢。据中国能源产业发展网等公开报道，截至今年九月底，全国光热发电在运装机约二百一十万千瓦，在建约三百二十万千瓦，产业链关键环节的国产化率已达九成五左右。更值得关注的是成本曲线的变化：光热电站单位造价由每千瓦三万元左右降至一点五万元左右，部分项目的度电成本降到五角上下。

成本下降来自三个方向。一是规模化，单机容量从五万千瓦级走向三十万千瓦级，单位投资的固定成本被摊薄；二是国产化，集热器、熔盐泵、吸热器、控制系统等核心装备实现自主供应，设备价格与交付周期同步改善；三是设计优化，镜场布置、储热时长、汽轮机参数的匹配更精细，同等投资下的发电量提高。

青海的政策安排提供了一个观察窗口。公开信息显示，青海省通过机制电价方式支持光热发电，明确光热发电的机制电价为每千瓦时零点一六五元，并对首批项目开展优选。这一机制的实质，是为光热提供一个稳定的收益预期：光热的电量在电力市场中按市场价格结算，机制电价与市场均价的差额由机制补足或回收。对投资者而言，收益的不确定性被压缩，融资条件随之改善。

为什么是青海？当地太阳能直射资源好，土地成本低，更重要的是，青海的新能源装机占比高，晚高峰的调节需求真实存在。在这样的系统里，光热的储热能力不是"附加功能"，而是被需要的服务。这也是光热未来布局的关键判断——资源好只是必要条件，系统需要才是充分条件。

把光热与光伏放在一起对比，可以看出技术分工。光伏的特点是成本低、出力集中在白天，配电池储能可以延时数小时；光热的特点是自带大容量长时储热，储热成本远低于电化学储能，且储热时长可以做到六小时到十五小时。在需要跨昼夜调节的场景里，光热的单位储能成本优势明显。这也是行业里"光热+光伏"一体化项目的逻辑：光伏负责白天的主力电量，光热负责晚高峰与夜间，共用升压站与送出线路。

工程上，这类一体化项目有几个技术要点。镜场与光伏阵列的用地要协同规划，避免相互遮挡；储热系统的容量要与光伏的装机匹配，避免储热闲置或不足；汽轮机要具备快速启停与深度调峰能力，适应频繁变负荷运行。青海、甘肃、新疆等地的一体化项目，正在积累这类运行经验。

熔盐储热的技术细节，决定了系统的可靠性。熔盐在高温下腐蚀性强，储罐材料、管道焊接、阀门密封都要专门设计；熔盐的凝固点较高，防凝伴热系统必须可靠，一旦局部凝固，管路可能被堵死；吸热器的热应力管理、熔盐泵的高温运行寿命，都是长期运行的考验。这些工程问题不解决，光热的"可调"就是纸面上的。

从电力系统的角度看，光热的调节价值需要被合理计价。当前多数地区的光热收入仍以电量电费为主，容量价值与调节价值体现不足。若容量补偿机制、辅助服务市场能覆盖光热的长时调节能力，其经济性会进一步改善。这也是行业呼吁的方向：让"能调节"这件事本身有价格。

产业链的成熟度，也在影响扩张速度。国内已形成从反射镜、集热管、吸热器到熔盐泵、控制系统的配套体系，但部分高端材料与精密部件的稳定性仍需时间验证；施工环节的专业队伍有限，镜场安装精度要求高，工期容易受天气与人力制约。这些"非技术"的瓶颈，往往比技术本身更影响项目进度。

还有一个容易被忽略的价值维度：光热对电网的惯量支撑。光热电站配同步汽轮发电机，具备转动惯量与无功支撑能力，这一点是纯逆变器电源不具备的。随着新能源占比提高、系统惯量下降，光热的这一特性会越来越被重视。

当然，光热不会成为主力电源。它的造价仍高于光伏，选址受直射辐射条件限制，建设周期长，适合在特定资源区与特定需求场景中发挥作用。把它定位为"调节型电源"而非"电量型电源"，产业发展的预期会更理性，政策支持的着力点也会更清晰。

能源转型进入深水区之后，系统的关注点正在从"装机规模"转向"可用容量"与"调节能力"。光热恰好落在这个转向的节点上：它提供的不只是清洁电量，还有可以按需调用的热与电。当日落之后的负荷爬升成为常态，能把白天的阳光留到晚上的技术，自然会被重新估值。

把光热与其他调节资源放在一起比较，可以看出它的位置。电化学储能的响应在毫秒级，适合秒级到小时级的调节，但时长越长、单位成本越高；火电灵活性改造的调节能力强、成本相对低，但受最小技术出力与启停时间的约束；光热的响应速度不快，却能在数小时到十几小时的尺度上稳定输出。在"日内调节靠电池、跨日调节靠光热与抽蓄"的分工里，光热的不可替代性主要体现在长时段。

一体化项目的运行模式，也需要在实践中摸索。光伏与光热的出力在午间重叠，此时电价往往最低，光热可以少发多储，把热量留到傍晚；夜间无光时，储热系统按计划放热发电，汽轮机在高效区间运行。这套策略的前提是储热容量与汽轮机容量匹配得当——储热偏小，晚峰发不满；储热偏大，投资沉淀。项目设计阶段的一次测算失误，会在此后二十年的运行中持续放大。

（来源：中国能源产业发展网、青海省能源局公开信息、行业公开资料）

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

来源：

中国能源产业发展网原创

作者：

卓启焱