中国储能网讯：在全球能源转型加速推进的背景下，光热发电因兼具清洁属性与可调度性，正从新能源阵营的潜力股中加速崛起。

而熔盐储热技术，作为光热发电系统的“能量心脏”，彻底改变了太阳能“昼有夜无”的发电困境，让光热发电从看天吃饭的间歇性能源，升级为可稳定供电的优质电源，成为破解电网对可再生能源消纳难题的关键支撑。

2014年以来，中国无论是项目规模还是技术创新，均实现了在光热储能领域从“跟跑”到“领跑”的蜕变。

青海中控德令哈50兆瓦熔盐塔式光热电站

熔盐储热与光热发电“精准匹配”

近年来，作为构建新型电力系统、建设新型能源体系的关键支撑，我国的新型储能装机进入高速发展阶段。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2025年1-9月，中国新型新增装机31.77GW/85.11GWh，同比增长19.3%（功率）/28.41%（容量）。

其中，熔盐储热具有大规模、长时间、安全稳定以及不受选址限制的特点，是构建未来新型电力系统中不可或缺的储能技术之一。

该技术是利用熔融盐作为储热介质，通过其温度变化或相变来存储和释放热能，目前，熔盐储热主要应用于太阳能热发电、火电灵活性改造及在工业园区或城市能源系统中提供综合能源服务等场景。

其中，熔盐储热与太阳能光热发电的结合，实现了与能源需求的精准匹配。

与光伏、风电的间歇性不同，光热发电的核心原理是通过定日镜将太阳能汇聚于吸热器，熔盐凭借高比热容、宽工作温度范围、低蒸汽压三大优势，成为能量储存与传输的优选载体。

在光照充足时，熔盐吸收热量升温至500℃以上储存于高温罐，当光照减弱或夜间用电高峰来临时，高温熔盐释放热量加热水产生蒸汽，驱动汽轮机发电，实现 “储热即储电”的灵活转换。

这种模式可实现12至16小时甚至更长时间的持续发电，彻底打破了光伏、风电 “发多少用多少”的被动局面，让光热发电具备了类似传统火电的调度能力，可根据电网需求随时调整输出，填补了清洁电力在稳定性上的短板，成为电网的 “稳定器”和“充电宝”。

光热发电的核心在于“聚光”与“换热”，根据聚光方式的差异，主要形成了多种技术路线，其中商业化应用最广泛的当属塔式和槽式光热发电。

塔式光热发电系统是通过定日镜将太阳光反射到集热塔顶端的吸热器上，加热熔盐，将热熔盐储存在热熔盐罐体中。通过蒸汽发生器产生与传统火电相似的蒸汽，通过汽轮机进行发电。熔盐放热冷却后储存在冷熔盐罐体中，再由泵机将冷熔盐吸入吸热器，形成循环。

塔式光热发电最大的优势是可进行热量存储，可产生与传统火电发电效果。

槽式光热发电与塔式光热发电最大的区别是集热方式的不同，通过槽面反射太阳光加热集热管中的热油（热熔盐），泵体将热油（热熔盐）储存到热罐体中，通过热交换将水加热发电，换热后的冷油（冷熔盐）储存到冷罐体中，再通过泵体将冷油（冷熔盐）泵至集热管中，形成循环。

图 2025年1-8月新型储能各技术路线新增装机功率占比

从“跟跑”迈向“领跑”

我国光热储能产业起步相对较晚，但经过十多年的发展，中国的光热储能实现了从无到有、从“跟跑”迈向“领跑”的跨越。

数据显示，全球光热项目总装机容量十年间增长1.7倍，从2014年的4.5GW增至2024年的7.8GW，其中，中国贡献了其中重要增量。

截止2024年底，我国已经建成了并网的光热项目共19个，总装机容量达838.2兆瓦，位居世界的前列。

在新华社客户端近期播出的《储能新纪元》节目中，浙江大学兼职教授刘亚芳指出，在太阳能热发电主流的槽式技术、塔式技术领域，我国的技术装备、工程实践全面居于世界领先地位。

光热发电产业的壮大推动着熔盐储热的规模化应用，据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，在2025年1-9月中国新型储能31.77GW新增装机功率中，熔盐储热功率占比排名第三；另外，2024年6月以来，熔盐储热在建、并网的项目共28个，其中，应用于光热发电的项目共11个，其中多个项目的技术应用处于世界领先地位。

7月16日，在新疆哈密戈壁深处，全球单期最大的1500兆瓦“光热储”一体化项目汽轮机基础完成浇筑，核心设备国产化率高达99%以上，单机容量实现从50兆瓦到150兆瓦的跃升。

9月18日，全国最大“线性菲涅尔”光热综合能源示范项目——三峡集团哈密100万千瓦“光热+光伏”项目实现全容量并网发电，标志着“光热+光伏”协同运行新模式正式开启。

“线性菲涅尔”是光热储能领域中一种重要的聚光式太阳能利用技术，它利用法国物理学家菲涅尔提出的光的反射和折射原理，通过聚光、集热、储热和发电四个关键环节实现太阳能的高效转化与稳定利用。

“线性菲涅尔”是最前沿的光热技术路线之一，相比传统塔式光热电站，该技术无需建造吸热塔，反射镜和集热管设计更简单、模块化程度高，既降低了材料与施工成本，缩短了建设周期，也让场地选择更灵活。

该项目实现了两大核心创新，一个是实现光学系统主反射镜全自动标准化生产；熔盐换热系统升级，集热管选择性吸收涂层采用特殊工艺设计，涂层具有更高的吸收性能和耐侯性，可将熔盐稳定加热至550摄氏度——这一温度较常规“线性菲涅尔”系统提升50℃，热能转化效率提高8%-10%。

甘肃酒泉瓜州70万千瓦“光热储能+”项目

10月2日，全球首个“双塔一机”光热储能电站——甘肃酒泉瓜州70万千瓦“光热储能+”项目光热储能电站两座吸热塔实现同时点亮，成功进入全系统试运行，标志着塔式光热发电技术突破了“单塔单机”的传统范式，效率提升24%

该电站由两座200多米的吸热塔和近2.7万块定日镜组成，定日镜组成两个巨大的圆形镜阵，每个镜阵中心都矗立着一座吸热塔，吸收镜面反射的阳光。

与传统的单塔光热电站相比，“双塔一机”乃至未来可能的多塔架构，不仅突破了单机容量限制，还提升了发电效率、发电总量和储能能力，为我国光热储能技术的规模化发展探索了全新路径。

青海亿储格尔木350MW塔式光热发电项目

10月16日，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电站——青海亿储格尔木350MW塔式光热发电项目正式开工建设，标志着我国光热发电技术实现重大突破迈入规模化、高效化发展的新阶段。

未来发展仍面临挑战

中国光热储能近10年蝶变背后的驱动力是政策、技术、成本等多个因素。

政策是引擎，自“十二五”规划开始，国家就开始推动光热发电项目。2016年，国家能源局发布了《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，正式启动了首批20个示范项目的建设，并且配套了具有竞争力的上网电价。对我国光热发电工程化应用起到了重大推动作用。

进入“十四五”国家又陆续出台了《关于完善太阳能热发电价格政策的通知》《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》等文件，并且鼓励在大型的风光基地中，配套一定比例的光热发电项目，有力促进了产业突破和规模化发展。

2025年新版可再生能源电力配额制将光热纳入强制消纳范畴，配套绿证交易机制使其溢价能力提升30%以上。

技术迭代与成本优化，则推动了熔盐储热光热发电走向规模化应用。

研究显示，早期熔盐储热系统面临着高温腐蚀、传热效率低、初始投资高的难题，而如今通过材料革新与工艺升级，这些瓶颈逐步被突破。

一方面，新型熔盐配方（如混合硝酸盐）将耐温上限提升至600℃以上，配合耐腐蚀合金材料的吸热器，系统寿命从15年延长至25年以上，核心技术路线中，塔式光热以高聚光效率占据主导，当前市场份额超60%，其吸热器温度正从 565℃向650℃升级。

另一方面，定日镜场的AI智能控制技术，让太阳追踪精度提升至0.1度以内，聚光效率也大幅提高，叠加聚光镜、吸热器核心部件国产化率超90%，光热电站的平准化度电成本（LCOE）较2015 年下降超 40%，部分项目已接近煤电标杆电价。

青海中控德令哈50MW 塔式光热电站便是典型案例，是我国首个实现年发电量超设计值的商业化塔式光热电站，配置7小时熔盐储能系统，熔盐温度最高可达565℃，可24小时连续供电，年发电小时数超 3800 小时，容量系数达36.2%，远超光伏电站的间歇性输出水平，成为西北电网重要的调峰电源。

尽管发展势头强劲，但光热储能未来发展面临着现实的挑战，其中经济性是当前最核心的制约因素，光热电站系统复杂，初始投资成本远高于光伏与风电。

另外，极端沙尘天气对镜场效率的影响，以及电网消纳能力匹配等问题，仍是亟待破解的挑战。

但从产业发展规律看，这些问题将随技术迭代与规模扩张逐步化解，随着技术持续突破、成本稳步下降，这项兼具稳定性与清洁性的能源技术，将在全球能源转型的浪潮中，扮演愈发重要的角色。