事件概述
10月1日，集光伏发电、光热储能与电热转换于一体的青海共和百万千瓦光伏光热项目成功并网发电，我国首个三塔光热基地正式亮相。项目位于青海省海南州生态太阳能发电园区，由90万千瓦光伏电站与10万千瓦熔盐塔式光热电站组成，总占地约2150公顷；光热部分建有一座219.1米吸热塔、10310面五边形定日镜，光伏部分安装约189.8万块组件，属国家第二批大型风电光伏基地重点项目。
背景与解读
一、行业背景与政策脉络
在”沙戈荒”大型风光基地建设提速的背景下，新能源装机规模持续扩大，但风电、光伏的波动性与间歇性对电网调峰与消纳提出更高要求。光热发电凭借”可储热、可调度”的特性，被视为破解新能源消纳难题、提供长时调峰的关键路径之一。国家层面已明确2030年光热装机约15GW的目标，行业从示范走向基地化。
二、核心驱动与底层机制
项目采用光伏配熔盐光热一体化耦合模式：白天定日镜将太阳辐射汇聚至吸热塔加热熔盐，储存热量在夜间或阴雨天持续发电，实现”发电不停、供电不断”；并配套20MW电加热器，将光伏富余电力转为热能存入熔盐，减少弃光。投产后预计年平均上网电量22亿度，年节约标煤约69万吨，减排CO₂约207万吨，相当于为地方电网提供一座”超级充电宝”级的长时调峰资源。
三、市场格局与产业链影响
截至2026年8月末，全国光热在运容量2.2GW、在建3.1GW，合计全球第一；青海在运710MW、在建1.35GW，是核心承载地。该项目为”沙戈荒”大型风光基地提供长时调峰实证方案，并依托新能源产业带动高原县域经济与乡村振兴。定日镜、吸热器、熔盐储热系统与EPC总包构成核心产业链。
影响与趋势
光热从”示范”走向”基地化”，长时储能价值凸显。预计”光伏+光热”耦合将成为西北大型基地标配，带动熔盐、镜场、塔式系统与国产化装备需求。需关注光热单位造价与利用小时的经济性拐点，以及并网消纳的实际利用率。
对产业参与者的启示
- 发电集团应评估光热在基地中的调峰与消纳价值，优化电源结构；
- 设备与EPC企业可布局熔盐、镜场与塔式系统国产化；
- 地方园区可借新能源带动产业落地与就业，但需统筹生态与用地。
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