在刚刚闭幕的第十三届中国国际光热大会上，首航节能光热技术有限公司总经理惠超发表主题报告，全面复盘了中国首个百兆瓦级商业化熔盐塔式光热电站——敦煌首航100MW光热电站的运行成果，系统分享了核心设备国产化突破、运维体系优化经验，并结合甘肃电网实际，深入剖析了光热电站在新型电力系统中的调峰价值与面临的弃光挑战，为行业存量项目提质增效与未来规模化发展提供了宝贵的实践样本。

▲惠超

运行效果卓越：发电量连年攀升

作为国内首个投运的10万千瓦级商业化光热示范项目，敦煌首航100MW光热电站自2018年投运以来，运行稳定性与发电能力持续提升，交出了一份超预期的成绩单。

电站核心配置与历史纪录亮眼：配备11小时有效储热系统，全场共部署11935面定日镜，总集热面积达139万平方米，吸热塔建筑高度260米。投运至今，电站创造了338.21小时（约14天）连续不间断发电的行业纪录，2024年8月更是实现单日发电量227.14万kWh的历史最佳成绩。

发电量呈持续增长态势，2021年至2025年，电站年度发电量从1.974亿kWh稳步提升至2.448亿kWh，创下投运以来历史最高水平，各项性能指标均达到国内先进水平。

关键运行参数同样表现优异：厂用电率常年稳定在8%左右，处于行业领先地位，能量转换效率高，显著降低了运行能耗；2024年完成汽轮机全面国产化改造后，将原桶形高压缸更换为中分面高压缸，并同步更换汽轮机本体和叶片，成功实现30%-100%额定功率的灵活连续调节。

惠超特别说明，调节下限设为30%是因为电站蒸发系统采用两套2×50%容量配置，低于30%负荷时熔盐流量分配不均易导致主汽温度波动，影响机组稳定运行。

凭借长时储热与快速爬坡能力，电站能够有效平滑电网频率波动，成为区域电网名副其实的“稳定器”与“调节器”，从容应对新能源发电的波动性挑战。

国产化硕果累累：核心技术自主可控

敦煌电站投运初期，汽轮机、高低温熔盐泵、熔盐阀门及控制元件等核心设备大量依赖进口。经过多年的技术攻关与现场实践，首航高科已实现从设计研发到工程落地的全产业链自主可控，构建了完整的自主知识产权体系。

在核心技术突破方面，联合科研机构研发的高性能太阳吸热器吸收涂层，吸收率达到0.975，整体吸热性能较国外同类产品提升约3.9%，有力推动了塔式光热发电核心装备的国产化替代。

惠超强调，吸热器涂层对发电量影响巨大，目前行业常规更换周期为2年，通过技术优化，未来有望将更换周期延长至8年，进一步提升电站全生命周期收益。

在产业链带动方面，以敦煌电站的运行经验为基础，联合国内设备厂家开展联合研发，目前热盐泵、排盐泵、冷盐泵及各类熔盐阀门均已实现全面国产化替代，不仅大幅降低了设备采购与维护成本，更带动了整个光热装备产业链的升级发展。

运维挑战与应对：保障电站稳定运行

针对敦煌地区特殊的地理气候条件与大型光热电站的运维特点，惠超团队总结了三大核心运维挑战，并形成了系统化的解决方案：

定日镜清洁难题：敦煌地区沙尘天气频发，镜面积灰会直接降低反射效率。为此，电站全面部署了自动化清洁车队，大幅提升了清洁效率，降低了人工依赖。

▲利用智能化设备大幅降低运维人力成本

定日镜校准精度问题：淘汰了传统低效的“相机+耙”校准方案，改用高精度相机组精瞄技术，显著提升了定日镜的纠偏效率与测量精度。

运维成本管控：电站运维成本中，人工与劳务成本占比约40%，其次为备件维修、油气水电等费用。通过实施三大降本增效路径，运维成本得到有效控制：

一是推进自动化替代，引入各类智能设备减少人工投入；

二是全面推行预测性状态检修，替代传统定期检修，防患于未然；

三是从源头提升设备可靠性，降低故障发生率。

试水现货交易，探索多元收益模式

随着甘肃电力市场化改革的深入推进，光热电站的收益模式正从单一的固定电价向市场化交易转型。

惠超介绍，目前敦煌100MW主力机组暂未参与市场化交易，配套的1MW试验机组已开展电力现货交易试点一年多。

甘肃作为全国电力市场化起步较早、机制较成熟的省份，现货交易价格波动较大，电站交易收益呈现“有赚有赔”的特点。

尽管市场预测难度极大，但通过不断优化交易策略，试验机组整体实现了较原中长期运行模式适当盈利的目标，为后续大型光热电站全面参与电力市场积累了宝贵经验。

从“应发尽发”到“按需调度”

惠超指出，随着西北电网新能源装机规模的持续增长，电网对光热电站的调度要求发生了根本性变化：从过去的“可用性调度、应发尽发”，转变为现在的“按需调度”，午间光伏大发时段，光热电站需主动降低出力为光伏让路。

在此背景下，光热电站的核心价值进一步凸显：依托汽轮机的物理特性，为电网提供转动惯量与短路容量，弥补光伏、风电“弱惯性”短板；承担调频、调压任务，提升电网抗干扰能力；通过熔盐储能实现“热储能、电待发”，优先在电网高负荷且风光缺失的时段发电，最大化电站的可调度价值。

目前电站已形成与风光互补的成熟运行模式：白天以光伏为发电主力，光热电站同步储热，实现“边发边储”；傍晚至夜间光伏出力骤降后，光热电站释热发电，平抑用电高峰；阴雨天则作为基荷电源稳定出力，弥补风光发电缺口。

调峰能力深度剖析：能量时移实现精准“削峰填谷”

基于2026年三四月份的运行数据，惠超团队对电站的调峰能力进行了深度分析，直观展现了光热长时储能的核心价值。

▲四月份某日运行曲线图表：直观展示了发电功率（红线）与太阳辐射（紫线）的“削峰填谷”关系，验证了电站的灵活调峰能力。

以4月9日典型运行日为例：中午12:00-16:00光伏大发时段，电站以储热为主，发电机维持低出力运行；傍晚17:00后，随着电网负荷上升与光伏出力下降，电站逐步提升出力，在晚高峰时段实现满功率发电，有效平抑了光伏骤降带来的功率缺口，显著减少了系统弃光现象。

电站形成了三种标准化运行模式：

纯储热模式（上午至午间）：日出后定日镜场集热，优先将高温熔盐注入热盐罐储存，为电网“减负”；

储发并行模式（午后）：随着储热罐液位升高和电网负荷上升，电站一边继续储热，一边利用部分热能发电；

纯发电模式（傍晚至夜间）：日落后集热系统停止工作，完全依靠储热系统释放能量发电，填补夜间电力供应缺口。

惠超总结，光热电站通过11小时熔盐储能实现能量的时空转移，运行灵活性已媲美传统火电调峰电源，是新型电力系统中不可或缺的调节性电源。

弃光风险分析：资源负荷错配成核心瓶颈

报告同时指出，敦煌电站当前面临着较为突出的弃光风险，尤其是每年3-10月光照资源最丰富的时段，电站集热出力往往无法达到设计最大值，部分时段定日镜投入数量甚至主动下降。

弃光产生的核心原因主要有两点：

一是资源与负荷错配，夏季午间是光伏大发高峰，但此时电网负荷处于低谷，“供在高处、需在低处”的矛盾突出；

二是传统火电调峰能力受限，甘肃火电最低稳燃负荷普遍在30%-50%，无法进一步降低出力，导致系统调峰空间不足。弃光不仅造成新能源经济损失与清洁资源浪费，长期来看也会影响能源转型的推进效率。

针对这一问题，惠超提出两大应对策略：

一是建立基于天气预报和电网负荷预测的精细化智能调度系统，动态优化储热与发电策略；

二是加强设备运维管理，确保在光照条件好的时段设备始终处于最佳运行状态，保障电站满发满储能力。

以实践经验赋能光热产业规模化发展

在报告最后，惠超总结道，敦煌首航100MW光热电站运行7年来，发电量屡创新高，核心设备与控制技术全面实现国产化，充分验证了熔盐塔式光热发电技术的可靠性与经济性。作为电网的“稳定器”与“调节器”，光热发电在调峰和促进新能源消纳方面发挥着不可替代的作用。

目前，国内350MW等级光热电站的招投标与建设工作正在稳步推进，敦煌电站的成功运行经验将为新一代大容量光热电站的设计、建设与运维提供重要参考。

在技术进步与政策支持的双重驱动下，我国光热发电市场必将迎来新的发展机遇，为国家能源转型和“双碳”目标实现贡献更大力量。