当前，我国能源转型面临一个突出矛盾：风电、光伏装机量持续攀升，但其间歇性和波动性对电网稳定性构成严峻挑战；在此背景下，光热发电因其独特的调度灵活性和长时储能能力，正成为破解新型电力系统建设难题的关键技术路线。 光热发电的工作原理相对清晰。通过数千面定日镜将阳光精准聚焦到高塔，产生高温加热熔盐，将白天收集的能量储存起来，需要用电时再用高温熔盐加热水产生蒸汽驱动汽轮机发电。这一过程使光热发电兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好的特性，可实现24小时连续稳定发电。相比之下，光伏发电存在明显短板。光热发电采用同步发电机并网，可为电网提供必要的转动惯量，帮助电网保持稳定，不会因小波动就停电，还能提供无功功率支撑电网稳定。这些特性使其成为当前技术路线中最接近煤电机组特性的可再生能源。 我国光热发电产业已实现显著的技术进步和成本下降。从2018年青海中控德令哈50兆瓦光热电站并网标志产业起步，到2025年10月全球单机规模最大的青海格尔木350兆瓦塔式光热项目开工，产业完成了从示范到规模化的关键跨越。截至2025年底，我国在运光热电站装机约162万千瓦，位居全球第三；在建装机规模约270万千瓦，占全球在建装机90%以上。更为重要的是，单位千瓦建设成本从十年前的3万元下降至1.5万元，度电成本降至0.6元左右，这一成本水平已接近煤电。 技术路线的多元化发展深入提升了产业竞争力。我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等光热发电主流技术，建立了具有完全自主知识产权的产业链。在西藏当雄县推进的800兆瓦光伏加100兆瓦光热一体化项目中，槽式电站采用国内自主研发的大开口槽式集热器，开口尺寸达8.6米，采用高温熔盐集热储热，相对于全球现有商业槽式光热电站，温度参数进一步提高，度电成本进一步降低。新疆哈密"光（热）储"基地项目则采用150兆瓦光热与1350兆瓦光伏电站互补联动，通过配置熔盐电加热器，将光伏的弃电转化为热能存储，再通过光热汽轮机发电上网，实现了不同新能源技术的有机融合。 政策支持为产业发展注入强劲动力。近日发布的《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出，到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当。这一目标的提出，既反映了光热发电在新型电力系统中的战略地位，也为产业发展指明了方向。
敦煌戈壁上转动的定日镜阵列不仅折射阳光，更展现了中国能源转型的决心。从实验室创新到荒漠工程实践，中国正通过持续的技术突破降低清洁能源成本，让新能源不仅"能用"更要"好用"。这条探索之路将为全球能源变革提供重要借鉴。