2026年11月6日，中广核西藏阿里雪域高原“零碳”光储热电示范项目1号机组（25MW）成功并网发电，2号机组（25MW）预计也将于年内并网。

这座扎根4300米高原的电站，是目前世界上海拔最高的并网光热电站，也是西藏第一个接入公共电网的光热电站。

图：项目现场（来源：中国电建集团中南勘测设计研究院）

最特别的是，与传统的光热发电项目不同，这个项目没有一面反射镜，不靠反射镜聚光集热，光热电站的热量从哪来？

表：项目主要参建单位

没有镜场，热从哪里来？

项目总投资约24亿元，总装机15万千瓦：10万千瓦光伏电站已全容量并网，5万千瓦光热电站于2024年7月开工建设，配套建设专用于熔盐电加热系统的离网光伏、熔盐电加热器、14小时熔盐储热系统、锂电池异步互联装置，以及2台2.5万千瓦汽轮发电机组。

中广核新能源阿里公司工程负责人丁鸿良介绍，该电站是全球首个采用“光伏+熔盐电加热器+异步互联储能”技术路线的光热电站，首次利用自研光热DCS系统进行控制，配置的熔盐电加热器容量达20.5万千瓦。

图：项目现场（来源：中广核）

也就是说，推动汽轮机转起来的热量，来自光伏电站和20.5万千瓦熔盐电加热器构建的大规模熔盐储热系统。

项目采用储热热电联产的运行模式：白天将光伏发出的电能通过熔盐电加热器转化为热能，储存于高温熔盐中，依托电站蒸汽发生系统，实现昼夜连续供电与城市供暖功能。

同时，电站具备并网与离网双模式运行能力，正常工况下接入大电网发挥调节作用，特殊工况下可快速切换为独立电源，保障区域核心负荷用电，为高原地区能源安全保障提供创新方案。

为何放弃传统集热镜场？

该项目的技术方案保留了光热电站最核心的“熔盐储热+蒸汽轮机发电”后端系统，只是把传统光热“聚光集热”的前端环节，换成了光伏供电+电加热的形式。

据项目早期披露的相关信息显示，该项目光热部分原计划采用槽式技术路线，规划总集热面积82.56万㎡，但最终选择创新性地构建了全球首个“光伏发电+熔盐储热+热电双供”一体化示范工程。

但一般而言，产生同样的热能，光伏加电加热器的投资强度远高于传统光热镜场。既然如此，这个项目为何还要放弃传统镜场？

这样的调整有其现实理由：阿里地处西藏电网末端，本地用电负荷基数小、波动剧烈，每年9月底到次年5月都需要城镇供暖。现有10万千瓦光伏仅白天出力，到了夜晚的电力缺口，长期依赖外购电和柴油机组兜底。

4300米超高海拔、末端弱电网、长达7个月刚性城镇供暖多重约束叠加的特殊场景下，传统镜场会产生高昂的高原建设运维成本，还会带来电网稳定的额外投入；无集热场方案虽然多一层能量转换损耗，却规避了镜场高原痛点，并依靠异步互联化解弱电网风险，再叠加城镇供暖收益摊薄成本，项目综合经济性才得以成立。

因此，这是特定场景下的优选方案，不是传统聚光光热的通用替代。

方案调整后，新建的2×25MW光热电站和150万平方米城镇清洁供暖配套设施可利用205MW离网光伏电源【据官方公告，二期新建120兆瓦光伏，加上一期100兆瓦光伏中临时转接的85兆瓦，合计205兆瓦】，依托29500吨大型熔盐储能系统，实现14小时长周期储热释能，还能同时供汽供暖，另配50兆瓦/100兆瓦时锂电池异步互联装置后，可在充分保证项目整体经济性的同时，彻底突破高原新能源间歇性、不稳定性短板对末端弱电网的冲击。