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【中文】杜鳳麗.2023年中國太陽能熱發電行業發展現狀分析[J].太陽能,2024,(07):118-126.DOI:10.19911/j.1003-0417.tyn20240320.02.

摘要：隨著中國新能源占比逐步提高的新型電力系統的建設速度加快，兼具調峰電源和儲能雙重功能、具備在部分區域作為調峰和基礎性電源潛力的太陽能熱發電技術正迎來新的發展機遇。為使社會全面了解太陽能熱發電技術和行業發展，促進太陽能熱發電行業進一步發展，對2023年中國太陽能熱發電行業發展情況進行了梳理，同時分析了3種太陽能熱發電技術的成本下降路徑，并提出了一系列促進行業發展的建議。分析結果顯示：中國太陽能熱發電技術水平在不斷提升，行業配套能力顯著增強，為其進一步大規模發展奠定了堅實基礎。未來，仍需要通過總結經驗并盡快落地一批采用不同技術形式的太陽能熱發電項目來不斷提高太陽能熱發電的技術水平，并促進其成本下降，助力安全可靠的新型電力系統的建設。

關鍵詞：太陽能熱發電；行業現狀；塔式；槽式；線性菲涅爾式；經濟性；發展建議

中圖分類號：TK519? ? ?文獻標志碼：A

太陽能熱發電(也稱為“光熱發電”)是將太陽能轉換為熱能，通過熱功轉換過程實現發電的系統技術[1]。太陽能熱發電系統的前端采用聚光吸熱裝置，配置采用二元硝酸熔鹽、導熱油等作為傳熱介質的儲熱系統；后端采用同步發電機組，可實現連續穩定發電，是能夠發揮煤電機組作用的電網友好型綠色低碳電力供應方式。根據聚光方式的不同，目前市場上商業化運行的太陽能熱發電站可細分為槽式、塔式和線性菲涅爾式3種，其采用的傳熱介質主要有導熱油、熔鹽等。

2023年3月，國家能源局綜合司發布的《關于推動光熱發電規?；l展有關事項的通知》(國能綜通新能[2023]28號)指出：太陽能熱發電兼具調峰電源和儲能的雙重功能，其可實現利用新能源來調節、支撐新能源，且可為電力系統提供更好的長周期調峰能力和轉動慣量，具備在部分區域作為調峰電源和基礎性電源的潛力，是新能源安全可靠替代傳統能源的有效手段，是加快規劃建設新型能源體系的有效支撐；同時，太陽能熱發電的行業鏈長，規模化開發利用將成為中國新能源行業新的增長點[2]。

太陽能熱發電全生命周期的度電碳排放量非常低，環保效益明顯。朱曉林等[3]研究發現：中國西北地區135MW塔式太陽能熱發電站全生命周期的度電碳排放量為22.7gCO2e/kWh；且全生命周期的度電碳排放量隨年均太陽直接輻射量和儲熱時長的增加呈降低趨勢，但降幅逐步減小。若新增135座135MW塔式太陽能熱發電站，則可替代中國1%的火力發電量，年碳減排量將達到0.49億t，全生命周期可實現12.25億t的碳減排量。

目前，中國已通過國家首批太陽能熱發電示范項目的建設，攻克了關鍵技術裝備方面的難題，形成了具有自主知識產權的完整行業鏈，培育了一批具備全面工程建設能力的系統集成商，具備了大容量太陽能熱發電站的設計、集成、建設、調試及運維能力，為后續太陽能熱發電規?；l展奠定了堅實基礎。本文根據國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟和中國可再生能源學會太陽能熱發電專業委員會聯合編寫并發布的《中國太陽能熱發電行業藍皮書2023》[4]，對中國2023年太陽能熱發電行業的發展情況進行概述。

12023年太陽能熱發電的發展情況

1.12023年全球太陽能熱發電的發展情況

2023年，全球太陽能熱發電的新增裝機容量為500MW。截至2023年底，全球太陽能熱發電的累計裝機容量達7550MW(含美國已運行30年后退役的8座槽式太陽能熱發電站，總裝機容量為274MW)。

2023年，國外新增3座并網太陽能熱發電站，總裝機容量為500MW，均為由上海電氣（維權）集團股份有限公司總承包建設的迪拜950MW光熱光伏混合項目(NoorEnergyⅠ)的組成部分。該混合項目由250MW光伏發電和700MW太陽能熱發電組成；其中，太陽能熱發電包括1座100MW塔式和3座200MW槽式太陽能熱發電站。1號槽式太陽能熱發電站于2022年11月并網發電，其他3座熱發電站均于2023年并網發電[5-7]。迪拜950MW光熱光伏混合項目的現場照片如圖1所示。

2023年，中國無新增并網太陽能熱發電站。截至2023年底，中國太陽能熱發電的累計裝機容量為588MW，均采用兆瓦級以上太陽能熱發電機組；其中，并網型太陽能熱發電機組為11個，總裝機容量為570MW，單臺太陽能熱發電機組的最大裝機容量為100MW，最小裝機容量為10MW。2014—2023年全球和中國的太陽能熱發電累計裝機容量如圖2所示。

1.22023年中國太陽能熱發電的發展情況

2016年，中國首批達到商業應用規模(單臺機組裝機容量不低于5萬kW)的太陽能熱發電示范項目建設啟動。通過示范項目的實施和建設，中國已完全掌握了擁有完整知識產權的聚光、吸熱、儲換熱、發電等核心技術，高海拔、高寒地區設備的環境適應性設計技術，以及太陽能熱發電站的建設與運營技術，為后續太陽能熱發電大規模發展奠定了堅實基礎。

隨著運行經驗的積累和運行水平的逐步提高，目前各太陽能熱發電示范項目的運行性能不斷提高，逐步進入穩定發電期，發電量大幅提升。其中，中廣核德令哈50MW光熱發電示范項目實現連續運行230天；首航高科100MW塔式光熱電站最長不間斷發電時長從2022年的263h提升至2023年的338.21h；青海中控德令哈50MW塔式光熱電站與內蒙古烏拉特中旗100MW槽式光熱電站均連續兩年達到年設計發電量。

自2021年以來，隨著以沙漠、戈壁、荒漠為重點建設區域的大型風電/光伏基地建設項目的推進加快，作為落實市場化并網條件的配套選擇之一，中國太陽能熱發電行業的發展不斷加速。在國家第1、2批大型風電/光伏基地建設、新能源市場化并網及直流外送等項目名單中，配套太陽能熱發電項目共29個，總裝機容量約為330萬kW；在此基礎上，2023年又有11個太陽能熱發電項目列入政府建設項目名單(擬建)，總裝機容量為1350MW，具體如表1所示。

據國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟統計，截至2023年底，中國列入政府建設項目名單的在建和擬建太陽能熱發電項目超過40個，總裝機容量約為4800MW，預計這些太陽能熱發電項目最晚將于2025年完成建設，項目分布情況如圖3所示。截至2024年底，中國并網太陽能熱發電的累計裝機容量或將達到1700MW。

1.3中國太陽能熱發電技術形式

通過對全球(統計范圍主要包括西班牙、美國、阿聯酋、沙特、科威特、北非、南非、以色列、印度、智利、法國、意大利及中國等國家和地區)不同太陽能熱發電技術形式下的累計裝機容量進行分析發現，截至2023年底，導熱油槽式(下文簡稱為“槽式”)太陽能熱發電累計裝機容量的占比約為76.7%，熔鹽塔式(下文簡稱為“塔式”)太陽能熱發電累計裝機容量的占比約為19.9%，熔鹽線性菲涅爾式(下文簡稱為“線性菲涅爾式”)太陽能熱發電累計裝機容量的占比約為3.4%，具體如圖4所示。由此可知，在全球太陽能熱發電市場中，槽式為主要的太陽能熱發電技術形式。

截至2023年底，中國并網太陽能熱發電累計裝機容量中，塔式太陽能熱發電累計裝機容量的占比約為64.9%，槽式太陽能熱發電累計裝機容量的占比約為26.3%，線性菲涅爾式太陽能熱發電累計裝機容量的占比約為8.8%，具體如圖5所示。由此可知，在中國太陽能熱發電市場中，塔式為主要的太陽能熱發電技術形式。

綜上所述，中國和全球的太陽能熱發電技術形式發展路線存在一定差異。

1.4中國太陽能熱發電項目相關產品企業

在中國科學院電工研究所的推動和牽頭下，中國自“十一五”期間開始啟動兆瓦級太陽能熱發電系統集成技術及示范研究。經過十幾年的發展，中國太陽能熱發電項目配套產品的生產能力顯著增強。據國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟不完全統計，截至2023年，中國太陽能熱發電項目配套產品的生產企業數量已近600家。

1)集熱系統方面。此類相關產品的供應商約為245家，產品和服務覆蓋超白玻璃原片、反射鏡、聚光器、控制系統、跟蹤機構、液壓驅動裝置、減速機、吸熱器及管材、旋轉接頭、支架、鏡面漆、導熱油、導熱油閥、導熱油泵、熱鍍鋅工件、太陽輻照測量儀、反射鏡生產線設備及相關檢測等。

2)儲熱系統方面。此類相關產品的供應商約為135家，產品和服務覆蓋熔鹽、熔鹽儲罐、保溫材料、熔鹽泵、熔鹽閥、加熱爐、電加熱器、電伴熱及化鹽服務等。

3)關鍵材料和產品產能方面。為更好地支撐“風光熱儲一體化”等大基地項目中太陽能熱發電項目的建設，2023年，相關企業紛紛在原有產能基礎上采取延長自身行業鏈或新建生產線的措施。2023年，中國新增2條熔鹽生產線(其中包括1條復產線)、1條反射鏡生產線、1條產量為600t/天的太陽能熱發電用全氧超白浮法玻璃生產線。

4)打破國外產品壟斷方面。江蘇飛越泵業科技有限公司生產的冷鹽泵經過青海中控德令哈50MW塔式光熱電站運行驗證，性能指標良好；塔浦(上海)自動化儀表有限公司生產的高溫熔鹽流量計已得到應用；中國科學院蘭州化學物理研究所研發的納米高熵太陽能吸收涂層已在首航高科敦煌100MW塔式熔鹽光熱電站進行應用[8]。中國部分企業太陽能熱發電關鍵材料與部件的生產能力如表2所示。需要說明的是，表中數據均已經過企業確認。

2太陽能熱發電項目的經濟性分析

2.1太陽能熱發電項目的經濟性影響因素分析

在國家要求太陽能熱發電平價上網，以及以沙漠、戈壁、荒漠為重點區域加快推進大型“風光熱儲一體化”基地建設的新形勢下，太陽能熱發電項目多采用與風電、光伏發電配比的形式開展建設。與國家首批太陽能熱發電示范項目(建設期為2016—2020年)相比，目前以“風光熱儲一體化”項目建設的太陽能熱發電項目的初始投資呈下降趨勢。以100MW塔式太陽能熱發電站為例，其項目可行性研究中的單位造價由29770元/kW(玉門項目，首批太陽能熱發電示范項目期間)降至16209元/kW(吐魯番項目，2023年)，下降幅度約45.6%[9]。初始投資下降的主要原因在于：1)聚光場面積大幅減小，比如：從140萬m2(玉門項目)減少為65.6萬m2(吐魯番項目)。2)鏡場、汽輪機、蒸汽發生器、發電機、熔鹽罐等主要設備的價格均有較大幅度降低。同時需要注意的是，相較于首批太陽能熱發電示范項目建設期，目前熔鹽介質的單價上漲了約1倍。

調研發現，與國家首批太陽能熱發電示范項目相比，除了聚光場面積有所減少外，目前，大多數“太陽能熱發電+新能源”電站均配備了大容量的熔鹽電加熱器(20～40MW)，用于吸納光伏發電和風電的棄電；且太陽能熱發電站在電力系統中的功能由此前“能發盡發”的獨立電源調整為“儲能調峰”，儲能時間按照項目需求優化為8h左右(最長10h)?，F階段，“風光熱儲一體化”項目中太陽能熱發電站的年等效利用小時數大幅下降。這主要是因為太陽能熱發電站的功能定位發生了變化，使其年發電小時數和設備利用率降低，導致設備投資的分攤成本提高，最終電站的平準化度電成本下降幅度較小。

需要注意的是，熔鹽儲能太陽能熱發電站的投資與所在地區的太陽能資源、氣象條件，以及所在省份的相關政策，包括項目的儲能時長、太陽能熱發電與其他新能源的配比要求、上網電價等密切相關。

2.2不同技術路線的太陽能熱發電成本分析

太陽能熱發電站的經濟性與裝機容量、儲能時長和鏡場面積密切相關。此類電站最大的優勢是配置長周期、大容量、高安全的儲熱系統，能夠實現24h連續發電及按需發電。一般來說，為了儲存更長時間的能量，就需要增加鏡場面積，這種情況下電站一次投資的成本就會增加；然而由于儲能時長的增加，電站發電量將提高，平準化度電成本則會呈下降趨勢。

綜合分析認為，太陽能熱發電的成本降低主要有3大驅動因素：1)研發和示范項目所帶來的技術創新和發電效率提升；2)工業化大規模生產帶來的材料和產品成本下降；3)更大規模太陽能熱發電站開發帶來的規模化效應。

根據浙江可勝技術股份有限公司數據，基于青海省德令哈市、甘肅省酒泉市瓜州縣、新疆維吾爾自治區哈密市等典型太陽能熱發電站站址的太陽輻照資源進行測算，按單座350MW塔式太陽能熱發電站、儲能10h進行配置，考慮近期即可實現的降本增效措施后，塔式太陽能熱發電站的平準化度電成本可降至0.53~0.62元/kWh。

對于槽式太陽能熱發電技術而言，根據常州龍騰光熱科技股份有限公司數據，通過“大槽集熱+導熱油傳熱+熔鹽傳熱及儲熱”技術方案及大裝機容量或多機組的規?；?，槽式太陽能熱發電站的平準化度電成本可下降至0.61元/kWh左右。以平準化度電成本“超大槽集熱+熔鹽傳熱及儲熱”技術方案為例，太陽能熱發電站的裝機容量可進一步擴大至2×300MW或更大規模，到2030年，此類太陽能熱發電站的平準化度電成本將進一步降至0.4～0.5元/kWh。

參考中國已經建成投運的全球首個50MW熔鹽線性菲涅爾式太陽能熱發電示范項目，根據蘭州大成科技股份有限公司的測算，通過采用擴大單個電站的裝機容量、規?；l展、技術創新及系統優化等多種方式，至2025年，裝機容量在300MW以上的熔鹽線性菲涅爾式太陽能熱發電站的平準化度電成本將可達到0.6元/kWh以內，項目經濟性將顯著提高。

3中國太陽能熱發電行業的發展建議

3.1加快研究與制定太陽能熱發電“兩部制”電價

與風電、光伏發電相比，太陽能熱發電的初始投資相對較大，且其目前在電力系統中的角色為“調節性電源”。對于“風光熱儲一體化”項目而言，太陽能熱發電的運行策略為“中午太陽能資源較好時為光伏發電讓路，只在早晚高峰時發電”，導致其年運行小時數從4000h左右下降至2000h，甚至更低。因此，需研究出臺太陽能熱發電的“兩部制”電價。結合全國典型太陽能熱發電項目的投資成本，明確此類電站裝機容量電價的適用范圍和國家補償標準，為投資太陽能熱發電項目提供一定程度的預期投資收益率，從而有助于更充分地體現太陽能熱發電對電力系統的支撐、調節價值。同時，在給予太陽能熱發電站裝機容量電價的基礎上，實現耦合電能量價值(電力中長期或現貨交易市場)或調節價值(輔助服務)及環境價值(中國核證自愿減排量、綠電、綠證)的貨幣化收益，提高項目投資的積極性，促進此類電站的規模化發展。

3.2盡快開展太陽能熱發電對電網支撐能力的研究

受制于平價上網條件下的投資經濟性，當前，新能源大基地項目中的太陽能熱發電與光伏發電的容量配置比極低，尚不足以真正發揮太陽能熱發電對電網系統的支撐作用，將對新能源大基地電力大規模外送造成一定影響。建議盡快開展太陽能熱發電對電網支撐能力的研究，相關單位可在結合大基地千萬千瓦級直流送出特點及中國西部地區電網特征的基礎上，根據用戶側需求，以對外輸送100%的新能源電力為目標，開展太陽能熱發電參與電力系統調峰、調頻，以及優化電網運行控制策略方面的研究。應結合不同儲能技術特點與響應特性進行分析研究，科學合理地確定基地項目中各類電源的容量配比，根據實際需求指導太陽能熱發電的容量配比和系統配置。

3.3持續深化太陽能聚光領域的技術創新

在太陽能熱發電站中，太陽能聚光系統的投資成本占比最高。為達到實質性的降本目的(而不是簡單的減少鏡場面積)，需要持續深化在這一領域的技術研發，推動太陽能聚光系統的建設成本持續下行，促進行業健康持續發展。

一方面，建議與現有商業化太陽能熱發電站結合，開發低成本聚光器和鏡場控制系統及反射鏡自潔技術，提高聚光器動態準確度，減少集熱系統的溢出損失。

另一方面，研制并采用新的聚光方式來降低余弦損失和截斷損失，提高太陽能聚光場的年均光學效率，用更小的光場提高能量輸出，從而從根本上降低聚光場成本。

同時，建議開展低成本聚光方式的基礎研究，從太陽輻射的能量性質、光學曲面的自適應調控方法、高密度聚集光能對物質表面微觀結構的影響等角度，全方位提升太陽能聚光領域的技術水平，為加快太陽能熱發電行業整體發展注入更多動力。

3.4盡快實施各類創新型太陽能熱發電示范項目

現階段太陽能熱發電以對電力系統起調節作用為主，未來其將發揮基礎保障性電源作用。除了持續擴大商業化太陽能熱發電項目規模外，需要加快實施各類創新型太陽能熱發電示范項目，逐步通過市場化競爭而非政府定價來體現太陽能熱發電在電能量市場中的競爭優勢，主要可從以下3個方面來實施。

1)建議總結大基地項目中高容量配比太陽能熱發電項目的發電能力及調峰特性，盡快實施太陽能熱發電裝機容量大、容量配比高的“太陽能熱發電+”一體化大基地示范項目，將太陽能熱發電項目的規模推廣至千兆瓦級，助力新型電力系統安全可靠發展。

2)建議推進以太陽能為主的多能互補低碳發電技術示范。比如：太陽能高溫集熱與火電及核電的互補發電技術、與高溫燃料電池制氫技術的結合、與生物質能的互補系統等。特別是考慮在大基地中以太陽能熱發電為主，與火電結合的1000MW級混合電力系統技術，可將電站調峰速率提高4倍，將度電煤耗降低70%。

3)建議積極開展多種新型儲能項目示范，研究不同儲能系統在電網中實際發揮的作用和特性。熔鹽太陽能熱發電儲能、純電制熱熔鹽儲能、壓縮空氣儲能、電化學儲能等技術均適用于電力系統大規模、長時間、長壽命的儲能調峰應用場景。在中國西北地區同等資源條件下，對多種新型儲能技術路線進行集中示范，研究不同季節、不同氣象條件下采用新型儲能系統后各類發電系統的發電特性，以及在項目整體上網電力曲線相同的情況下對電網的實際支撐作用。

3.5加快開展太陽能熱發電前沿技術研究與示范

科技創新能夠催生新行業、新模式、新動能，是發展新質生產力的核心要素。建議加緊部署前沿技術研究，加快太陽能熱發電新技術研發和開展新技術示范工程，持續推動太陽能熱發電行業健康持續發展。

建議在“十三五”超臨界二氧化碳太陽能熱發電項目研究基礎上，進行20～50MW高溫超臨界二氧化碳太陽能熱發電示范工程；同時開展太陽能轉化為化學能的反應及儲存裝置的研究，對采用綠色傳熱儲熱介質的太陽能熱發電系統及50MW太陽能熱化學燃氣電站等前沿技術進行研發和示范。開展基于熱力學第二定律的能量轉換方式、太陽能聚光與高溫氫燃料電池系統耦合發電等前沿技術的理論研究。

4結論

太陽能熱發電可以實現用新能源調節、支撐新能源，具備在部分區域作為調峰和基礎性電源的潛力，推動其規模化發展對于建設新能源占比逐步提高的新型電力系統及新型能源體系具有重要意義。本文通過對2023年中國太陽能熱發電行業發展情況進行梳理發現，中國太陽能熱發電技術水平在不斷提升，行業配套能力顯著增強，為其進一步大規模發展奠定了堅實基礎。未來，仍需要通過總結經驗并盡快落地一批采用不同技術形式的太陽能熱發電項目來不斷提高太陽能熱發電的技術水平，并促進其成本下降，助力安全可靠的新型電力系統的建設。

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（轉自：太陽能雜志）

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