2023 年中国太阳能热发电行业发展现状分析

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【中文】杜凤丽.2023年中国太阳能热发电行业发展现状分析[J].太阳能,2024,(07):118-126.DOI:10.19911/j.1003-0417.tyn20240320.02.

摘要：随着中国新能源占比逐步提高的新型电力系统的建设速度加快，兼具调峰电源和储能双重功能、具备在部分区域作为调峰和基础性电源潜力的太阳能热发电技术正迎来新的发展机遇。为使社会全面了解太阳能热发电技术和行业发展，促进太阳能热发电行业进一步发展，对2023年中国太阳能热发电行业发展情况进行了梳理，同时分析了3种太阳能热发电技术的成本下降路径，并提出了一系列促进行业发展的建议。分析结果显示：中国太阳能热发电技术水平在不断提升，行业配套能力显著增强，为其进一步大规模发展奠定了坚实基础。未来，仍需要通过总结经验并尽快落地一批采用不同技术形式的太阳能热发电项目来不断提高太阳能热发电的技术水平，并促进其成本下降，助力安全可靠的新型电力系统的建设。

关键词：太阳能热发电；行业现状；塔式；槽式；线性菲涅尔式；经济性；发展建议

中图分类号：TK519     文献标志码：A

太阳能热发电(也称为“光热发电”)是将太阳能转换为热能，通过热功转换过程实现发电的系统技术[1]。太阳能热发电系统的前端采用聚光吸热装置，配置采用二元硝酸熔盐、导热油等作为传热介质的储热系统；后端采用同步发电机组，可实现连续稳定发电，是能够发挥煤电机组作用的电网友好型绿色低碳电力供应方式。根据聚光方式的不同，目前市场上商业化运行的太阳能热发电站可细分为槽式、塔式和线性菲涅尔式3种，其采用的传热介质主要有导热油、熔盐等。

2023年3月，国家能源局综合司发布的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》(国能综通新能[2023]28号)指出：太阳能热发电兼具调峰电源和储能的双重功能，其可实现利用新能源来调节、支撑新能源，且可为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰电源和基础性电源的潜力，是新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，是加快规划建设新型能源体系的有效支撑；同时，太阳能热发电的行业链长，规模化开发利用将成为中国新能源行业新的增长点[2]。

太阳能热发电全生命周期的度电碳排放量非常低，环保效益明显。朱晓林等[3]研究发现：中国西北地区135MW塔式太阳能热发电站全生命周期的度电碳排放量为22.7gCO2e/kWh；且全生命周期的度电碳排放量随年均太阳直接辐射量和储热时长的增加呈降低趋势，但降幅逐步减小。若新增135座135MW塔式太阳能热发电站，则可替代中国1%的火力发电量，年碳减排量将达到0.49亿t，全生命周期可实现12.25亿t的碳减排量。

目前，中国已通过国家首批太阳能热发电示范项目的建设，攻克了关键技术装备方面的难题，形成了具有自主知识产权的完整行业链，培育了一批具备全面工程建设能力的系统集成商，具备了大容量太阳能热发电站的设计、集成、建设、调试及运维能力，为后续太阳能热发电规模化发展奠定了坚实基础。本文根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟和中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会联合编写并发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2023》[4]，对中国2023年太阳能热发电行业的发展情况进行概述。

12023年太阳能热发电的发展情况

1.12023年全球太阳能热发电的发展情况

2023年，全球太阳能热发电的新增装机容量为500MW。截至2023年底，全球太阳能热发电的累计装机容量达7550MW(含美国已运行30年后退役的8座槽式太阳能热发电站，总装机容量为274MW)。

2023年，国外新增3座并网太阳能热发电站，总装机容量为500MW，均为由上海电气（维权）集团股份有限公司总承包建设的迪拜950MW光热光伏混合项目(NoorEnergyⅠ)的组成部分。该混合项目由250MW光伏发电和700MW太阳能热发电组成；其中，太阳能热发电包括1座100MW塔式和3座200MW槽式太阳能热发电站。1号槽式太阳能热发电站于2022年11月并网发电，其他3座热发电站均于2023年并网发电[5-7]。迪拜950MW光热光伏混合项目的现场照片如图1所示。

2023年，中国无新增并网太阳能热发电站。截至2023年底，中国太阳能热发电的累计装机容量为588MW，均采用兆瓦级以上太阳能热发电机组；其中，并网型太阳能热发电机组为11个，总装机容量为570MW，单台太阳能热发电机组的最大装机容量为100MW，最小装机容量为10MW。2014—2023年全球和中国的太阳能热发电累计装机容量如图2所示。

1.22023年中国太阳能热发电的发展情况

2016年，中国首批达到商业应用规模(单台机组装机容量不低于5万kW)的太阳能热发电示范项目建设启动。通过示范项目的实施和建设，中国已完全掌握了拥有完整知识产权的聚光、吸热、储换热、发电等核心技术，高海拔、高寒地区设备的环境适应性设计技术，以及太阳能热发电站的建设与运营技术，为后续太阳能热发电大规模发展奠定了坚实基础。

随着运行经验的积累和运行水平的逐步提高，目前各太阳能热发电示范项目的运行性能不断提高，逐步进入稳定发电期，发电量大幅提升。其中，中广核德令哈50MW光热发电示范项目实现连续运行230天；首航高科100MW塔式光热电站最长不间断发电时长从2022年的263h提升至2023年的338.21h；青海中控德令哈50MW塔式光热电站与内蒙古乌拉特中旗100MW槽式光热电站均连续两年达到年设计发电量。

自2021年以来，随着以沙漠、戈壁、荒漠为重点建设区域的大型风电/光伏基地建设项目的推进加快，作为落实市场化并网条件的配套选择之一，中国太阳能热发电行业的发展不断加速。在国家第1、2批大型风电/光伏基地建设、新能源市场化并网及直流外送等项目名单中，配套太阳能热发电项目共29个，总装机容量约为330万kW；在此基础上，2023年又有11个太阳能热发电项目列入政府建设项目名单(拟建)，总装机容量为1350MW，具体如表1所示。

据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至2023年底，中国列入政府建设项目名单的在建和拟建太阳能热发电项目超过40个，总装机容量约为4800MW，预计这些太阳能热发电项目最晚将于2025年完成建设，项目分布情况如图3所示。截至2024年底，中国并网太阳能热发电的累计装机容量或将达到1700MW。

1.3中国太阳能热发电技术形式

通过对全球(统计范围主要包括西班牙、美国、阿联酋、沙特、科威特、北非、南非、以色列、印度、智利、法国、意大利及中国等国家和地区)不同太阳能热发电技术形式下的累计装机容量进行分析发现，截至2023年底，导热油槽式(下文简称为“槽式”)太阳能热发电累计装机容量的占比约为76.7%，熔盐塔式(下文简称为“塔式”)太阳能热发电累计装机容量的占比约为19.9%，熔盐线性菲涅尔式(下文简称为“线性菲涅尔式”)太阳能热发电累计装机容量的占比约为3.4%，具体如图4所示。由此可知，在全球太阳能热发电市场中，槽式为主要的太阳能热发电技术形式。

截至2023年底，中国并网太阳能热发电累计装机容量中，塔式太阳能热发电累计装机容量的占比约为64.9%，槽式太阳能热发电累计装机容量的占比约为26.3%，线性菲涅尔式太阳能热发电累计装机容量的占比约为8.8%，具体如图5所示。由此可知，在中国太阳能热发电市场中，塔式为主要的太阳能热发电技术形式。

综上所述，中国和全球的太阳能热发电技术形式发展路线存在一定差异。

1.4中国太阳能热发电项目相关产品企业

在中国科学院电工研究所的推动和牵头下，中国自“十一五”期间开始启动兆瓦级太阳能热发电系统集成技术及示范研究。经过十几年的发展，中国太阳能热发电项目配套产品的生产能力显著增强。据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟不完全统计，截至2023年，中国太阳能热发电项目配套产品的生产企业数量已近600家。

1)集热系统方面。此类相关产品的供应商约为245家，产品和服务覆盖超白玻璃原片、反射镜、聚光器、控制系统、跟踪机构、液压驱动装置、减速机、吸热器及管材、旋转接头、支架、镜面漆、导热油、导热油阀、导热油泵、热镀锌工件、太阳辐照测量仪、反射镜生产线设备及相关检测等。

2)储热系统方面。此类相关产品的供应商约为135家，产品和服务覆盖熔盐、熔盐储罐、保温材料、熔盐泵、熔盐阀、加热炉、电加热器、电伴热及化盐服务等。

3)关键材料和产品产能方面。为更好地支撑“风光热储一体化”等大基地项目中太阳能热发电项目的建设，2023年，相关企业纷纷在原有产能基础上采取延长自身行业链或新建生产线的措施。2023年，中国新增2条熔盐生产线(其中包括1条复产线)、1条反射镜生产线、1条产量为600t/天的太阳能热发电用全氧超白浮法玻璃生产线。

4)打破国外产品垄断方面。江苏飞越泵业科技有限公司生产的冷盐泵经过青海中控德令哈50MW塔式光热电站运行验证，性能指标良好；塔浦(上海)自动化仪表有限公司生产的高温熔盐流量计已得到应用；中国科学院兰州化学物理研究所研发的纳米高熵太阳能吸收涂层已在首航高科敦煌100MW塔式熔盐光热电站进行应用[8]。中国部分企业太阳能热发电关键材料与部件的生产能力如表2所示。需要说明的是，表中数据均已经过企业确认。

2太阳能热发电项目的经济性分析

2.1太阳能热发电项目的经济性影响因素分析

在国家要求太阳能热发电平价上网，以及以沙漠、戈壁、荒漠为重点区域加快推进大型“风光热储一体化”基地建设的新形势下，太阳能热发电项目多采用与风电、光伏发电配比的形式开展建设。与国家首批太阳能热发电示范项目(建设期为2016—2020年)相比，目前以“风光热储一体化”项目建设的太阳能热发电项目的初始投资呈下降趋势。以100MW塔式太阳能热发电站为例，其项目可行性研究中的单位造价由29770元/kW(玉门项目，首批太阳能热发电示范项目期间)降至16209元/kW(吐鲁番项目，2023年)，下降幅度约45.6%[9]。初始投资下降的主要原因在于：1)聚光场面积大幅减小，比如：从140万m2(玉门项目)减少为65.6万m2(吐鲁番项目)。2)镜场、汽轮机、蒸汽发生器、发电机、熔盐罐等主要设备的价格均有较大幅度降低。同时需要注意的是，相较于首批太阳能热发电示范项目建设期，目前熔盐介质的单价上涨了约1倍。

调研发现，与国家首批太阳能热发电示范项目相比，除了聚光场面积有所减少外，目前，大多数“太阳能热发电+新能源”电站均配备了大容量的熔盐电加热器(20～40MW)，用于吸纳光伏发电和风电的弃电；且太阳能热发电站在电力系统中的功能由此前“能发尽发”的独立电源调整为“储能调峰”，储能时间按照项目需求优化为8h左右(最长10h)。现阶段，“风光热储一体化”项目中太阳能热发电站的年等效利用小时数大幅下降。这主要是因为太阳能热发电站的功能定位发生了变化，使其年发电小时数和设备利用率降低，导致设备投资的分摊成本提高，最终电站的平准化度电成本下降幅度较小。

需要注意的是，熔盐储能太阳能热发电站的投资与所在地区的太阳能资源、气象条件，以及所在省份的相关政策，包括项目的储能时长、太阳能热发电与其他新能源的配比要求、上网电价等密切相关。

2.2不同技术路线的太阳能热发电成本分析

太阳能热发电站的经济性与装机容量、储能时长和镜场面积密切相关。此类电站最大的优势是配置长周期、大容量、高安全的储热系统，能够实现24h连续发电及按需发电。一般来说，为了储存更长时间的能量，就需要增加镜场面积，这种情况下电站一次投资的成本就会增加；然而由于储能时长的增加，电站发电量将提高，平准化度电成本则会呈下降趋势。

综合分析认为，太阳能热发电的成本降低主要有3大驱动因素：1)研发和示范项目所带来的技术创新和发电效率提升；2)工业化大规模生产带来的材料和产品成本下降；3)更大规模太阳能热发电站开发带来的规模化效应。

根据浙江可胜技术股份有限公司数据，基于青海省德令哈市、甘肃省酒泉市瓜州县、新疆维吾尔自治区哈密市等典型太阳能热发电站站址的太阳辐照资源进行测算，按单座350MW塔式太阳能热发电站、储能10h进行配置，考虑近期即可实现的降本增效措施后，塔式太阳能热发电站的平准化度电成本可降至0.53~0.62元/kWh。

对于槽式太阳能热发电技术而言，根据常州龙腾光热科技股份有限公司数据，通过“大槽集热+导热油传热+熔盐传热及储热”技术方案及大装机容量或多机组的规模化效应，槽式太阳能热发电站的平准化度电成本可下降至0.61元/kWh左右。以平准化度电成本“超大槽集热+熔盐传热及储热”技术方案为例，太阳能热发电站的装机容量可进一步扩大至2×300MW或更大规模，到2030年，此类太阳能热发电站的平准化度电成本将进一步降至0.4～0.5元/kWh。

参考中国已经建成投运的全球首个50MW熔盐线性菲涅尔式太阳能热发电示范项目，根据兰州大成科技股份有限公司的测算，通过采用扩大单个电站的装机容量、规模化发展、技术创新及系统优化等多种方式，至2025年，装机容量在300MW以上的熔盐线性菲涅尔式太阳能热发电站的平准化度电成本将可达到0.6元/kWh以内，项目经济性将显著提高。

3中国太阳能热发电行业的发展建议

3.1加快研究与制定太阳能热发电“两部制”电价

与风电、光伏发电相比，太阳能热发电的初始投资相对较大，且其目前在电力系统中的角色为“调节性电源”。对于“风光热储一体化”项目而言，太阳能热发电的运行策略为“中午太阳能资源较好时为光伏发电让路，只在早晚高峰时发电”，导致其年运行小时数从4000h左右下降至2000h，甚至更低。因此，需研究出台太阳能热发电的“两部制”电价。结合全国典型太阳能热发电项目的投资成本，明确此类电站装机容量电价的适用范围和国家补偿标准，为投资太阳能热发电项目提供一定程度的预期投资收益率，从而有助于更充分地体现太阳能热发电对电力系统的支撑、调节价值。同时，在给予太阳能热发电站装机容量电价的基础上，实现耦合电能量价值(电力中长期或现货交易市场)或调节价值(辅助服务)及环境价值(中国核证自愿减排量、绿电、绿证)的货币化收益，提高项目投资的积极性，促进此类电站的规模化发展。

3.2尽快开展太阳能热发电对电网支撑能力的研究

受制于平价上网条件下的投资经济性，当前，新能源大基地项目中的太阳能热发电与光伏发电的容量配置比极低，尚不足以真正发挥太阳能热发电对电网系统的支撑作用，将对新能源大基地电力大规模外送造成一定影响。建议尽快开展太阳能热发电对电网支撑能力的研究，相关单位可在结合大基地千万千瓦级直流送出特点及中国西部地区电网特征的基础上，根据用户侧需求，以对外输送100%的新能源电力为目标，开展太阳能热发电参与电力系统调峰、调频，以及优化电网运行控制策略方面的研究。应结合不同储能技术特点与响应特性进行分析研究，科学合理地确定基地项目中各类电源的容量配比，根据实际需求指导太阳能热发电的容量配比和系统配置。

3.3持续深化太阳能聚光领域的技术创新

在太阳能热发电站中，太阳能聚光系统的投资成本占比最高。为达到实质性的降本目的(而不是简单的减少镜场面积)，需要持续深化在这一领域的技术研发，推动太阳能聚光系统的建设成本持续下行，促进行业健康持续发展。

一方面，建议与现有商业化太阳能热发电站结合，开发低成本聚光器和镜场控制系统及反射镜自洁技术，提高聚光器动态准确度，减少集热系统的溢出损失。

另一方面，研制并采用新的聚光方式来降低余弦损失和截断损失，提高太阳能聚光场的年均光学效率，用更小的光场提高能量输出，从而从根本上降低聚光场成本。

同时，建议开展低成本聚光方式的基础研究，从太阳辐射的能量性质、光学曲面的自适应调控方法、高密度聚集光能对物质表面微观结构的影响等角度，全方位提升太阳能聚光领域的技术水平，为加快太阳能热发电行业整体发展注入更多动力。

3.4尽快实施各类创新型太阳能热发电示范项目

现阶段太阳能热发电以对电力系统起调节作用为主，未来其将发挥基础保障性电源作用。除了持续扩大商业化太阳能热发电项目规模外，需要加快实施各类创新型太阳能热发电示范项目，逐步通过市场化竞争而非政府定价来体现太阳能热发电在电能量市场中的竞争优势，主要可从以下3个方面来实施。

1)建议总结大基地项目中高容量配比太阳能热发电项目的发电能力及调峰特性，尽快实施太阳能热发电装机容量大、容量配比高的“太阳能热发电+”一体化大基地示范项目，将太阳能热发电项目的规模推广至千兆瓦级，助力新型电力系统安全可靠发展。

2)建议推进以太阳能为主的多能互补低碳发电技术示范。比如：太阳能高温集热与火电及核电的互补发电技术、与高温燃料电池制氢技术的结合、与生物质能的互补系统等。特别是考虑在大基地中以太阳能热发电为主，与火电结合的1000MW级混合电力系统技术，可将电站调峰速率提高4倍，将度电煤耗降低70%。

3)建议积极开展多种新型储能项目示范，研究不同储能系统在电网中实际发挥的作用和特性。熔盐太阳能热发电储能、纯电制热熔盐储能、压缩空气储能、电化学储能等技术均适用于电力系统大规模、长时间、长寿命的储能调峰应用场景。在中国西北地区同等资源条件下，对多种新型储能技术路线进行集中示范，研究不同季节、不同气象条件下采用新型储能系统后各类发电系统的发电特性，以及在项目整体上网电力曲线相同的情况下对电网的实际支撑作用。

3.5加快开展太阳能热发电前沿技术研究与示范

科技创新能够催生新行业、新模式、新动能，是发展新质生产力的核心要素。建议加紧部署前沿技术研究，加快太阳能热发电新技术研发和开展新技术示范工程，持续推动太阳能热发电行业健康持续发展。

建议在“十三五”超临界二氧化碳太阳能热发电项目研究基础上，进行20～50MW高温超临界二氧化碳太阳能热发电示范工程；同时开展太阳能转化为化学能的反应及储存装置的研究，对采用绿色传热储热介质的太阳能热发电系统及50MW太阳能热化学燃气电站等前沿技术进行研发和示范。开展基于热力学第二定律的能量转换方式、太阳能聚光与高温氢燃料电池系统耦合发电等前沿技术的理论研究。

4结论

太阳能热发电可以实现用新能源调节、支撑新能源，具备在部分区域作为调峰和基础性电源的潜力，推动其规模化发展对于建设新能源占比逐步提高的新型电力系统及新型能源体系具有重要意义。本文通过对2023年中国太阳能热发电行业发展情况进行梳理发现，中国太阳能热发电技术水平在不断提升，行业配套能力显著增强，为其进一步大规模发展奠定了坚实基础。未来，仍需要通过总结经验并尽快落地一批采用不同技术形式的太阳能热发电项目来不断提高太阳能热发电的技术水平，并促进其成本下降，助力安全可靠的新型电力系统的建设。

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（转自：太阳能杂志）