中国太阳能热发电行业蓝皮书2022.pdf

1中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022Blue Book of Concentrating Solar Power Industry国 家 太 阳 能 光 热 产 业 技 术 创 新 战 略 联 盟中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会中 关 村 新 源 太 阳 能 热 利 用 技 术 服 务 中 心中国太阳能热发电行业2021国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书处地址：北京市海淀区中关村北二条6号中国科学院电工研究所北院317 邮编：100190电话：[phone]网址：http:/ste.org邮箱：微信号：nafste国 家 太 阳 能 光 热 产 业 技 术 创 新 战 略 联 盟中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会Blue Book of Chinas Concentrating Solar Power Industry中国太阳能热发电行业2中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022版权声明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是本蓝皮书的编著和发布者，依法享有本蓝皮书版权并受法律保护。本蓝皮书提供的内容资料可供浏览和学习、科研目的参考使用，未经许可禁止部分或全部拷贝，转载文字、数据及图片引用务必注明出处，引用格式为：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022。任何人不得对本蓝皮书内容原意进行曲解、修改，本蓝皮书内容所含有的知识产权信息不得被删改。凡引用本蓝皮书内容而引起的民事纠纷、行政处理或其他损失，版权人均不承担责任。对不遵守本声明、用于商业用途或者其他恶意、违法使用的，版权人保留追究其法律责任的权利。3中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022中国太阳能热发电行业蓝皮书Blue Book of Chinas Concentrating Solar Power Industry20222023 年 1 月4中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022中国太阳能热发电行业蓝皮书Blue Book of Chinas Concentrating Solar Power Industry2022批 准：何雅玲 中国科学院院士 西安交通大学教授 国家太阳能光热产业技术创新战略联盟专家委员会主任委员统 筹：王志峰 中国科学院电工研究所研究员 国家太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长 中国可再生能源学会太阳能热发电专委会主任委员主 编：杜凤丽 国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书长 中国可再生能源学会太阳能热发电专委会秘书长参 编：董清风（附录 9.2、9.5、9.6）洪 松（附录 9.3、9.7）雷东强(附录 9.4)王志峰(第五章、第八章)校 核：董清风 洪 松 原郭丰审 核：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟专家委员会致 谢：各太阳能热发电示范项目业主单位 白凤武 常春 卢智恒 焦芳 王鸣川 徐二树 5中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022目 录一、太阳能热发电的特点和定位1 1.1 太阳能热发电概述 1 1.1.1 定义与主要特点 1 1.1.2 太阳能热发电系统组成和运行原理 2 1.2 太阳能热发电的作用和定位 4 1.2.1 新型电力系统的需求和挑战 4 1.2.2 太阳能热发电的作用 5 1.2.3 太阳能热发电的定位 7二、太阳能热发电市场发展8 2.1 我国兆瓦级太阳能热发电系统集成技术的起步 8 2.2 我国太阳能热发电装机容量及聚光形式占比 11 2.3 全球太阳能热发电装机容量及聚光形式占比 12 2.4 我国在建太阳能热发电项目 14 2.4.1 甘肃省 15 2.4.2 青海省 16 2.4.3 吉林省 19 2.4.4 新疆维吾尔自治区 19 2.4.5 西藏自治区 22三、我国太阳能热发电示范项目运行情况 23 3.1 中船新能乌拉特100MW槽式光热电站 23 3.2 首航高科敦煌100MW塔式光热电站 23 3.3 青海中控德令哈50MW塔式光热电站 24 3.4 中广核德令哈50MW槽式光热电站 25 3.5 中电建共和50MW塔式光热电站 25 3.6 兰州大成敦煌50MW线菲式光热电站 25 3.7 鲁能格尔木多能互补工程50MW塔式光热电站 25 3.8 中电哈密50MW塔式光热电站 26四、我国太阳能热发电产业链情况 27 4.1 太阳能热发电产业链体系和特点 27 4.2 我国太阳能热发电产业链主要代表性单位 27 4.3 光热发电相关部件装备/材料制造产能 29 4.4 我国光热发电关键部件/材料应用情况 296中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022 4.5 我国关键设备技术和应用突破情况 31五、我国太阳能热发电技术研发项目情况 33 5.1 国家自然科学基金 33 5.2 国家重点研发计划 34六、太阳能光热电站投资成本 36 6.1 塔式光热电站建造成本及构成 36 6.1.1 我国7小时储热50MW塔式光热电站投资构成 36 6.1.2 我国12小时储热100MW塔式光热电站投资构成 37 6.1.3 定日镜成本构成 38 6.2 槽式光热电站建设成本及构成 38 6.2.1 全球首座7.5小时储热50MW槽式光热电站投资构成 38 6.2.2 我国4小时储热50MW槽式光热电站投资构成 40 6.2.3 我国10小时储热100MW槽式光热电站投资构成 40 6.3 储热时长和度电成本 41 6.4 太阳能热发电示范项目决算各部分单位造价所占比例 42七、太阳能热发电站全生命周期碳排放 43八、太阳能热发电发展面临的挑战及对策 47 8.1 单位kW造价和运维成本降低 47 8.2 效率的提升 50 8.3 太阳能热发电技术和产业发展建议 51九、附录 53 9.1 我国太阳能热发电行业发展主要历程 53 9.2 我国2022年发布的太阳能热发电相关政策 59 9.3 我国2022年发布的太阳能热发电相关国家标准 61 9.4 国外2022年立项的太阳能热发电科研项目 62 9.5 我国在建太阳能热发电项目已中标企业汇总 63 9.6 国内外太阳能热发电项目参建设计院汇总 66 9.7 太阳能光热联盟20212022年度理事单位简介 71参考文献 811中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022一、太阳能热发电的特点和定位1.1 太阳能热发电概述1.1.1 定义与主要特点太阳能热发电（英文：concentrating solar power,简称 CSP）是将太阳能转化为热能，通过热功转换过程发电的系统1。太阳能热发电前端采用太阳能集热、后端采用同步发电机组发电、配置大容量、长周期、高安全的储热系统；其运行过程基本为：聚光器跟踪太阳将直射辐射光聚焦并反射至吸热器上，加热吸热器内的传热流体，将太阳能转换为热能；热能可以直接与水换热产生高温高压的蒸汽驱动汽轮发电机组发电，也可以被储存在储罐中，在需要发电的时候释放热能进行发电。根据聚光形式的不同，目前国际上商业化应用的太阳能热发电主要包括塔式、槽式和线性菲涅耳式（“耳”也被写成“尔”，以下简称：线菲式）等三种类型。其中，塔式为点聚焦，槽式和线菲式为线聚焦。太阳能热发电的主要特点是能够实现 24 小时连续稳定发电。太阳能热发电配置长周期、大容量储热系统，可以支撑机组在夜间或电网需要时低负荷长时不停机连续运行。在我国首批太阳能热发电示范项目中，储热时长（满足汽轮发电机组满负荷运行的小时数）为 6 小时 15 小时不等。以单机容量最大的两座光热电站为例，首航敦煌 100MW 塔式光热电站储电容量高达 1.1GWh，中船新能乌拉特100MW 槽式光热电站储电容量 1GWh。以储热时长 7 小时的塔式光热电站典型周数据为例，热盐储罐储满入夜后，机组可在 40%负荷水平连续运行 14 小时。据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟调研，中广核德令哈50MW槽式光热电站在2021年9月19日至2022年5月7日期间连续安全运行230.2天；中船新能乌拉特 100MW 槽式光热电站 2022 年 6 月 4 日 15 日，在 6 天多云的情况下，实现无停机连续发电 12 天；青海中控德令哈光热电站也达到了连续运行 12 天(292.7 小时)的记录；首航高科敦煌100MW 塔式光热电站最长不间断发电时长约 263 小时。太阳能热发电配置的储能方式具有高安全性。目前商业化运行的光热电站所使用的熔盐为硝酸钾和硝酸钠的混合物；自全球首个以熔盐为传热和储热介质的光热电站投运以来（1995 年，美国 Solar Two）投运以来，全球约 7GW 的太阳能光热电站装机(储电容量超过 1000GWh)均未发生过爆炸等安全性事故。太阳能热发电机组是能够发挥煤电机组作用的可再生能源发电方式。根据水电水利规划设计总院、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、电力规划设计总院、中国电力科学研究院联合开展的并网太阳能热发电示范项目运行情况评估，光热发电具备响应快速性和同步支撑性，具备参与电网有功频率调节、无功电压控制、低频振荡抑制等方面的能力。大部分光热电站最小技术出力可达约 15%20%Pe（设计出力），优于常规燃煤机组；升负荷平均调节速率约为 1.5%3%Pe/min，降负荷平均调节速率约为2.5%5%Pe/min，与常规燃煤机组的水平基本相同。在频率支撑方面，光热电站以同步发电机组并网，可为系统提供惯量支撑，同时其前级换热效率高、响应快，具有参与电网调频的优势。在电压支撑方面，光热发电站作为电压型支撑电源，能抵消由于风电、光伏发电并网造成的电网强度降低程度，对稳定电网电压具有较好的支撑作用。在功角稳定支撑方面，光热电站具备热调节的快速性和同步发电机的同步2中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022支撑性，可以快速响电网需求，对于维持电力系统的功角稳定具有重要意义。1.1.2 太阳能热发电系统组成和运行原理太阳能热发电可以采用不同的传热流体（英文：Heat Transfer Fluid，简称 HTF）吸收热量，主要包括熔盐（二元硝酸盐、氯化物盐）、导热油（联苯和联苯醚混合物）、水、颗粒、液态金属等。储热（英文：Thermal Energy Storage,简称 TES）介质可采用熔盐、相变材料、混凝土等；目前熔盐为商业化应用最多的储热介质。不同传热流体的太阳能热发电系统组成和运行原理简介如下。熔盐塔式太阳能热发电系统可分为聚光、吸热、储换热和发电四大系统；主要部件设备包括：定日镜、吸热塔、吸热器、熔盐储罐、蒸汽发生器和汽轮发电机组等。熔盐塔式光热电站运行原理基本为：以吸热塔为中心呈圆周状分布的定日镜跟踪太阳（方位角和高度角调节控制），将太阳光反射汇聚至位于吸热塔顶部的吸热器上，加热通过冷盐泵泵送至吸热内的低温熔盐，被加热的熔盐（温度升至约 565）通过管道流入高温熔盐储罐中，在需要发电时，高温熔盐与水换热后产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。经过蒸汽发生器，放热后的熔盐被送至低温熔盐储罐，再循环至塔顶的吸热器被加热。图：熔盐塔式太阳能热发电系统示意图（图片来源：可胜技术）导热油槽式太阳能热发电系统可分为集热岛、储换热岛和发电岛；主要部件设备包括：槽式集热器、油盐换热器、热盐罐、冷盐罐、蒸汽发生器和汽轮发电机组等。数个槽式集热器通过串联连接成标准集热器回路，数量众多的标准集热器回路通过并联方式组成集热场。槽式光热电站的基本运行流程为：槽式集热器通过跟踪太阳收集热量，加热集热器内循环流动的导热油，然后导热油进入蒸汽发生器释放热量，加热水产生过热蒸汽，蒸汽进入汽轮机发电，放热后的导热油返回至集热场重新吸热。当白天太阳较好时，一部分导热油将进入油盐换热器，释放热量加热熔盐，高温熔盐被存放在热盐罐中；到了晚上，热盐罐中高温熔盐的热量被重新释放出来，反向加热导热油，进而导热油进入蒸汽发生器，加热水产生蒸汽，实现在夜间继续发电。3中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022图：导热油槽式太阳能热发电系统（常规流程）示意图（图片来源：龙腾光热）此外，导热油槽式光热电站还可以按照解耦流程进行设计，其运行原理为：槽式集热器跟踪太阳收集热量，加热导热油，导热油全部进入油盐换热器，将热量全部传递给熔盐，熔盐吸热后温度升高，存放在热盐罐中，完成集热储热环节。在需要发电时，热盐罐中的熔盐直接进入蒸汽发生器释放热量，加热水产生过热蒸汽，蒸汽进入汽轮机发电，熔盐放热后温度下降，返回至冷盐罐中存放，完成放热发电环节。通过集热储热与放热发电之间的解耦，能够将前端太阳能波动对后端发电稳定性影响降到最低。图：导热油槽式太阳能热发电系统（解耦流程）示意图（图片来源：龙腾光热）4中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022槽式太阳能热发电系统也可以以熔盐为传热和储热介质。熔盐槽式光热电站运行流程为：槽式集热器跟踪太阳收集热量，加热熔盐，熔盐吸热后温度升高，存放在热盐罐。在需要发电时，热盐罐中的熔盐进入蒸汽发生器释放热量，加热水产生过热蒸汽，蒸汽进入汽轮机发电，熔盐放热后温度下降，返回至冷盐罐中存放，如此反复。熔盐线菲式太阳能热发电系统主要包括集热场、储热系统和发电系统；主要部件设备包括：一次反射镜、二次聚光器、吸热管（三者组成集热场）、熔盐储罐、蒸汽发生器和汽轮发电机组等。其运行原理基本为：布置紧凑的多列反射镜构成类弧面结构，通过自动跟踪的一次反射镜将阳光汇聚至上方的复合抛物面二次聚光器内，阳光再次被反射汇聚至固定在聚光器内的真空吸热管上，加热管内的熔盐，产生的热量存储在熔盐储罐中，在需要的时段通过换热产生发电所需的蒸汽。图：熔盐线菲式太阳能热发电系统示意图（图片来源：兰州大成）1.2 太阳能热发电的作用和定位1.2.1 新型电力系统的需求和挑战中央财经委员会 2021 年 3 月 15 日提出：实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。党的二十大报告中明确：积极稳妥推进碳达峰、碳中和，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系。新型电力系统作为未来我国能源体系的核心组成部分意味着以风光等新能源为主的可再生能源电力占比将大幅提高。根据周孝信院士等研究预测，电力装机方面，随着风光等新能源发电快速发展，非化石能源发电在电力装机总量中的占比在“十四五”末将超过 50%。风光发电装机不断增加，2025-2030 年间，风光装机总量超过煤电，2030 年将达到 16.15中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022亿千瓦，占装机总量 41.5%；2035 年达到 24.3 亿千瓦，超过电力装机总量的 50%，成为装机主体；2060 年达到 70.1 亿千瓦，在电力装机总量中的占比超过 85%2。中国工程院郭剑波院士表示：新型电力系统仍主要以交流同步机制运行；其中，新能源资源特性对电力系统带来充裕性挑战：功率波动大、预测难，对系统调节能力提出更高要求；长时间高出力，给系统安全和储能技术带来挑战；长时间低出力，给供电保障带来挑战。新能源设备特性带来安全性挑战：系统惯量降低、电源支撑能力弱，系统稳定问题突出3。中国工程院刘吉臻院士指出：构建新型电力系统需要关键技术的支撑，需要从电源侧、电网侧和负荷侧三个方面发力突破。其中，电源侧大力发展电网友好型先进发电技术、多元互补与灵活发电技术4。风光具有“极热无风”“晚峰无光”等特点和“大装机、小电量”特征，随着“双碳”目标的推进，高比例、间歇性和波动性的风电与光伏在电力系统中的比重不断增加，电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题日渐突出，将制约更高比例和更大规模可再生能源发展5。国家发改委、国家能源局在 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知（发改运行 2021 1138号)中指出：实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。国家电网公司“碳达峰、碳中和”行动方案(2021年3月发布)指出，提高新能源发电机组涉网性能，加快光热发电技术推广应用。提升灵活调节电源的比重，建设调峰电源，发展“新能源+储能”、光热发电，提高系统调节能力。1.2.2 太阳能热发电的作用第十九届、二十届中央委员会候补委员，中国科学院何雅玲院士研究认为：对电源、电网侧而言，现阶段电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足，对电网安全提出严峻挑战，太阳光热储能发电通过汽轮发电机组的转动惯量可以有效实现调频；在火电厂灵活性改造中，热储能发电技术将机组变负荷运行时出现的过剩蒸汽热量转化为储热介质的热能存储起来，当需要时将热能释放，既能增加机组调峰深度，也能增加峰负荷能力，投资和运行成本较低，具有明显优势。热储能系统在储热容量、规模化建设及运营成本、运行寿命、安全性、发电功率等方面具有突出优势，特别是对消纳间歇性新能源（风电、光伏等）装机出力，在构建以新能源为主体的新型电力系统、保障电力系统安全稳定运行等方面发挥重要作用，是未来规模储能的中坚力量，具有广阔的发展前景，在能源革命中发挥着重要作用6。中国科学院李灿院士提出：随着大量的波动性风电和光伏上网，必须要发展相应的储能技术，而且储能的规模必须能够与大规模体量的可再生能源匹配。太阳能热发电是最有希望的规模化储能技术，将是未来保障光伏、风电规模化发展的技术。现有的储能技术规模都差一、两个数量级；其中，化学储能即使能做到 GW 级，也比要求的还要差两个数量级，差距很大。其他的储能技术，比如说物理储能、抽水储能，飞轮储能等等，受到条件限制，都无法从根本上解决这个问题。等到 2030 年以后，光热发电的作用将越来越凸显。光热发电是可再生能源替代火电的重要技术之一，将成为实现“双碳”目标的技6中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022术路径7。新中国成立以来我国第一代理论物理学家、中国科学院何祚庥院士公开表示：除了抽水蓄能，在新型储能技术中，比较看好太阳能热发电储能，也就是光热发电。光热发电比常规的光伏发电在并网方面更具优势，光热发电的转换效率要远远高于光伏发电。而且，通过白天将多余热量储存，晚间再用储存的热量释放发电可以实现连续供电，保证电流稳定，避免新能源难以解决的入网调峰问题。此外，光热储能电站应用场景不仅限于电力场景，还可为工商业提供工业蒸汽、供暖等，有较大潜力8。清华大学能源互联网研究院在高比例可再生能源电力系统中光热发电的价值发现研究指出：光热发电既是可再生能源，又是灵活性电源。灵活可控的特点使得光热发电并网既具有可再生能源效益又具有灵活性效益。发挥运行灵活性特性，可以实现光热与风电光伏及其他能源打捆的平滑效益，提升区内消纳和打捆外送中的可再生能源消纳水平。高比例可再生能源并网下，太阳能热发电的电力支撑效益显著，有望成为部分地区主要的调节电源重要选项之一；可以起到利用可再生能源消纳可再生能源作用。以青海电网为例模拟计算发现，从青海可再生能源发电量占比不变出发，光热具有显著的经济性，对光伏的装机替代率在 4 倍左右。如果安装 22GW 光伏和 7GW 风电，青海电网在丰水期可连续 3 日全清洁能源供电(包括省内负荷以及特高压外送河南)；如在此基础上配置 4GW 太阳能热发电，青海省在丰水期可高达创世界纪录的连续 30 日全清洁能源供电9。落基山研究所在 2022 年 11 月发布的西北地区电力系统低碳转型探索打造零碳电力系统的青海样本报告中表示，光热发电是稳定可控的零碳电源技术。光热作为可调节性新能源，提高光热在新能源中的装机占比可有效缓解弃风和弃光现象，同时减少枯水期对外购电量的依赖度。根据 4 种光热装机规模情景下的电力系统仿真结果，仅增加 3.0GW 光热发电装机就起到了增加 7.0GW 电化学储能所对应的火电及外购电量减少效果。在近零碳电力系统的 2030 年，对比增加 3.0GW 光热发电装机和新增光伏光热装机比分别约为18:1和8:1情景，全年弃风率从6.8%下降到6.2%，弃光率从9.2%下降到8.8%；同时（天然气）气电的利用小时数从 3140 小时下降到 2997 小时，外购电量占比从 5.4%下降到 4.9%。光热在青海既可以满足波动性可再生出力不足时的电力缺口，提供日内灵活性并加速火电电量退出、减少外购依赖，又具有较强的经济性10。电力规划设计总院以新疆电网为例模拟计算光热发电调峰作用，结果发现，假定建设 100 万千瓦500 万千瓦不同规模的太阳能热发电机组，可减少弃风弃光电量 10.2%37.6%11。实践证明，太阳能热发电不仅是新能源利用和电力系统调节能力的解决方案和手段，更是大型同步电力系统稳定和大直流超远距离输送的必要支撑基础，为电网尤其是风光富裕且远离负荷中心的弱连接的区域电网提供必要的转动惯量、故障短路容量、电压频率支撑等。在“双碳”战略目标下，随着新一代电力系统推进，需大力发展太阳能热发电这样具有大规模储能和电网同步机特性的电源。大规模的太阳能热发电能够逐步替代火电等高碳能源，作为可再生能源的入网调节手段，作为可再生能源高占比电网的重要支撑12。7中国太阳能热发电行业蓝皮书 20221.2.3 太阳能热发电的定位综合我国目前光热电站开展的机组和电站并网性能验证情况，光热电站不仅可以独立发电，实现不间断运行；同时也可以利用大容量储热系统双向连接电网，将网上的峰值电力转化为热能存储发电12，与风光互补发电，提高间歇性可再生能源消纳比例。国务院印发的2030 年前碳达峰行动方案明确：积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。加快建设新型电力系统。发改运行20211138 号文件鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模多渠道增加调峰资源；其中，光热电站与抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电，灵活性制造改造的煤电等列入承担可再生能源消纳对应的调峰资源。国家能源局新能源和可再生能源司新能源处副处长孔涛出席“2021 中国太阳能热发电大会”时表示，一些大规模开发利用新能源的地区不具备抽水蓄能、气电等灵活电源的建设条件，同时由于生态保护等原因难以新增煤电装机，缺少为新能源提供调峰能力的解决方案。光热发电具有出力灵活可调、可长时储能的优势；将光热电站作为调峰电源建设，利用光热在早晚高峰和夜间发电并在白天为光伏调峰，有利于改善新能源快速发展中出现的消纳问题。随着碳达峰、碳中和以及构建以新能源为主体的新型电力系统目标的提出，在今后较长一段时期内，我国风电、光伏都将以更快速度发展，这也为光热行业发展带来了新的机遇。“十四五”期间国家能源局将继续支持在资源优质区域，通过与风电、光伏发电基地一体化建设等方式，建设一定规模的光热发电项目，充分发挥光热发电的调节作用和系统支撑能力，并通过电力现货市场、辅助服务市场等手段，保障光热发电产业在补贴退出情况下能够接续发展13。2022年，国家发改委、国家能源局 “十四五”现代能源体系规划(发改能源 2022 210号)提出：加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极发展太阳能热发电；在青海、新疆、甘肃、内蒙古等地区推动太阳能热发电与风电、光伏发电配套发展，联合运行。国务院办公厅转发国家发改委、国家能源局 关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案(国办函 2022 39号)提出：完善调峰调频电源补偿机制，加大光热发电等项目建设力度，鼓励西部等光照条件好的地区使用光热发电作为调峰电源。国家发改委、国家能源局、财政部等九部委“十四五”可再生能源发展规划(发改能源20211445 号)明确：在青海、新疆、内蒙古等资源优质区域，建设长时储热型光热发电项目，推动一体化、千万千瓦级新能源基地建设。8中国太阳能热发电行业蓝皮书 20222011 年，我国第一个太阳能热发电工程项目鄂尔多斯 50MW 槽式太阳能热发电项目完成特许权示范招标，国家能源局正式同意由中国大唐集团新能源股份有限公司负责项目建设和经营，建设期 30个月，特许经营期为 25 年14。由于中标电价过低，该项目未能建设，但特许权项目的启动引发了更广泛的市场关注和行业期待，包括华能、华电、中广核等国企以及龙腾光热、中海阳等一些民营企业开始布局进入光热发电行业。2012 年 7 月，科技部“十二五”主题项目“太阳能槽式集热发电技术研究与示范”项目启动，我国开始对兆瓦级槽式光热发电技术进行研究示范。项目依托单位中国科学院电工研究所协同国内 13图：我国首个 1MW 塔式光热发电系统(图片来源：中科院电工所，2012 年拍摄)二、太阳能热发电市场发展2.1 我国兆瓦级太阳能热发电系统集成技术的起步太阳能热发电系统涉及太阳能集热、传热、储热、发电等多种系统集成，集合光学、热力学、材料学、机械及自动化控制学科等多个技术领域，既不同于常规的电力生产，又不同于传统的太阳能热利用，需要跨学科、跨领域的系统集成。我国自“十一五”开始研究 1 兆瓦级别的太阳能热发电系统集成技术。2006 年，科技部国家高技术研究发展计划(863 计划)先进能源技术领域启动了“太阳能热发电技术及系统示范”重点项目，开启了我国太阳能热发电全系统集成技术的研究示范工作。通过中国科学院电工研究所牵头的 11 家单位协同攻关，历时 6 年的不懈努力，2012 年 8 月 9 日，我国自行研发、设计并建成的亚洲首座兆瓦级塔式太阳能热发电实验电站成功发电。项目实现了核心装备、协调控制、系统集成等多项技术突破，全面掌握了高精度聚光器、聚光场、直接过热型吸热器、储热和发电单元及系统设计技术，以及总体、光场、机务、仪控和电气设计技术，取得了以光热场耦合直接产生过热蒸汽工艺为代表的一批自主创新成果，建立起太阳能热发电技术研发体系和标准规范体系，编制了首部太阳能热发电国家标准，为我国太阳能热发电技术发展奠定了基础。9中国太阳能热发电行业蓝皮书 20222012 年 10 月，华能清洁能源技术研究院和华能海南公司共同研发建设的 1.5MW 线菲式光热联合循环混合电站在海南三亚投产，项目产生的过热蒸汽接入华能南山电厂发电机组的补汽口并供给汽轮机发电15。2013 年 7 月，国家高技术研究发展计划支持的青海中控德令哈塔式太阳能热发电站一期 10MW 项目(东西两塔各 5MW)示范工程并入青海电网发电。项目研制了单台反射面积为 2 平方米的智能定日镜，开发了定日镜高精度智能跟踪技术和大规模镜场控制系统；实现了规模化定日镜集群的整体聚光和集热；研究了不同地理、气候环境下，塔式太阳能热发电能量动态建模和优化设计；设计了基于水工质的高能图：我国首个 1MW 槽式光热发电系统(图片来源：中科院电工所)家技术优势单位，以大规模、低成本的太阳能热发电技术为目标，对槽式太阳能热发电关键装备、关键工艺和检测技术，以及槽式太阳能热发电的系统设计、集成与运行技术进行了研究。项目团队通过对曲面玻璃热弯、钢化工艺的研究，针对国产玻璃原片的性能特性，提出了高速加热的加热工艺新参数以及相适应的高风压、远风栅的淬火工艺及控制参数，颠覆了国外槽式反射镜设备的出厂工艺参数，基于此工艺建立了年产 100 万 m2的槽式曲面反射镜生产线。通过深入研究，建立了高温真空集热管吸热涂层加速老化方法，提出了预测吸热涂层的服役寿命的公式。项目建立了基于材料放气、渗透、吸氢、泄漏等多因素的集热管真空寿命预测模型，预测数据与一年真空度变化数据误差为3.9%，达到国际先进水平。基于传热学和工程热力学的基本理论，在研究太阳辐照随时间变化规律的基础上，结合太阳辐照的间歇性和波动性，提出了吸热、储热和蒸汽发生系统的动态容量匹配设计方法；基于该方法完成了国内首台1MW 槽式太阳能热发电站热力系统设计、建设和调试运行，开发了国内首台槽式太阳能热发电系统仿真机；建立了槽式聚光器集热性能的野外测试平台和动力学测试方法，该测试方法的公式已被国际电工委员会(IEC)太阳能槽式部件标准Solar Thermal Electric Plants Part3-2:System sand components.General requirements and test methods for parabolic-trough collectors所采用。项目实施为中国首批太阳能热发电示范项目起到了产业的先导作用，使我国高效率低成本槽式太阳电热发电研发和设备国产化迈上一个新台阶，对进一步增强我国太阳能热发电产品的竞争力具有重要意义。10中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022图：青海中控德令哈 10MW(2 座 5MW)+50MW 塔式光热电站(图片来源：可胜技术)2013 年 10 月，兰州大成在西藏开工建设 1MW 线菲式热电联供项目。2015 年 10 月，兰州大成在生产车间屋顶建成 1MW 线菲式太阳能热电联供电站18。图：拉萨市柳梧新区 1MWe 线菲式太阳能热电联供能源站(图片来源：兰州大成)2016 年 12 月 26 日，在国家首批太阳能热发电示范项目名单公布后的 3 个月，首航高科敦煌10MW 塔式熔盐光热发电示范项目成功并网发电。该项目经过了 5 年的技术储备，2 年的项目建设，是流密度的吸热器、蒸汽缓冲、发电的能量回路和装备，实现了规模化光热技术路线的光电能量转换技术16。2014 年 9 月初，国家发改委核定该电站上网电价(含税)为每千瓦时 1.2 元，这也是太阳能热发电项目首次获得国家批复的上网电价，标志着中国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实步伐。在国家 863 计划“基于小面积定日镜的 10MW 塔式太阳能热发电技术研究及示范”主题项目支持下，中控太阳能德令哈10MW光热电站将水/蒸汽传热介质改为熔盐，并于2016年8月21日实现满负荷发电。项目充分展示了我国具有自主知识产权的塔式光热系统集成技术水平，以及适应高寒高海拔环境的核心装备研制能力17。项目培育了包括中控太阳能（现更名为可胜技术）、杭锅（现更名为西子洁能）以及杭汽等在内的又一批骨干企业。11中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022图：首航敦煌 10MW+100MW 塔式光热电站（图片来源：首航高科）2.2 我国太阳能热发电装机容量及聚光形式占比2022 年，我国新增 1 座光热电站并网发电，为玉门鑫能二次反射塔式光热发电示范项目，装机容量 50MW，电站设计储热时长 9 小时。根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟对我国 MW 级以上规模含汽轮发电机组的太阳能热发电系统的梳理统计，截至 2022 年底，我国太阳能热发电累计装机容量 588MW(58.8 万千瓦)，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比 8.3%。根据聚光形式的不同，在我国太阳能热发电累计装机容量中，塔式占比约 63.1%，槽式约 25.5%，线菲式约 11.4%。完全由企业自主投资、研发、设计、建设、运维的十兆瓦级熔盐塔式光热电站，为行业发展注入强力动力。该 10MW 光热电站作为先导工程，不仅为首航高科 100MW 国家示范项目系统设计和装备选型提供实验和测试，也为更大规模光热发电项目储备人才队伍，同时摸索符合我国资源条件和电网调度要求的运行方式。12中国太阳能热发电行业蓝皮书 20222.3 全球太阳能热发电装机容量及聚光形式占比2022 年，国外新增 1 座太阳能光热电站，为迪拜太阳能光热光伏混合项目中的槽式 1 号机组19，装机容量 200MW，储热时长 13.5 小时。根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟综合统计，2022 年底，全球太阳能热发电累计装机容量约 7050MW(含美国运行 30 年后退役的槽式电站)。20142022 年全球和中国太阳能热发电累计装机容量发展情况如下图所示。从全球太阳能热发电累计装机容量发展曲线可以看出，2018 年年增长率较高，主要原因是我国首批太阳能热发电示范项目有 3 座在 2018 年集中投运，总装机容量 200MW。国家太阳能光热产业技术创新战略联盟对西班牙、美国、中东、北非、南非、以色列、印度、智利、法国以及中国等国家和地区累计太阳能热发电装机中聚光形式进行了统计，槽式占比约 77%，塔式约20%，线菲式约 3%。统计制图:国家太阳能光热产业技术创新战略联盟13中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022其中，西班牙仍是全球太阳能热发电装机容量最多的国家，约 2300MW，槽式技术约占本国太阳能热发电总装机容量的 97%。主要原因是槽式是全球最早实现商业化应用的技术，美国于 19841990 年期间先后投运了 9 座不同容量的槽式光热电站，总净容量 354MW。经过商业化验证的技术更容易获得西班牙金融机构的融资支持。美国目前太阳能热发电装机容量约 1837MW，槽式技术约占 71.8%，塔式技术约占 27.6%。商业化槽式电站运行寿命已超过 30 年。1984 年和 1985 年投运的 SEGS1 号和 2 号槽式电站于 2015 年退役；1986 年 1989 年期间投运的 SEGS38 号槽式电站于 2021 年退役，总净容量 230MW。目前 1990 年投运的 SEGS9 号机组(净容量 80MW，总容量 88MW)仍在运行。统计制图:国家太阳能光热产业技术创新战略联盟14中国太阳能热发电行业蓝皮书 20222.4 我国在建太阳能热发电项目根据国家能源局 2021 年 5 月发布的关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知，对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。作为落实并网条件的配套选择之一，储热型光热发电与光伏、风电等波动性电源共同互补，不仅能够发挥光热发电的储能和调峰能力，体现光热作为调峰电源支持新能源发展的作用，还能利用近年来风电光伏成本快速下降的成果，充分释放光伏、风电的低成本优势，填补用电高峰期的光伏发电的电力供应缺口，有效提升能源利用效率和经济效益。2021 年，国务院发布2030 年前碳达峰行动方案(国发202123 号)明确：积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。2022 年 5月 30 日，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案提出，创新新能源开发利用模式，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设。经过国家太阳能光热产业技术创新战略联盟梳理统计，在国家相关政策的指导和支持下，目前在各地政府公布的大型风电光伏基地项目、新能源市场化并网以及直流外送等项目名单中(不含企业正在运作或计划建设的项目)配置太阳能热发电项目 29 个，总装机容量约 330 万千瓦。这些项目预计将在2023 或 2024 年前投产。其中，青海省列入名单的光热发电项目 9 个，总装机容量 130 万千瓦；甘肃省 5 个，光热发电总装机容量 51 万千瓦；新疆维吾尔族自治区 13 个，光热发电总装机容量 135 万千瓦；吉林省 2 个，光热发电总装机容量 20 万千瓦。15中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022此外，在西藏自治区有 3 个包含光热发电项目的孤网能源供应项目已经启动相关建设工作。国家能源集团西藏电力有限公司也就那曲安多光热+风光电一体化项目规划及首期光热发电项目(100MW)预可行性研究。甘肃省在建太阳能“光热+”项目(国家太阳能光热产业技术创新战略联盟汇总制表)项目名称建设企业项目简介工程建设情况金塔中光太阳能“10 万千瓦光热+60万千瓦光伏”项目金塔中光太阳能发电有限公司项目总装机规模 70 万千瓦，采用“光热+”配置模式，包括光热 10 万千瓦，光伏 60 万千瓦，吸热器中心标高 220米，混凝土塔高 195 米，设计年发电量13.7 亿 kWh，其中光热采用塔式熔盐技术，配置 9 小时熔盐储能系统。项目于 2022 年 3 月 25 日开工建设，计划于 2023 年底实现全容量并网发电。2022 年 3 月 25 日正式启动场平工程。目前吸热塔、电控楼和空冷系统框架已结顶，储罐基础施工已基本完成。预计 2023 年上半年完成所有土建工程，下半年完成