随着我国新型能源体系、新型电力系统加快建设，兼具调峰电源和储能双重功能的太阳能热发电行业迎来了新发展机遇。1月18日发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书2023》(以下简称《蓝皮书》)显示，截至2023年底，我国兆瓦级规模以上光热发电机组累计装机容量588MW(兆瓦)，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比7.8%。
据悉，《蓝皮书》由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟(以下简称国家太阳能光热联盟)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。
国家太阳能光热联盟专家委员会主任委员、中国科学院院士何雅玲说，太阳能热发电前端采用聚光吸热装置，后端采用同步发电机组，并配置二元硝酸熔盐等储热系统，可连续稳定发电，是电网友好型电源，还具备在部分区域成为调峰和基础性电源的潜力。《蓝皮书》不仅对我国现阶段热发电行业发展情况进行全面梳理，并通过广泛调研，分析了行业发展面临挑战，有针对性地提出了建议。
《蓝皮书》显示，目前我国共有11座光热电站并网发电，其中最大、最小装机规模分别为100、10MW。根据聚光形式不同，在我国并网光热电站中，熔盐塔式(简称塔式)占比约64.9%，导热油槽式(简称槽式)约26.3%，熔盐线性菲涅尔式(简称线菲式)约8.8%。截至2023年12月31日，我国在建和拟建(列入政府名单)光热发电项目约43个，总装机容量48MW。
我国并网光热电站(左)和全球(右)累计光热发电装机的技术类型占比
《蓝皮书》分享了国家太阳能光热联盟《熔盐储能光热发电与光伏+其他新型储能系统技术经济性对比》共性技术课题研究成果。光热发电正处于规模化发展和技术快速进步阶段，随着规模化成本降低和发电效率提高，熔盐储能光热发电度电成本将进一步下降。预计到2025年塔式光热电站度电成本将下降至0.61元，2027年降低至约0.53元;槽式光热发电技术，依托“大槽集热+导热油传热+熔盐储热”技术方案，度电成本可下降至约0.61元，通过“超大槽集热+熔盐传热及储热”技术方案，电站装机容量可扩大至2×300MW或更大规模，度电成本预计2030年之前可降至0.4-0.5元;菲式光热发电技术，预计至2025年，单机规模300MW以上电站的度电成本可达0.6元以内，项目经济性将显著提高。
《蓝皮书》建议，相关部门应不断总结现有商业化光热电站经验，进行技术创新，降低成本;开展光热发电前沿技术示范，持续深化基础研究;推进以太阳能为主的多能互补低碳发电技术示范，对多种新型储能发电项目进行集中示范等。
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