我国太阳能热发电行业发展综述2024.docx

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1、我国太阳能热发电行业发展综述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要求，充分认识光热发电规模化发展的重要意义，积极开展光热规模化发展研究工作，尽快落地一批光热发电项目，提高光热发电项目技术水平。该政策为光热发电行业加速发展进一步锚定方向。太阳能热发电是绿色低碳的电网友好型电源，兼具调峰电源和储能的双重功能，可以实现用新能源调节、支撑新能源，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，为加快建设新型能源体系揖崛技撑。一、太阳能热发电市场发展情况(一)全球太阳能热发电装机容量

2、达7550兆瓦中国太阳能热发电行业蓝皮书2023数据显示，2023年，全球太阳能热发电新增装机500兆瓦。截至2023年底，全球太阳能热发电累计装机容量达7550兆瓦(含美国上世纪80年代建设、目前已退役的8座槽式电站，总装机容量274兆瓦)。2023年，海外市场新增3座并网太阳能热电站，总装机容量500兆瓦，均为上海电气联合体总承包建设的迪拜950兆瓦太阳能光热光伏混合项目(NOORENERGY1)的组成部分。该项目由250兆瓦光伏发电机组和700兆瓦太阳能热发电机组组成,其中太阳能热发电机组包括1座100兆瓦塔式和3座200兆瓦槽式电站,槽式1号太阳能热机组于2022年11月29日并网发电

3、，其他3座均为2023年并网投运。2023年，国内太阳能热发电市场无新增机组并网投运。截至2023年底,我国兆瓦级规模以上太阳能热发电机组累计装机容量为588兆瓦。其中，并网太阳能热发电机组容量570兆瓦，包括11座太阳能热电站，最大装机规模100兆瓦，最小装机规模10兆瓦。7005885886533820122013201420152016201720U20192020202120222023图1我国太阳能热发电装机规模发展趋势数据来源：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟伴随着我国以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设加快推进，近年来，作为落实市场化并网条件的配套选择之一，我国太

4、阳能热发电行业发展不断加速。尤其是在2023年,我国在国家第一、二批大型风电光伏基地建设项目等配储太阳能热发电项目基础上，又将12个太阳能热发电新建项目列入政府名单，预计新增装机容量1350兆瓦。截至2023年底,我国各省和自治区在建和拟建（列入政府名单）的太阳能热发电项目超40个，总装机容量约4800兆瓦，预计最晚将于2025年完成建设,其中约有1200兆瓦预计将于2024年建成。序号项目名称奘机容I哈密一立庆士别川千伏特高瓜直海输电工位纪会新能源电源2凫瓦华般A拉转后损风先执他一体化日30万千比大两H热发电耳日34mXJl3合盛电会（廓）有限公司吐*市募*具5万千瓦电伏,大FBit热TMt

5、目250%JC4中国右油吐哈油国邱务东Ioo万千瓦.风光然储”一体化熔合版过耳目IO(HtjI5中广杭甘拿工门7。万千瓦光伏+太阳能热+风电制氮示范,HHIooltJl6甘肃阿tW5花兄高温熔雄橹大太阳能热发电4日oJC7&川2Q隼保障性畀同新能源鹰H（共5个）350%瓦表12023年我国拟列入政府名单的新增拟建太阳能热发电项目清单数据来源：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟与此同时，当前，伴随运行经验的持续积累和运行水平的逐步提升，我国已投运太阳能热电站的运行性能不断提高并相继进入稳定发电期，保障发电量实现大幅提升。（二）太阳能热发电当前主流技术路线截至2023年底，在全球市场上（主要包括西

6、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、意大利以及中国等国家和地区），全球太阳能热发电累计装机容量中导热油槽式（以下简称槽式）占比约75.5%,熔盐塔式（以下简称塔式）约20.9%,熔盐线性菲涅尔式（以下简称线菲式）约3.6%。而我国太阳能热发电市场，与全球市场上以槽式占据主要市场份额的发展路线存在一定差异。据不完全统计，截至2023年，我国并网的太阳能热电站中,塔式占比约64.9%,槽式约26.3%,线菲式约&8%。同时，在我国兆瓦级规模以上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%。今A班耨布(Wi)图22023年

7、国内外主流技术类型市场份额数据来源：国家太阳能光能热产业技术创新战略联盟（三）我国太阳能热发电相关配套企业数量大幅增长我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方面的研究。经过十几年的发展,尤其是国家能源局首批太阳能热发电示范项目建设的启动，推动我国太阳能热发电产业配套能力显著增强。据不完全统计,截至2023年,我国太阳能热发电工程相关配套企业数量已近600家。其中，集热系统相关产品和设备供应商约245家，技术路线涉及塔式、槽式、线菲式，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、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

8、热油泵、热镀锌、太阳辐照测量、反射镜生产线及检测等。储热系统相关产品和设备供应商约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、化盐3略、加热炉、电加热器、电伴热等。在关键材料和产品产能方面，2023年,相关企业在原有产能基础上通过延长自身产业链或新建生产线，推动太阳能热发电行业供应支撑能力实现进一步提升。例如，在熔盐材料方面，云图控股于2023年5月成立了湖北云图熔盐科技有限公司，将其作为旗下专业的熔盐产品研发、营销及服务平台。2023年9月，青海盐湖沃锦储热技术有限公司成立，通过股权投资盘活盐湖资产复工复产青海盐湖原40万吨熔盐项目，显著提升太阳能热电站用熔盐产能保障能

9、力，助力熔盐储能成本下降。在太阳能的光热发电超白玻璃及制镜方面，甘肃凯盛大明光能科技有限公司结合玉门当地优质的低铁石英砂矿产资源，新建一条600吨/天全氧太阳能热超白浮法玻璃线，从原材料到深加工形成重要闭环，为反射镜降低成本奠定基础。2023年10月，内蒙古百川光热科技有限公司引进西班牙瑞欧格拉斯太阳能控股公司（RioglassSolar）在华子公司瑞环的钢化槽式镜生产线全套工艺设备、辅助设备及Rioglass钢化技术，并新增一条平面镜生产线，实现新增高精度太阳能聚光镜产能IoOO万平方米/年。在塔式太阳能热电站吸热器关键管材方面，武汉金牛不锈钢管道科技有限公司于2023年选用国内外大型知名企

10、业钢带为原材料引进了世界先进数控激光焊接生产线及相关检测装备，银基合金吸热管年产能增加1500吨。二、太阳能热发电项目成本下降路径分析（一）太阳能热发电项目的投资经济性受多重因素影响发电项目的投资经济性与电价密切相关。在平价上网及国家以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快推进大型风光基地建设的新形势下，太阳能热发电项目更多采用风光一体化项目的形式开展建设，其系统配置会在满足装机规模、储能时长、系统设备安全性等要求的前提下适度压减初始投资。与国家第一批太阳能热发电示范项目相比，目前，大多数太阳能热+新能源电站项目均配备了大容量的电加热器，用于吸纳光伏和风电的弃电，而太阳能热电站在电力系统中的功能由此前

11、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8小时左右；同时，聚光系统规模比第一批示范项目有所减少，等效年利用小飕相对较低。通过对比国家首批太阳能热发电示范项目中玉门某100兆瓦塔式电站和当前吐鲁番太阳能热+新能源项目中100兆瓦太阳能热部分的工程造价（可研）发现，当镜场面积从140万平方米减少为约65.6万平方米，镜场、三大主机、熔盐罐等主要设备价格均会出现较大幅度降低。其中，熔盐介质的单价相较于首批示范工程增幅约1倍;100兆瓦塔式太阳能热电站单位造价会由29770元/千瓦下降至16209元/千瓦,下降幅度约45.6%。需要注意的是，熔盐储能太阳能热电站的投资与所在地区的

12、光资源、气象条件，以及所在省份的相关政策（包括太阳能热发电项目的储能时长、太阳能热与新能源的配比要求、上网电价等）密切相关。随着太阳能热电站的功能定位发生变化，太阳能热电站的年发电小时数和设备利用率出现明显降低,也导致设备投资的分摊成本提高，为太阳能热电站度电成本的下行增添更多阻力。（二）不同技术路线的成本下降路径太阳能热电站的成本构成不仅包含电站的初始投资，也包括电站整个生命周期内的支持成本，还与电站建造成本、运营维护成本、年发电量、财务成本、税金等因素有关。经研究发现，火电、水电、光伏、风电的年等效利用小时数（即发电设备全年发电量与该发电设备的额定功率之比值）是基本固定的，因此一般通过单位

13、千瓦投资水平即可反映电站的经济性。而太阳能热电站的单位千瓦投资和年等效利用小时数都会随着储能时长增加而增大，虽然单位千瓦投资的增大会增加初始投资，但由于年等效利用小时数也在增加，最终电站的度电成本反而会出现下降。因此，采用全寿命周期内的度电成本（指电站全寿命周期内满足一定资本金收益率条件下能够保证收支平衡的最低上网电价）作为评价标准，才能更合理地体现太阳能热电站的经济性。1.塔式太阳能融术可胜技术以青海省德令哈市作为项目地,以塔式太阳能热发电技术、每10万千瓦装机规模配置80万平方米镜场采光面积、储热时长10小时为基础，对三种不同装机容量的塔式电站方案进行了经济性分析，并按照6.5%的统一资本

14、金内部收益率，对三种方案的度电成本进行比对。项目（单位）方案一方案二方案三装机现幔（兆瓦）1002oo300配直曼型单塔单机单塔单机塔一机汽枪机定依率45.49%45.R9%46.341%总反射面枳（万手才来）HnIal240吸热B中心林高（求）220250230吸热U定功率（MWr）416780600X2罐热”间（小时）1010io熔敷总量（吨）221254464667376导&投专（七）16546327742H410578单位千瓦静态投青（千瓦）16546.31387L4136K5.9年发电量（亿千几时）2.334.556.98上网电量（亿千瓦时）2194.246.56鸟蛾厂用电阜3.46

15、%321%3.3货仄金内部收&率（IKR）6.9%6.5%6.S%度电成本（元/千瓦时）(I.84K7073690.6981表2不同规模塔式太阳能热电站配置方案及经济性对比数据来源：中国太阳能热发电行业蓝皮书2023测算结果显示，在上述边界条件下,太阳能热电站装机规模由100兆瓦增加至200兆瓦时，电站单位千瓦投资下降明显；但装机规模由200兆瓦上升到300兆瓦时,电站单位千瓦投资下降不明显。导致下降曲线出现差异的原因，主要来自于电站是否通过双塔一机配置来增加吸热系统部分的单位投资，以及是否增设了两塔间的并盐管道投资。采用双塔一机配置、装机容量300兆瓦的塔式太阳能热电站度电成本约06981元/千瓦时，伴随单机规模的扩大，汽轮机额定效率提高，厂用电率下降，电站的上网电量出现显著的提升，电站的度电成本下降明显。相比于100兆瓦规模电站，这一方案下的300兆瓦规模电站度电成本下降幅度约17.7%。基于业内企业开展的多项相关实验及我国太阳能热电站的实际运行数据，推动塔式太阳能热电站度电成本下行主要可通过规模化及运维水平优化、技术水平提升等三个途径来实现。