2025中国太阳能热发电行业蓝皮书

“1”，获《7500份全行业经济分析报告》

回复“2”，获《智能化弱电专业资料集6.25G》

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第一章：行业发展概况

2025年，中国太阳能热发电行业实现跨越式增长，累计装机容量达1738.2MW，同比增长107%，占全球总装机量的近20%。新增并网电站9座，总容量900MW，主要分布在甘肃（621MW）、青海（510MW）和新疆（450MW），成为全球增长引擎。全球累计装机达8800.2MW，同比增长11.4%，但国外市场增长停滞，中国成为核心驱动力。行业项目储备充足，在建项目25个（总容量3000MW），待建及规划项目31个（总容量4050MW），目标2030年装机规模达15000MW。技术路线上，塔式聚光技术主导国内市场，占比70.82%，远超全球槽式主流（79.97%），凸显热电转换效率优势。

第二章：技术创新与示范项目

技术路线以熔融盐塔式为主，商业化成熟度高，辅以槽式和线性菲涅尔式；前沿创新包括超临界二氧化碳系统，中科院已实现200kW级发电，吸热温度达700℃。示范项目表现亮眼：首航高科敦煌100MW塔式电站年发电量2.4482亿kWh，中船新能乌拉特中旗100MW槽式电站年发电量3.01亿kWh，均创历史新高。创新技术如“四塔一机”集成（德令哈350MW项目）推动效率提升，热电转换率优化至行业领先水平。产学研联动加速，13项国家重点研发计划聚焦聚光、储热等“卡脖子”环节，企业自主创新力增强。

第三章：经济性分析

当前度电成本约0.6–0.75元/kWh，较首批示范项目下降60%，但仍高于光伏风电。降本路径清晰：规模效应（大基地项目驱动）、技术迭代（如14米超大槽设计）、政策补偿（容量电价机制）和产业链成熟（反射镜、熔盐泵国产化）。案例显示，350MW级项目通过优化可将成本降至0.45元/kWh，接近煤电平价。经济性提升依赖绿证交易和CCER（温室气体自愿减排）市场，2025年光热发电CCER成交量106.92万吨，成交均价81.58元/吨，提供额外收益流。

第四章：政策支持与定位

政策环境显著优化：2025年《中华人民共和国能源法》首次将“积极发展光热发电”写入法律，奠定行业根基。同年12月，《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》明确其“调峰电源+长时储能”双功能定位，支持其作为新能源替代传统能源的核心手段。三大应用场景包括沙戈荒大基地配套、调节型独立电站和源网荷储一体化系统。地方层面，甘肃、青海等省建立容量补偿机制，推动市场化交易，增强项目可行性。

第五章：产业链发展

产业链形成五大板块：材料、设备、生产设备、集成与检测，国内相关企业超66万家。关键环节国产化率高：平面反射镜年产能可支撑5300MW电站建设，熔融盐等核心材料实现自给。技术验证平台（如龙腾光热熔盐槽式系统）运行稳定，推动槽式技术降本提质。供应链韧性增强，但高精度聚光镜和高温储热材料仍依赖进口，需持续创新。

第六章：碳减排贡献

光热发电碳足迹因子仅0.0312kgCO₂e/kWh，低于光伏（0.048kg），位居主要发电类型第三位。2025年CCER交易中，光热项目减排量超50万吨（如首航敦煌项目），成交额0.87亿元，凸显绿色收益。环境效益显著：电站调峰速率达10%/min，连续运行最长230天，年等效满发小时数3300小时，支撑电网稳定性。

第七章：挑战与发展建议

挑战：度电成本偏高；技术复杂度导致运维难度大；电价机制未健全；“重建设轻运行”倾向影响长期效能。

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