一、太阳能热发电的发展机遇和定位

1.1 新型电力系统的需求和挑战

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议首次明确提出"构建以新能源为主体的新型电力系统"。这意味着随机波动性强的风电和光伏将成为未来电力系统的主体，而光热发电凭借可储热、可调峰的独特优势，在新型电力系统中承担着不可或缺的稳定电源角色。

据预测，在"双碳"目标下，2060年我国一次能源消费总量将达到46亿吨标煤，其中非化石能源占比将达到80%以上，风、光成为主要能源，且主要转换成电能进行利用；2060年电力占终端能源消费比例将达到79%~92%。

1.2 光热发电的三大核心价值

2021版蓝皮书首次系统阐述了光热发电在新型电力系统中的三重价值定位：

1. 储热连续发电调节能力强。西班牙Gemasolar电站（15h储热、20MW）实现连续36天全天候运行；我国中广核德令哈连续运行32天（2021年最新数据107天），青海中控连续运行12天（292.7小时），首航敦煌连续运行9天（216小时）。清华大学研究显示，若在青海配置4GW光热，丰水期可连续30日全清洁能源供电。

2. 安全性高，适合大容量储能。熔盐储热是一种安全性较高的储热方式，自1982年美国SOLAR ONE以来，全球669万千瓦光热装机还未发生过类似锂电爆炸等安全事故。国内单机最大的首航高科塔式电站储电已达1.7GWh，全球达到1000GWh。

3. 储热系统可双向连接电网。光热电站具备转动惯量和电网同步机特性，既能发电也能作为同步调相机运行，为新型电力系统提供惯量支撑和电压支撑。

?深度解读：2021年是光热定位的转折之年2021年中央财经委第九次会议"构建以新能源为主体的新型电力系统"的定调，直接将光热从"补贴依赖型新兴产业"重新定义为"电力系统安全基础设施"。这一顶层设计变化的意义深远——它意味着光热的价值不再仅以度电成本衡量，而应纳入系统调峰价值、惯量支撑价值和长时储能价值的综合评估框架。

1.3 技术起步与里程碑

2013年7月，青海中控德令哈10MW塔式光热电站并网发电，研制了单台反射面积2平方米的智能定日镜，实现了规模化定日镜集群的整体聚光和集热。2014年9月，国家发改委核定其上网电价（含税）为每千瓦时1.2元，标志着中国光热技术向商业化运行迈出坚实步伐。

2016年8月，中控德令哈10MW电站将水/蒸汽传热介质改为熔盐后成功并网，8月21日实现满负荷发电，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。

图：熔盐储能塔式太阳能热发电系统示意图

二、太阳能热发电市场发展

2.1 我国装机容量与技术路线

截至2021年底，我国已建成太阳能热发电项目8座，累计装机约520MW。技术路线分布中，塔式技术路线占比约60%，槽式约28%，线性菲涅尔约12%。

图：我国太阳能热发电累计装机容量

图：我国已建成太阳能热发电项目中的装机技术类型

2.2 全球市场格局

2021年，全球新增光热装机110MW（智利CSP-PV混合项目），我国无新增并网。截至2021年底，全球光热累计装机约6800MW。

值得注意的是，2021年7~9月美国SEGS 3~8号槽式电站（总净容量230MW）退役。这些电站建于1986~1989年，运行寿命超过30年。SEGS电站是世界上运行时间最长的光热系统。

图：建于上世纪80年代的SEGS槽式电站实景图

表：SGES 1~9号槽式电站2003~2015年发电量情况

图：美国公共事业规模太阳能热发电站装机容量

图：美国公共事业规模太阳能热发电装机容量（详细）

全球装机技术路线占比：槽式约76%，塔式约20%，线菲约4%。我国塔式占比60%的格局与全球恰好相反。

图：2021年全球太阳能热发电累计装机容量

图：全球太阳能热发电装机容量发展情况（2014-2021）

图：全球主要国家和地区光热发电装机技术占比概况

2.3 2021年新增项目

2021年是我国光热项目"风光热储"一体化模式的元年。国家能源局明确储热型光热发电可作为落实并网条件的配套选择，与光伏、风电互补发展。多地启动了光热+风光一体化项目。

表：青海省太阳能光热+一体化项目

表：甘肃省/吉西基地光热+储能项目

表：我国太阳能热发电示范项目简况

?深度解读：2021年最大变化——从独立电站到风光热储一体化2021年国家能源局文件首次将储热型光热发电列入并网条件配套选择，这一政策创新解决了光热独立建设经济性不足的核心痛点。青海、甘肃、吉林、内蒙古等多地迅速启动一体化项目，标志着光热发展模式从"单打独斗"转向"与风光打捆"。这一转变在后续年份（2022-2024）持续深化，成为光热规模化发展的核心驱动力。

三、示范项目运行情况

2021版蓝皮书首次披露了8座示范电站的详细运行数据，展现了我国光热技术从投运初期到稳定运行的快速爬坡过程。

3.1 乌拉特电站：百兆瓦级调峰验证

内蒙古乌拉特100MW/1000MWh槽式光热储电站在2021年表现突出：

·• 截至10月累计发电约2.2亿kWh；

·• 单日最高发电量达212.8万kWh；

·• 实现利用储热系统24小时连续五天高负荷发电；

·• 机组最低负荷可达5MW（常规火电20%-40%），低负荷稳定运行参与调峰；

·• 机组升降负荷速率最高可达10MW/min（常规调峰电站2%-5%/min）。

图：兰州大成敦煌50MW太阳能光热电站集热场

图：乌拉特电站2021年4~10月发电量

图：乌拉特电站单日最高212.8万kWh运行曲线

图：电站24小时连续五天高负荷发电记录

图：机组最低负荷5MW参与调峰

图：机组升降负荷速率10MW/min

3.2 鲁能格尔木：多能互补验证

鲁能海西州多能互补国家示范项目总装机700MW（光伏200MW+风电400MW+光热50MW+储能50MW），是世界首个集风光热储调荷于一体的多能互补项目。2021年6月4日单日发电量109.62万kWh创历史最高，11月月度发电量达1067万kWh。

表：青海中控德令哈50MW电站2021年发电量数据

图：鲁能格尔木多能互补光热电站发电量情况

?深度解读：调峰能力是光热的核心竞争力乌拉特电站的运行数据清晰地证明了光热作为调峰电源的独特优势：5MW最低负荷（常规火电20%-40%）意味着更深的调峰深度；10MW/min爬坡速率（常规2%-5%/min）意味着更快的响应速度。这些数据为光热参与电力市场辅助服务提供了坚实的数据基础。

四、产业链情况

2021版蓝皮书首次系统梳理了我国光热发电产业链。在国家第一批光热示范项目中，设备材料国产化率超过90%；在青海中控德令哈50MW塔式项目中，国产化率已达95%以上。

4.1 产业链全景

图：我国太阳能热发电产业链主要环节及代表性企事业单位

表：我国太阳能热发电关键部件/材料生产线情况

4.2 关键设备供货情况

蓝皮书统计了8座已并网商业化光热电站的关键设备使用情况。需要特别说明的是，四项关键材料的国外供货均发生在中广核德令哈项目中，该项目采用了1.5亿美元亚洲开发银行低息贷款，面向全球招标。后续项目国产化率大幅提高。

图：示范项目关键部件材料国内外供货比例

表：我国8座商业化光热电站关键设备使用情况

图：艾杰旭特种玻璃近6年太阳能超白玻璃销售情况

图：北京天瑞星公司近三年槽式吸热管销售情况

?深度解读：从60%到95%的国产化跨越从首批示范项目（中广核德令哈，因ADB贷款要求面向全球招标）约60%的国产化率，到中控德令哈50MW项目的95%以上国产化率，我国光热装备产业链在短短几年间实现了质的飞跃。艾杰旭（大连）太阳能超白玻璃年产能700吨/天，已达2GW级供货能力，累计供货超过1GW（国内556MW+国外473MW），说明中国光热装备已具备出口竞争力。

五、技术研发项目情况

2021年，多项国家重点研发计划项目持续推进，涵盖前沿方向：

特别值得关注的是第四代光热技术方向——以颗粒为吸热介质、超临界CO₂为发电工质，具有稳定性高、设备体积小、造价低廉以及效率高的优势。中科院电工所和清华大学联合研制的sCO₂换热器研究指标已达到世界先进水平。

六、投资成本分析

6.1 塔式电站投资构成

7小时储热50MW塔式光热电站：太阳岛成本占比最大，其中定日镜约占太阳岛成本的75%，镜场控制系统占10%，吸热器占6%，吸热塔占9%。

图：7小时储热50MW塔式太阳光热电站投资组成

图：聚光吸热储热子系统中原材料的成本构成比例

图：12小时储热100MW塔式太阳能光热电站投资组成

6.2 定日镜成本分析

定日镜场成本约占整个塔式电站投资成本的40%~50%。单台定日镜中，传动装置和反射镜单元占比较大（约50%-60%）。

表：定日镜成本构成

图：Andasol 1号槽式太阳能热发电站系统流程图

6.3 槽式电站投资参考

图：全球首座7.5小时储热50MW槽式电站投资成本构成

表：Andasol 1号50MW槽式光热电站主要参数

图：我国内蒙古4小时储热50MW导热油槽式电站投资组成

6.4 储热时长与度电成本

电站装机容量、储能时长和镜场面积与经济性密切相关。增加储能时长需要增加聚光场面积，一次投资成本增加，但发电量提高、度电成本下降。根据DLR研究，储能超过15小时后度电成本将呈上升趋势。

图：我国10小时储热100MW导热油槽式电站投资组成

图：太阳能热发电储能时长与电力成本的关系

七、全生命周期碳排放

西班牙莱里达大学联合Abengoa公司对110MW塔式电站进行了全生命周期评估（LCA），对比了带储热和不带储热两种方案的环境影响。

表：全生命周期评估的塔式太阳能热发电站特征

图：带（左）和不带（右）储能系统的塔式光热电站设备配置

表：110MW塔式电站制造清单中使用的材料和重量

表：两座被分析塔式电站运行中的水电消费量

图：IPCC方法——每千瓦时净发电量GW20a指标

?深度解读：储热的环境价值被低估LCA研究揭示了一个常被忽视的事实：带储热的光热电站不仅比不带储热的碳排放更低（9.8 vs 31 gCO₂e/kWh），且运营阶段的环境影响差异是关键因素。这意味着储热系统不仅具有经济价值（调峰收益），还具有环境价值（降低碳排放）。硝酸盐制造环节是储热系统环境影响的主要来源，未来优化盐的来源（如使用天然矿盐而非合成产品）可进一步降低20%的影响。

八、面临的挑战及对策

8.1 降本路径

降低投资和运维成本是光热产业发展的核心挑战。蓝皮书提出了分设备的降本路径：

表：太阳能热发电设备购置部分成本下降途径

根据国际经验，技术进步贡献率约42%，规模化贡献率约37%，批量生产贡献率约21%。在理想情况下，规模化发展带来的总投资下降可达18.42%~27.56%。西班牙PS10（10MW）和PS20（20MW）塔式电站的对比分析也证实：同样技术条件下，机组容量越大，单位千瓦投资成本和年运行费用越低。

8.2 效率提升

太阳能热发电站年效率是一年中发电量与投射至聚光场采光面积上太阳法向直射辐照量之比，反映电站技术水平的先进程度。光-热-功转化过程涉及聚光、传热和热功转换三大环节。

图：熔融盐传热介质太阳能热发电站系统示意图

图：典型太阳能热发电系统各环节效率及能量损失情况

表：工程角度建议的熔盐塔式技术优化项

通过定日镜清洁、云预测、镜面工艺、截断效率优化、吸热器涂层改进、汽轮机效率提升、全场优化运营、光伏替代厂用电等手段，光电转换效率可提升12%-27%。

8.3 八大发展建议

1.1. 电站集成：建立光热电站设计和运行规范，总结行业和国家标准；

2.2. 高温集热储热换热：研究低成本储热材料和固有安全性熔盐系统设计方法；

3.3. 聚光器：减少溢出损失，提高聚光比，改进可靠性和经济性；

4.4. 吸热器：开发高效、长寿命、耐高温腐蚀的新型吸热器；

5.5. 发电动力系统：推进sCO₂布雷顿循环等高效发电技术；

6.6. 新型储热技术：探索相变储热、热化学储热等新型储能方式；

7.7. 控制与运维：发展智能镜场控制、故障诊断和预测性维护技术；

8.8. 标准体系建设：加快编制和完善光热发电相关标准。

九、2021年政策环境

2021年是"十四五"开局之年，多项政策首次明确支持光热发电发展：

表：我国2021年发布的太阳能热发电相关政策清单

核心政策节点包括：

·① 《2021年能源工作指导意见》："推动有条件的光热示范项目尽早建成并网"；

·② 《关于2021年风电光伏开发建设有关事项的通知》：储热型光热可作为并网条件；

·③ 《2030年前碳达峰行动方案》："积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏、风电合理调峰机制"；

·④ 习近平主席在COP15宣布："在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风光电基地"。

9.1 国际研发动态

2021年，美国能源部（DOE）宣布未来十年将太阳能成本削减60%，投入近1.28亿美元资金。SETO办公室宣布了40个项目共近4000万美元。

表：美国能源部2021财年支持的太阳能研究项目概览

表：美国能源部2021财年资助的太阳能热发电相关项目清单

结语

2021版蓝皮书的核心信号可以用一句话概括：光热发电的定位发生了根本性转变——从"补贴依赖型新兴产业"变为"新型电力系统不可或缺的稳定电源"。

这一转变体现在三个层面：政策层面，"风光热储一体化"被正式纳入国家能源发展框架；技术层面，8座示范电站全面验证了光热作为调峰电源的技术可行性——中广核连续107天、中控连续292.7小时、乌拉特24小时连续5天高负荷发电；经济层面，18.42%-27.56%的规模化降本路径清晰可见。

2021年是美国SEGS系列槽式电站退役的年份，也是中国光热发展模式转型的元年。一个时代的结束，往往标志着另一个时代的开始。