1月31日，《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》（以下简称：《蓝皮书》）对外发布。《蓝皮书》由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟（简称：国家太阳能光热联盟）、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联合编制，经国家太阳能光热联盟专家委员会审核后由主任委员、中国科学院院士何雅玲批准发布。
2025年1月1日实施的《中华人民共和国能源法》明确，“积极发展光热发电”，让光热发电发展有了根本支撑。2024年度《蓝皮书》分析中国目前太阳能热发电所面临的挑战和壁垒，针对太阳能热发电行业发展中的难点、痛点，有针对性地提出了一系列发展建议。现摘录如下，以供参考。
一、光热发电行业面临的挑战
太阳能热发电产业发展面临的挑战主要包括：
1. 产业快速发展，成本快速下降，但与光伏风电比依然较高
为推动我国太阳能热发电技术产业化发展，形成国内光热设备制造产业链，培育系统集成商，2016年9月，国家能源局组织实施了一批光热发电示范项目建设，发改委核定标杆电价为1.15元/kWh（和2011年的光伏电价相同，当时国内光伏装机已达到3GW）。通过示范项目的建设，我国完全掌握了光热发电系统的聚光、吸热、储换热等核心技术，以及适应我国高海拔、高寒地区环境的光热电站设计集成、建设与运营技术，并拥有完整的知识产权，从业企事业单位数量和产品供应能力实现较大增长，为后续光热发电进一步发展奠定了坚实基础。
国家发展改革委在《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》中提出：2019年以后国家 将根据太阳能热发电产业发展状况、发电成本降低情况，适时完善太阳能热发电价格政策，逐步降 低新建太阳能热发电价格水平。然而，财政部2020年1月发布《关于促进非水可再生能源发电健 康发展的若干意见》提出：新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围 。国家发展改革委《关于2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833 号）规定：2021年起，新核准（备案）光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置 方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
截至2024年底，我国并网运行的光热发电机组容量约90万千瓦，总装机少；光热发电处于发展初期，度电成本仍较高，并不具备同经历了数十年补贴发展的风电、光伏平价的条件。此外，光热发电的电力品质尚未受到重视，对于促进新能源消纳的价值没有被科学评估及在价格中体现。
2. 产业链配套齐全，但电站项目少，拉动强度不足
我国光热发电技术起步晚于国外，最早的商业化光热电站始建于上世纪80年代（美国），欧洲于 2007 年投运了第一座商业化储热型光热电站 。我国首座 50MW及以上光热示范电站于2018年投运。光热发电涉及热力学、传热学、光学、材料学、自动化控制等多个学科，系统较为复杂。通过示范项目的建设， 我国光热发电整体技术能力基本与国外第二代商业化电站技术齐平，部分电站的设计、建设和运维水平已处于国际领先水平。然而，由于光热发电项目初投资高，在没有国家电价政策和补贴的情况下，光热电站投资积极性不足，市场技术迭代机会欠缺，相关设计、施工、设备等未能有机会实现标准化、集约化，产业规模效应尚未释放，导致度电成本仍较高，阻碍了快速迈向大规模发展。同时，新能源+储能过网型技术逐步成熟、由电动车发展带动起来的庞大的电池储能技术成本不断下降，如何快速实现降本增效是行业发展面临的巨大挑战。
3. 光热调峰启动，但机组容量小，不足以体现光热的价值
光热发电是具有灵活调节和系统支撑能力的可再生能源发电技术，是唯一具有替代煤电潜力的新能源技术。然而，首批示范项目是为了验证光热发电技术路线的可行性；当前风光大基地项目中，光热发电的装机容量及系统配置受制于平价上网的投资经济性，功能定位为“调峰电源”，整体装机容量比重较低（与风光配比为1:6或1:9），不足以发挥对电网系统的支撑作用。此外，光热发电对构建以新能源为主体的新型电力系统的价值，包括提高电网的稳定性、提高风电和光伏的安装量等， 尚未有定量的数据和价格体现。
二、太阳能热发电产业发展目标
《中华人民共和国能源法》中写明“积极发展光热发电”，太阳能热发电产业发展目标为作为基础负荷和调峰电源，作为电力核心与风光结合替代火电。
总目标，2030年形成替代火电的能力。
1）利用目前的太阳能集热技术，通过模块化聚光场，可形成单机或多机GW级太阳能热发电站；
2）利用目前的太阳能集热技术，与风光结合建立一体化电站，可在2030年实现具备替代火电的能力，加10%容量的补然后可实现完全替代火电；
3）在“十五五”末期，太阳能热发电电价0.39元/kWh，通过降低聚光器成本和提高热力循环参数等技术进步；
4）到“十六五”前期，太阳能热发电电价达到0.35元/kWh，实现5万kW级超临界二氧化碳太阳能布莱顿循环热发电技术以及100万kW级容量太阳能超临界朗肯循环。
三、太阳能热发电发展政策建议
1. 研究制定“去补贴 - 市场化发展”过渡期间的光热发电两部制电价和容量电价
光热发电初投资较大，目前在风光大基地中，光热发电的角色被定为“调节性电源”，与风电、 光伏一体化发展，运行策略为中午太阳能资源较好时，为光伏让路，只在早晚高峰顶峰发电，年运行小时数从4000小时左右下降至2000小时甚至更低。建议在新能源基地中，率先开展上网电价形成机制的市场化改革，研究出台光热发电机组的两部制电价，结合全国典型光热发电机组的投资成本，明确了光热机组容量电价的适用范围和国家补偿标准，为光热发电投资提供一定程度稳定的预期和收入来源，充分体现光热发电对电力系统的支撑调节价值，从而提高新能源基地新能源电力比重。
发电机组容量电价的基础上，耦合电能量价值（电力中长期或现货市场）或调节价值（辅助服务）以及环境价值（CCER、绿电、绿证）的货币化实现，提高光热发电项目投资的积极性，确保光热发电行业持续健康运行，在逐步去煤炭化的“双碳”战略背景下，促进更大规模的新能源消纳。未来随着电力市场建设和顶层设计的不断完善，光热发电将最终通过市场化确定价格而非政府定价，不断提升自己在电能量市场中的竞争优势，适应光热发电在现阶段的系统调节性以及未来基础保障性电源转型需要，从而确保电力系统发电容量的长期充裕性。
2. 开展太阳能热发电对电网区域支撑能力的研究
光热发电技术是集太阳能热转换发电、大规模储热和电网同步机特性于一身的可再生能源发电方式。光热发电具有同步机特性，可为电力系统提供转动惯量、 一次调频等支撑，且相较于常规火电机组拥有更好的调节特性，具有爬坡速率快、启停时间短等优势；光热电站通常配备大容量储热系统，可实现功率平稳输出和灵活调节。
受制于平价上网条件下的投资经济性，新能源大基地项目中光热发电与光伏的容量配置比例极 低，这些项目建成后对提升电网稳定性和可靠性的作用尚不明确。如此低的配置和容量恐将“杯水车薪”， 无法保证新能源大基地的电力品质和外送要求。建议尽快开展光热发电机组对电网支撑能 力的研究。
依据大基地千万千瓦级规模的直流送出特点以及西部地区的电网特征，结合用户侧需求，立足于对外输送100%的新能源电力建设新能源基地，从参与电力系统调峰、调频，进行电网运行控制策略的优化研究，结合不同储能（光热发电、电化学储能、抽水蓄能等）技术特点、响应特性、技术经济性等研究，分析研究提升大基地外送消纳能力的合理配置与优化控制，以项目数据验证光热 发电的实际调节作用和系统支撑能力。此外，在规划阶段，在光热资源条件允许的地方，建议充分考虑光热发电的灵活调节能力和支撑能力，合理规划、充分协调风电、光伏发电与光热发电等灵活性资源，根据新能源的资源特性与运行特性，优化光热电站发电容量和储热容量，促进新能源消纳，支撑新型电力系统安全稳定运行。
3. 开展光热发电前沿技术示范，持续深化基础研究
技术创新是促进行业持续发展的源泉，建议加紧部署前沿颠覆性技术研究，支持光热发电新技术研发和新技术示范工程。建议开展低成本聚光方式的基础研究，从太阳形状、太阳辐射的能量性质，光学曲面的自适应调控方法，高密度聚集光能对物质表面微观结构的影响，太阳能到化学能转化存储及反应器研究，太阳能超临界水蒸气发电等基础研究内容。在“十三五”太阳能超临界二氧化 碳发电基础研究项目基础上，进行 20~50MWe级高温超临界二氧化碳太阳能热发电示范研究；采用绿色传热储热介质的太阳能热发电站以及50MW级太阳能热化学燃气电站等前沿技术研发和示范。同时开展基于热力学第二定律效率的能量转换方式研究、太阳能聚光与高温氢燃料电池系统耦合发电技术等前沿理论研究。
4. 不断总结现有商业化光热电站的经验，进行技术创新，降低成本
截至2024年12月31日，我国已经在不同地点建成了约550MW不同类型的独立太阳能热发电站，2021年又启动了吉林白城和格尔木共计500MW与光伏风电互补型的太阳能热发电站，2023和2024年国家又组织了相应的项目。有关部委应组织科研和产业化力量，打破企业界限，对这些电站的技术进行跟踪总结，结合实际运行挖掘其中的科学技术问题，在此基础上集中力量攻克关键技术，形成完整产业链和系统集成能力，优化产品结构，这对太阳能热发电的技术进步将起到重要作用，这也是国家设立示范项目的初衷。建议组织专门第三方技术力量， 总结示范项目经验，测试评价在运国家光热发电示范电站。建议对光热示范电站核心设备、子系统和全系统以及辅机设备的性能参数进行测试，形成详细的测试科研报告；并基于数据梳理经验教训，得出设备设计方法、运行操作规范、系统设计规范和事故处理大纲。
由于在今后与光伏及风电打捆的太阳能光热电站需频繁启停及大幅度变负荷运行，吸热器、储热、换热以及汽轮机热应力问题突出，频繁启停造成的疲劳问题和安全问题不容忽视。需要研究并进一步提高材料和设备的安全性和可靠性，建议对太阳能专用蒸汽透平、千兆瓦级吸热器、熔融盐罐体、大容量蒸汽发生器等进行研究。开展大开口、轻量化、高拦截率的槽式集热器支架及其配套反射镜、集热管产品的研发与工程实证。
低成本光伏电力加热熔盐的技术对太阳能热发电的集热场造成巨大冲击。太阳能热发电系统中，太阳能聚光成本占比最高。一方面要与现有商业化光热电站结合，开发全天候聚光器和镜场误差检 测校准及控制系统，提高聚光器动态准确度，减少集热系统溢出损失。另一方面，需要采用新的聚光方式，降低余弦损失和截断损失，提高太阳能聚光场的年均光学效率，用更小的光场提供能量输出，从而从根本上降低聚光场成本。
开发宽温域高温、高稳定性光 / 热转化材料、高温合金、高温长寿命、高能量密度、低成本“充 / 储 / 放热”材料，柔性反光材料，高温600℃以上的集热管用透明气凝胶材料等，促进光热发电高参数化，进一步提高效率。
5. 尽快实施100万kW级大容量光热发电示范项目
推动GW级大容量、低成本光热发电项目的应用，电站的发电量是影响电站经济性的一个重要因素。光热发电商业化电站均采用汽轮发电机组发电，其他条件不变的情况下，汽轮机热电效率的高低直接影响发电量的多少，而汽轮机的装机规模和设计参数则对其效率具有重要影响，较大的装机规模可以降低单位能量输出的热损失，进而提高整体效率，因此大型汽轮机通常能实现更高的热效率；此外，随着机组规模的扩大，发电系统的单位千瓦的投资以及运维成本会降低，电站经济性进一步提升。建议尽快实施光热单机规模大、容量比例高的“光热 +”一体化大基地示范项目，总结高比例“光热+”大基地项目的发电以及调峰特性，将太阳能热发电站规模推广到100万kW级，助力以可再生能源为主体的新型电力系统发展。
6. 质量保证—建立质量检测标准体系
我国相关检测测量设备主要为进口设备。建议重点开展高能流率度测量系统、生产线和现场的聚光器误差测量仪器、槽式集热器聚光误差测试仪器、高温熔盐以及颗粒流量计等仪器仪表的研制和工程应用。加强光热发电检测技术体系化和标准化建设，支撑和匹配产业的发展需求，特别是在光热电站设计、验收标准的规范化、合理化等方面统筹开展标准工作。提高高精度检测测量设备研制和工程应用，建议开展高能流密度测量系统、生产线和现场的聚光器误差测量仪器、槽式集热器聚光误差测试仪器、高温熔盐粘度仪、高温熔盐导热系数分析仪、高温熔盐同步热分析仪、高温熔盐以及颗粒流量计等仪器仪表的研制和工程应用，并制定相关质量检测标准和性能测试标准，形成相关质量检测和性能测试能力。
7. 推进以太阳能为主的多能互补的低碳发电技术示范
太阳能高温集热与火电及核电的互补发电技术，与高温燃料电池制氢技术的结合，与生物质能的互补系统。特别是考虑在大基地中考虑以光热为主，与火电结合的1000MW级混合电力系统技术，将电站调峰速率提高4倍，将度电煤耗降低70%。
