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 (略) 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提供有效支撑。

一、太 (略) 场发展情况

（一）全球太阳能热发电装机容量达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， (略) 场新 (略) 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（NOOR ENERGY1）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 (略) 发电，其他3座均为20 (略) 投运。

2023年，国内太 (略) 场无新 (略) 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。

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， (略) (略) 条件的配套选择之一，我国太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。

表1 2023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

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 (略) 线

截至2023年底， (略) 场上（主要包括西班牙、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 (略) 场， (略) 场上以槽 (略) 场份 (略) 线存在一定差异。据不完全统计，截至2023年， (略) 的太阳能热电站中，塔式占比约64.9%，槽式约26.3%，线菲式约8.8%。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%。

图2 2023年国内外主 (略) 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， (略) 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、化盐服务、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 (略) ，将其作为旗下专业的熔盐产品研发、 (略) 。2023年9月，青海盐湖 (略) 成立，通过股权投资盘活盐湖资产复工复产青海盐湖原*吨熔盐项目，显著提升太阳能热电站用熔盐产能保障能力，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 (略) 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 (略) 引进西班牙瑞欧 (略) （Rioglass Solar）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*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 (略) 于2023年选用国内外大型知名企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，镍基合金吸热管年产能增加1500吨。

二、太阳能热发电项目 (略) 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。 (略) 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“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，等效年利用小时数相对较低。

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*平方米减少为约65.*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*元/千瓦下降至*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） (略) 线的 (略) 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 (略) 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．塔式太阳能热技术

可胜技术以青 (略) 作为项目地，以塔式太阳能热发电技术、每*千瓦装机规模配置*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%的统一资本金内部收益率，对三种方案的度电成本进行比对。

表2 不同规模塔式太阳能热电站配置方案及经济性对比

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*/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， (略) 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。

第一，太阳能热发电的成本呈现显著的规模效应，通过对主要设备和对原材料进行批量化采购能够有效降低供应成本。经计算，到2026年，规模化发展带来的造价整体降低幅度约为10.28%～10.76%，在发电量不变的基础上，度电成本可降至0.6321～*/千瓦时。

第二，通过运维水平优化，电站修理费用、运维人员数量等运维成本均会逐步降低，带动度电成本下行。经测算，到2026年，因运维费用降低带来的度电成本降幅预计可达*/千瓦时，300兆瓦、10小时储热时长塔式太阳能热电站度电成本在规模化发展的基础上可进一步降低至0.5597～*/千瓦时。

第三，通过技术创新提升电站运行效率，无疑是降低成本最直接有效的方式。目前，以熔盐为传储热介质的第二代塔式太阳能热发电技术改进的方向主要有镜场效率优化、储热设备优化及熔盐技术优化。据测算，随着镜场相关设计优化以及熔盐低位罐及高温熔盐的成熟应用，电站整体造价降低幅度将达到16.18%～16.67%，度电成本可进一步降低至0.5287～*/千瓦时（含运维优化）。

2．槽式太阳能热发电技术

得益于槽式集热器的标准化设计和模块化生产，槽式太阳能热发电技术特别适合大规模电站部署，在市场规模目标确定、配套生产链日益成熟的情况下，降本潜力巨大。具体来看，其降本过程可分为两个阶段进行。

第一阶段主要依托“大槽集热+导热油传热+熔盐储热”技术方案，通过大容量的单体电站或多机组电站的规模化效应实现降本。通过与第一批太阳能热发电示范项目中的乌拉特100兆瓦导热油槽式电站运行数据进行对比，根据这一方案，槽式太阳能热电站的度电成本可下降至*/千瓦时左右。

第二阶段以“超大槽集热+熔盐传热及储热”技术方案作为降本的主要驱动，电站装机容量可进一步扩大至2×300兆瓦或更大规模。经测算，到2030年，该方案可将度电成本进一步降低至0.4～*/千瓦时。

此外，在实施过程中，按照具体技术的研发进展和成熟程度，还可能会出现中间过渡状态的技术方案，例如，“大槽集热+熔盐传热及储热”方案的目标度电成本就将处于0.4～*/千瓦时的波动区间。

3．熔盐线菲式太阳能热发电技术

目前，50兆瓦熔盐线菲式太阳能热发电示范项目已在敦煌顺利商业化运行，并有多个熔盐线菲式太阳能热一体化项目正在建设中，验证了线 (略) 线的可行性和可靠性， (略) 线的进一步发展积累了丰富的设计、建设和运行经验，建立起较为完善的供应链体系。经过总结电站建设执行相关数据，线菲式太阳能热电站的 (略) 径主要包含单机规模扩大、规模化发展、技术创新及系统优化等多种方式。经测算，至2025年，单机规模*千瓦以上的熔盐线菲式太阳能热电站的度电成本将达到*/千瓦时以内，项目经济性将显著提高。

三、我国太阳能热发电行业发展建议

（一）加快研究制定太阳能热发电俩部制电价

与风电、光伏发电行业相比，太阳能热发电初始投资相对较大，且在电力系统中的角色被定位为“调节性电源”，导致太阳能热发电与风电、光伏一体化发展，其运行要求在中午太阳能资源较好时 (略) ，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 (略) 电价 (略) 场化改革。研究出台太阳能热发电机组的两部制电价，结合全国典型太阳能热发电机组的投资成本，明确太阳能热机组容量电价的适用范围和国家补偿标准，为太阳能热发电投资提供一定程度稳定的预期和收入来源，以更充分地体现太阳能热发电对电力系统的支撑调节价值促进太阳能热发电行业发展。

同时，在给予太阳能热发电机组容量电价的基础上，耦合电能量价值（电力中 (略) 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，也能够提高太阳能热发电项目的投资积极性，确保太阳能热发电行业持续健康运行。

未来， (略) 场建设和顶层设计的不断完善，太阳能热发电 (略) 场化竞争而非政府定价来确定自 (略) 场中的竞争优势，更好地适应太阳能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，为行业健康发展及我国新型电力系统建设提供更好支撑。

（二）尽快开展太阳能热 (略) 支撑能力的研究

受制 (略) 条件下的投资经济性，当前，新能源大基地项目中太阳能热发电与光伏的容量配置比例极低，对大基地的大规模新能源外送造成一定影响，建议尽快开展太阳能热发电 (略) 支撑能力的研究。

建议相关单位在大基地千万千瓦级直流送出特点及西 (略) 特征的基础上，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的发展需求，从参与电力系统调峰、调频， (略) 运行控制策略的优化研究。

结合不同储能技术特点与响应特性分析研究，提升大基地外送消纳能力的合理配置与优化控制，以项目数据验证太阳能热发电的实际调节作用和系统支撑能力。

根据受电地区的负荷特性，研 (略) 电价系数和对应的时段， (略) 电价更好地体现供求关系，激励电源为系统调峰。

（三）持续深化太阳能聚光领域技术创新

太阳能热发电系统中，太阳能聚光成本占比最高。持续深化在这一领域的技术研发，推动太阳能聚光建设成本持续下行，对于行业健康发展具有积极意义。

一方面，要与现有商业化太阳能热电站结合，开发低成本聚光器和镜场控制系统及反射镜自洁技术，提高聚光器动态准确度，减少集热系统溢出损失。

另一方面，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，用更小的光场提高能量输出，从而从根本上降低聚光场成本。

同时，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入手，全方位提升太阳能聚光领域技术水平，为加快行业整体发展注入更多动力。

（四）加快开展太阳能热发电前沿技术示范

加紧部署前沿颠覆性技术研究，加快太阳能热发电新技术研发和新技术示范工程项目，为行业健康持续发展提供有力支撑。

下一阶段，我国太阳能热发电行业需在“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20～50兆瓦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50兆瓦级太阳能热化学燃气电站等前沿技术研发和示范。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。

同时，熔盐储能太阳能热发电、纯电制热熔盐储能、压缩空气储能、电化学储能等技术均适用于电力系统大规模、长时间、长寿命的储能调峰应用场景，应积极开展多种新型储能发电项目的集中示范。在青海省或甘肃省等同等资源条件下，对纯熔盐储能太阳能热发电及光伏+纯电制热熔盐储能、压缩空气储能、电化学储 (略) 线进行集中示范，研究不同季节、不同气象条件下各电源的发电功率特性，以及在项 (略) 电力曲线相同的情 (略) 的实际支撑作用。

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 (略) 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提供有效支撑。

一、太 (略) 场发展情况

（一）全球太阳能热发电装机容量达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， (略) 场新 (略) 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（NOOR ENERGY1）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 (略) 发电，其他3座均为20 (略) 投运。

2023年，国内太 (略) 场无新 (略) 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。

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， (略) (略) 条件的配套选择之一，我国太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。

表1 2023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

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 (略) 线

截至2023年底， (略) 场上（主要包括西班牙、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 (略) 场， (略) 场上以槽 (略) 场份 (略) 线存在一定差异。据不完全统计，截至2023年， (略) 的太阳能热电站中，塔式占比约64.9%，槽式约26.3%，线菲式约8.8%。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%。

图2 2023年国内外主 (略) 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， (略) 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、化盐服务、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 (略) ，将其作为旗下专业的熔盐产品研发、 (略) 。2023年9月，青海盐湖 (略) 成立，通过股权投资盘活盐湖资产复工复产青海盐湖原*吨熔盐项目，显著提升太阳能热电站用熔盐产能保障能力，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 (略) 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 (略) 引进西班牙瑞欧 (略) （Rioglass Solar）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*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 (略) 于2023年选用国内外大型知名企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，镍基合金吸热管年产能增加1500吨。

二、太阳能热发电项目 (略) 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。 (略) 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“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，等效年利用小时数相对较低。

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*平方米减少为约65.*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*元/千瓦下降至*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） (略) 线的 (略) 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 (略) 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．塔式太阳能热技术

可胜技术以青 (略) 作为项目地，以塔式太阳能热发电技术、每*千瓦装机规模配置*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%的统一资本金内部收益率，对三种方案的度电成本进行比对。

表2 不同规模塔式太阳能热电站配置方案及经济性对比

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*/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， (略) 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。

第一，太阳能热发电的成本呈现显著的规模效应，通过对主要设备和对原材料进行批量化采购能够有效降低供应成本。经计算，到2026年，规模化发展带来的造价整体降低幅度约为10.28%～10.76%，在发电量不变的基础上，度电成本可降至0.6321～*/千瓦时。

第二，通过运维水平优化，电站修理费用、运维人员数量等运维成本均会逐步降低，带动度电成本下行。经测算，到2026年，因运维费用降低带来的度电成本降幅预计可达*/千瓦时，300兆瓦、10小时储热时长塔式太阳能热电站度电成本在规模化发展的基础上可进一步降低至0.5597～*/千瓦时。

第三，通过技术创新提升电站运行效率，无疑是降低成本最直接有效的方式。目前，以熔盐为传储热介质的第二代塔式太阳能热发电技术改进的方向主要有镜场效率优化、储热设备优化及熔盐技术优化。据测算，随着镜场相关设计优化以及熔盐低位罐及高温熔盐的成熟应用，电站整体造价降低幅度将达到16.18%～16.67%，度电成本可进一步降低至0.5287～*/千瓦时（含运维优化）。

2．槽式太阳能热发电技术

得益于槽式集热器的标准化设计和模块化生产，槽式太阳能热发电技术特别适合大规模电站部署，在市场规模目标确定、配套生产链日益成熟的情况下，降本潜力巨大。具体来看，其降本过程可分为两个阶段进行。

第一阶段主要依托“大槽集热+导热油传热+熔盐储热”技术方案，通过大容量的单体电站或多机组电站的规模化效应实现降本。通过与第一批太阳能热发电示范项目中的乌拉特100兆瓦导热油槽式电站运行数据进行对比，根据这一方案，槽式太阳能热电站的度电成本可下降至*/千瓦时左右。

第二阶段以“超大槽集热+熔盐传热及储热”技术方案作为降本的主要驱动，电站装机容量可进一步扩大至2×300兆瓦或更大规模。经测算，到2030年，该方案可将度电成本进一步降低至0.4～*/千瓦时。

此外，在实施过程中，按照具体技术的研发进展和成熟程度，还可能会出现中间过渡状态的技术方案，例如，“大槽集热+熔盐传热及储热”方案的目标度电成本就将处于0.4～*/千瓦时的波动区间。

3．熔盐线菲式太阳能热发电技术

目前，50兆瓦熔盐线菲式太阳能热发电示范项目已在敦煌顺利商业化运行，并有多个熔盐线菲式太阳能热一体化项目正在建设中，验证了线 (略) 线的可行性和可靠性， (略) 线的进一步发展积累了丰富的设计、建设和运行经验，建立起较为完善的供应链体系。经过总结电站建设执行相关数据，线菲式太阳能热电站的 (略) 径主要包含单机规模扩大、规模化发展、技术创新及系统优化等多种方式。经测算，至2025年，单机规模*千瓦以上的熔盐线菲式太阳能热电站的度电成本将达到*/千瓦时以内，项目经济性将显著提高。

三、我国太阳能热发电行业发展建议

（一）加快研究制定太阳能热发电俩部制电价

与风电、光伏发电行业相比，太阳能热发电初始投资相对较大，且在电力系统中的角色被定位为“调节性电源”，导致太阳能热发电与风电、光伏一体化发展，其运行要求在中午太阳能资源较好时 (略) ，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 (略) 电价 (略) 场化改革。研究出台太阳能热发电机组的两部制电价，结合全国典型太阳能热发电机组的投资成本，明确太阳能热机组容量电价的适用范围和国家补偿标准，为太阳能热发电投资提供一定程度稳定的预期和收入来源，以更充分地体现太阳能热发电对电力系统的支撑调节价值促进太阳能热发电行业发展。

同时，在给予太阳能热发电机组容量电价的基础上，耦合电能量价值（电力中 (略) 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，也能够提高太阳能热发电项目的投资积极性，确保太阳能热发电行业持续健康运行。

未来， (略) 场建设和顶层设计的不断完善，太阳能热发电 (略) 场化竞争而非政府定价来确定自 (略) 场中的竞争优势，更好地适应太阳能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，为行业健康发展及我国新型电力系统建设提供更好支撑。

（二）尽快开展太阳能热 (略) 支撑能力的研究

受制 (略) 条件下的投资经济性，当前，新能源大基地项目中太阳能热发电与光伏的容量配置比例极低，对大基地的大规模新能源外送造成一定影响，建议尽快开展太阳能热发电 (略) 支撑能力的研究。

建议相关单位在大基地千万千瓦级直流送出特点及西 (略) 特征的基础上，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的发展需求，从参与电力系统调峰、调频， (略) 运行控制策略的优化研究。

结合不同储能技术特点与响应特性分析研究，提升大基地外送消纳能力的合理配置与优化控制，以项目数据验证太阳能热发电的实际调节作用和系统支撑能力。

根据受电地区的负荷特性，研 (略) 电价系数和对应的时段， (略) 电价更好地体现供求关系，激励电源为系统调峰。

（三）持续深化太阳能聚光领域技术创新

太阳能热发电系统中，太阳能聚光成本占比最高。持续深化在这一领域的技术研发，推动太阳能聚光建设成本持续下行，对于行业健康发展具有积极意义。

一方面，要与现有商业化太阳能热电站结合，开发低成本聚光器和镜场控制系统及反射镜自洁技术，提高聚光器动态准确度，减少集热系统溢出损失。

另一方面，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，用更小的光场提高能量输出，从而从根本上降低聚光场成本。

同时，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入手，全方位提升太阳能聚光领域技术水平，为加快行业整体发展注入更多动力。

（四）加快开展太阳能热发电前沿技术示范

加紧部署前沿颠覆性技术研究，加快太阳能热发电新技术研发和新技术示范工程项目，为行业健康持续发展提供有力支撑。

下一阶段，我国太阳能热发电行业需在“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20～50兆瓦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50兆瓦级太阳能热化学燃气电站等前沿技术研发和示范。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。

同时，熔盐储能太阳能热发电、纯电制热熔盐储能、压缩空气储能、电化学储能等技术均适用于电力系统大规模、长时间、长寿命的储能调峰应用场景，应积极开展多种新型储能发电项目的集中示范。在青海省或甘肃省等同等资源条件下，对纯熔盐储能太阳能热发电及光伏+纯电制热熔盐储能、压缩空气储能、电化学储 (略) 线进行集中示范，研究不同季节、不同气象条件下各电源的发电功率特性，以及在项 (略) 电力曲线相同的情 (略) 的实际支撑作用。