随着我国新型能源体系、新型电力系统加快建设，兼具调峰电源和储能双重功能的太阳能热发电行业迎来了发展新机遇。记者2月3日获悉，《中国太阳能热发电行业蓝皮书2023》（以下简称《蓝皮书》）于近日发布。《蓝皮书》数据显示，截至2023年底，我国兆瓦级规模以上光热发电（光伏发电和太阳能热发电的合称）机组累计装机容量588兆瓦，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比7.8%。

　　据悉，《蓝皮书》由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟和中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会联合编写。

　　中国科学院院士、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟专家委员会主任委员何雅玲说，太阳能热发电前端采用聚光吸热装置，后端采用同步发电机组， 顺盈注册！并配置二元硝酸熔盐等储热系统，可连续稳定发电。不仅如此，太阳能热发电还是一种电网友好型电源，具备在部分区域成为调峰和基础性电源的潜力。

　　《蓝皮书》不仅对我国现阶段太阳能热发电行业发展情况进行了全面梳理，还通过广泛调研，分析了行业发展面临的挑战，并有针对性地提出了建议。

　　《蓝皮书》显示，目前我国共有11座光热电站并网发电。其中，最大、最小装机规模分别为100兆瓦、10兆瓦。根据聚光形式的不同，在我国并网的光热电站中，熔盐塔式电站占比约64.9%，导热油槽式电站占比约26.3%，熔盐线日，我国在建和拟建（列入政府名单）光热发电项目约43个，预计最晚将于2025年完成建设。

　　《蓝皮书》分享了国家太阳能光热产业技术创新战略联盟《熔盐储能光热发电与光伏+其他新型储能系统技术经济性对比》共性技术课题研究成果。研究成果表明，光热发电正处于规模化发展和技术快速进步阶段。随着成本的降低和发电效率的提高，熔盐储能光热发电度电成本有望进一步下降。预计到2025年，塔式光热电站度电成本有望下降至0.61元，2027年有望降低至约0.53元。槽式光热发电技术依托“大槽集热+导热油传热+熔盐储热”的技术方案，度电成本有望下降至约0.61元；通过“超大槽集热+熔盐传热及储热”技术方案，槽式电站装机容量有望扩大至2×300兆瓦或更大规模，度电成本2030年前有望降至0.4—0.5元。2025年，线菲式光热发电技术单机规模300兆瓦以上电站的度电成本有望降至0.6元以内，项目经济性将显著提高。

　　《蓝皮书》建议，相关部门应不断总结现有商业化光热电站经验，鼓励技术创新，推动成本降低。同时，开展光热发电前沿技术示范，持续推进基础研究，推进以太阳能为主的多能互补低碳发电技术示范，对多种新型储能发电项目进行集中示范。

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