2022年中国太阳能热发电行业蓝皮书21版.docx

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1、2022年中国太阳能热发电行业蓝皮书21版一、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 日召开的中央财经委员会第九次会议提出，要构建清洁低碳安全高效的能源体系， 控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源 为主体的新型电力系统。这是中央层面首次明确了新能源在未来电力系统中的地位。构建以新能源为主 体的新型电力系统，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，目前占主导地位的 煤电将成为辅助性能源 1。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

2、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%2。中国工程院郭剑波院士表示：新型电力系统仍主要以交流同步机制运行，面临充裕性、安全性、经 济性、市场机制等方面的挑战。其中，新能源资源特性对电力系统带来充裕性挑战：功率波动大、预测难， 对系统调节能力提出更高要求；长时间高出力，给系统安全和储能技术带来挑战；长时间低出力，给供 电保障带来挑战；电力电量不确定性大，增加系统规划难度；尖峰出力功率大、电量小，全额消纳代价大。 新能源设备特性带来安全性挑战：系统惯量降低、电源支撑能力弱，系统稳定问题突出；稳定特性复杂

3、、 不确定性增加，安控策略配置困难、失配风险增大；宽频振荡现象相继出现，危害设备安全和电网运行 安全；单体容量小、数量多，调控运行复杂 2。中国工程院刘吉臻院士指出：构建新型电力系统需要关 键技术的支撑，需要从电源侧、电网侧和负荷侧三个方面发力突破。其中，电源侧大力发展电网友好型 先进发电技术、多元互补与灵活发电技术 3。在 2021 年 8 月 10 日国家发改委、国家能源局印发的关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调 峰能力增加并网规模的通知中明确提出：随着我国可再生能源的迅猛发展，电力系统灵活性不足、调 节能力不够等短板和问题突出，制约更高比例和更大规模可再生能源发展。未来我国实现 20

4、30 年前碳 达峰和努力争取 2060 年前碳中和的目标任务艰巨，需要付出艰苦卓绝的努力。实现碳达峰关键在促进 可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和 储能。同时，该文件鼓励多渠道增加调峰资源。承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、 化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电。1.2 太阳能热发电发展的新机遇国家能源局新能源和可再生能源司新能源处副处长孔涛出席“2021 中国太阳能热发电大会”时表示， 随着碳达峰、碳中和以及构建以新能源为主体的新型电力系统目标的提出，在今后较长一段时期内，我 国风电、光伏都将以更快

5、速度发展，这也为光热行业的发展带来了新的机遇 4。一是我国部分地区将光热发电作为调峰电源有需求。一些大规模开发利用新能源的地区不具备抽水 蓄能、气电等灵活电源的建设条件，同时由于生态保护等原因难以新增煤电装机，缺少为新能源提供调 峰能力的解决方案。因此，这些地区将光热电站作为调峰电源建设，有利于改善新能源快速发展中出现 的消纳问题。二是参与电力市场有利于在国家补贴退出后保证光热产业可持续发展。目前光热电站建设成本较高， 作为普通电源建设经济性不足。当前一些地方的电力现货市场、辅助服务市场等建设工作正在有序推进， 将光热发电作为调峰电源，其出力灵活可调、可长时储能的优势将能够通过市场化的方式为项

6、目赢得更 多收益，从而有效支持国内光热产业可持续发展。三是通过积累项目建设运行经验有利于参与国际市场竞争。近年来中东、北非等太阳能资源丰富的 地区开始将光热发电作为持续利用可再生能源发电的解决方案，利用光热在夜间发电并在白天为光伏调 峰，光热发电在这些地区有很好的市场前景。通过国内的光热项目不断积累调峰方面的建设运行经验， 将使我国光热产业在国际市场更具竞争优势。 国家能源局一直积极支持光热发电行业发展。“十四五”期间也将继续支持在资源优质区域，通过 与风电、光伏发电基地一体化建设等方式，建设一定规模的光热发电项目，充分发挥光热发电的调节作 用和系统支撑能力，保障光热发电产业能够接续发展。国家

7、发展改革委 2021 年 6 月 7 日发布的关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知中提出： 鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康 发展。国务院2030 年前碳达峰行动方案明确：积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏 发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。加快建设新型电力系统。构建新能源占比逐渐 提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置。大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活 调节电源建设；加快新型储能示范推广应用。二、太阳能热发电市场发展2.1 我国兆瓦级太阳能热发电系统的技术起步为推动我国太阳能

8、热发电技术进步及产业发展，2006年，科技部国家高技术研究发展计划（863 计划） 先进能源技术领域启动了“太阳能热发电技术及系统示范”重点项目。通过中国科学院电工研究所牵头 的 11 家单位协同攻关，历时 6 年的不懈努力，2012 年 8 月 9 日，我国自行设计、研发并建成的亚洲首 座兆瓦级塔式太阳能热发电实验电站成功发电。项目实现了核心装备、协调控制、系统集成等多项技术 突破，全面掌握了高精度聚光器、聚光场、直接过热型吸热器、储热和发电单元及系统设计技术，以及 总体、光场、机务、仪控和电气设计技术，取得了以光热场耦合直接产生过热蒸汽工艺为代表的一批自 主创新成果，建立起太阳能热发电技术

9、的研发体系和标准规范体系，编制了太阳能热发电首部国家标准， 并实现了 100% 的设备国产化率，为我国太阳能热发电技术的发展奠定了坚实的基础。6-72013 年 7 月，国家高技术研究发展计划支持的青海中控德令哈塔式太阳能热发电站一期 10MW 项 目（东西两塔各 5MW）示范工程并入青海电网发电。项目研制了单台反射面积为 2 平方米的智能定日镜， 开发了定日镜高精度智能跟踪技术和大规模镜场控制系统；实现了规模化定日镜集群的整体聚光和集热； 研究了不同地理、气候环境下，塔式太阳能热发电能量动态建模和优化设计；设计了基于水工质的高能 流密度的吸热器、蒸汽缓冲、发电的能量回路和装备，实现了规模化光

10、热技术路线的光电能量转换技术 8。 2014 年 9 月初，国家发改委核定其上网电价（含税）为每千瓦时 1.2 元，这也是太阳能热发电项目首次 获得国家批复的上网电价，标志着中国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实步伐 9。在国家 863 计划“基于小面积定日镜的 10MW 塔式太阳能热发电技术研究及示范”主题项目支持下， 2016 年 8 月 20 日，中控太阳能德令哈 10MW 光热电站将水 / 蒸汽传热介质改为熔盐后成功并网发电， 8 月 21 日实现满负荷发电，充分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，以及适应 高寒高海拔环境的核心装备研制能力 10。项目

11、培育了包括可胜技术、杭锅，杭汽等在内的又一批骨干企 业，为我国建设并发展大规模应用的商业化太阳能热发电站提供了技术支撑与示范引领。2.2 我国太阳能热发电装机容量我国首座 MW 级太阳能热发电站完成试验发电后的第 3 年，国家能源局启动了太阳能热发电示范 项目建设申报工作。2016 年国家发改委和国家能源局分别发布了太阳能热发电标杆上网电价政策（每千 瓦时 1.15 元）及第一批太阳能热发电示范项目名单。根据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至 2021 年底，我国太阳能热发电累计装机容量 538MW（含 MW 级以上规模的发电系统）。在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式技术路线占比约

12、60%，槽式约 28%，线性菲涅耳技术（以 下简称线菲）约占 12%。三、我国太阳能热发电示范项目运行情况3.1 中广核德令哈 50MW 槽式太阳能光热电站中广核德令哈 50MW 槽式电站是我国首个大型商业化光热示范电站。2021 年度上网电量同比 2020 年度提升 31.6%。自 2021 年 9 月 19 日至 2022 年 1 月 4 日，机组已经连续运行 107 天，刷新了 2020 年 最长连续运行 32.2 天的记录，在国内外处于领先地位。3.2 首航高科敦煌 100MW 塔式太阳能光热电站首航高科敦煌 100MW 熔盐塔式光热示范电站 2019 年 6 月实现满负荷运行 14。

13、自投运以来，首航 高科不断改进系统软硬件方面性能，镜场效率有明显提升，机组整体性能稳步提高。在 2021 年敦煌地 区 DNI 较 2020 年同期略低，且多风沙气候（定日镜的清洁度受到严重影响）的情况下，2021 年第三季 度（7 月 9 月期间的 92 个自然日中，电站所在地天气为晴天少云天气 40 天，多云天气 38 天，阴天 14 天） 电站实现总发电量为 7838.3862 万 kWh，在 2020 年同期发电量较 2019 年增长 31.3% 的基础上，2021 年 同期再度增长 39.7%，实现了发电量的按规划有序增长。项目进入 4 年“学习曲线”（性能提升期）的 第三年， 电站

14、各项性能指标仍在大幅度提升 15。3.3 青海中控德令哈 50MW 塔式太阳能光热电站青海中控德令哈 50MW 太阳能光热电站 2018 年 12 月 30 日并网发电，2019 年 4 月 17 日实现了满 负荷运行。后通过不断消缺，逐步解决了冷盐泵震动、电伴热故障率高、吸热屏的堵管、汽轮机组热应 力故障而返厂整修等问题。其中，解决冷盐泵震动和吸热屏堵管问题先后历时一年，取得了很好的效果， 期间对于发电量影响甚微。而汽轮机及相连管道的热应力问题经过近一年的反复整改，最终取得了较为 理想的结果，期间有三个多月时间对发电量产生严重影响。自 2019 年 10 月开始，除了汽轮机发生故障 的个别月

15、份外，绝大多数月份电站实际发电量达到或超过设计值。3.4 中电建共和 50MW 塔式太阳能光热电站中电建青海共和 50MW 光热发电项目位于青海省海南州共和县生态太阳能发电园区，项目总占地面 积 2.12 平方公里，采用 20 平方米的定日镜 30016 面，集热塔高度 193 米，吸热器中心标高 210 米，设 计储热时长 6 小时，采用超高压、一次再热、双缸双转速、直接空冷凝汽式汽轮机。 中电建共和 50MW 塔式光热电站于 2020 年 11 月 6 日实现满负荷运行，2021 年 4 月通过国家光热 发电项目示范性验收。根据共和西北水电光热发电有限公司提供的数据，2021 年 5 月

16、7 日当天电站总计 运行时长 16 小时 43 分钟，日上网电量达到 53.9 万 kWh，创下投运以来最高纪录；吸热器出口熔盐温 度最高达到 568（设计值 565）。3.5 中电哈密 50MW 塔式太阳能光热电站中电哈密 50MW 塔式电站位于哈密市伊吾县内，总投资 15.8 亿元。聚光场共安装 14500 面定日镜， 单台定日镜面积 48.5 平方米，储热时长 13 小时，首次采用双热罐 + 单冷罐设计方案以及国产首台用于 光热发电的超高温、超高压、一次中间再热、双缸、轴向排汽、8 级回热的直接空冷凝汽式汽轮机。 项目于 2017 年 10 月 19 日正式开工建设，2019 年 12

17、月 29 日实现首次并网。2021 年 6 月 18 日凌 晨 01 时 26 分并网发电，9 月 6 日实现全容量发电。2021 年 8 月 26 日至 9 月 27 日期间，系统连续运行 时间超过 240 小时；9 月 15 日至 19 日，机组实现连续运行 5 天，每天持续不间断运行小时数 4.1624h， 平均值达到 8.674h；在设计气象条件下，实现了 5 天内机组在设计出力 90% 以上负荷每天连续运行 1h 以上，平均 1.3h。四、我国太阳能热发电产业链情况4.1 太阳能热发电产业链体系和特点太阳能热发电是将太阳能转换为热能，通过热功转换过程发电的系统。太阳能热发电产业链体系

18、可 分为研发、设计、制造、安装、运维等环节。 其中，研发体系主要包括相关大、专院校，各大研究院所及各企业的研究部门；设计体系主要包括 从事发电行业的设计单位，新能源和可再生能源的设计单位，具有相应资质的设计单位；制造体系主要 包括各大制造企业（国企、民企、合资企业），大、专院校、研究院所的生产单位等；安装体系主要包 括专业电力安装单位和工业建设安装单位 23。我国太阳能热发电产业链的主要特点是以易于获得、安全且丰富的原材料为出发点和起点，如钢铁、 水泥、超白玻璃、高温吸热及传储热材料（导热油、熔融盐）、保温材料等，带动了自主知识产权的产 业链核心装备的发展，如反射镜、定日镜、塔式吸热器、槽式聚

19、光器、槽式吸热管、高精度传动箱、支架、 就地控制器、储热装置 / 系统、滑压汽轮机等。在国家第一批光热发电示范项目中，设备、材料国产化 率超过 90%，技术及装备的可靠性和先进性在电站投运后得到有效验证 24。在青海中控德令哈 50MW 塔式光热发电项目中，设备和材料国产化率已达到 95% 以上 25。4.2 我国太阳能热发电产业链主要代表性企事业单位据太阳能光热产业技术创新战略联盟不完全统计，2021 年，我国从事太阳能热发电相关产业链产品 和服务的企事业单位数量近 550 家；其中，太阳能热发电行业特有的聚光、吸热、传储热系统相关从业 企业数量约 320 家，约占目前太阳能热发电行业相关企

20、业总数的 60%，以聚光领域从业企业数量最多， 约 170 家 26。4.3 我国太阳能热发电关键部件装备 / 材料制造产能2021 年，由于没有新增开工建设的太阳能热发电项目，因此装备制造与产能情况与 2020 年调研情 况基本相同。根据太阳能光热产业技术创新战略联盟中国太阳能热发电及采暖行业蓝皮书 2020显示， 我国已经建立了数条太阳能热发电专用的部件和装备生产线，具备了支撑太阳能热发电大规模发展的供 应能力，年供货量可满足 23GW 太阳能热发电项目装机。据太阳能光热联盟不完全统计，我国已经拥有太阳能超白玻璃原片生产线 5 条，年产能 9200 万平米； 槽式玻璃反射镜生产线 6 条，

21、年产能 2350 万平米；平面镜生产线 6 条，年产能 3360 万平米；槽式真空 吸热管生产线 10 条，年产能 100 万支；跟踪驱动装置生产线 21 条，年产能 2 万套；导热油生产线 9 条， 年产能 50 万吨；熔融盐生产线 15 条，年产能 60 万吨；塔式定日镜和槽式集热器组装生产线各 19 条。其中，AGC 集团艾杰旭特种玻璃（大连）有限公司的太阳能超白玻璃年产能最大，产能设计为 700 吨 / 天，年产光热发电用太阳能超白玻璃可达 2GW。目前已经为国内太阳能光热发电以及太阳能热利用 项目供应 556MW 的太阳能超白玻璃，国外供货数量达到 473MW，总计约 1.03GW。

22、五、我国太阳能热发电技术研发项目情况5.1“宽波段平面超表面太阳能聚光器及其集热系统”项目2021 年 4 月，国家重点研发计划“变革性技术关键科学问题”重点专项“宽波段平面超表面太阳能 聚光器及其集热系统”项目启动。该项目牵头单位为武汉理工大学，参加单位包括中国科学院电工研究 所、复旦大学、厦门大学、中国科学技术大学、中国科学院长春光学精密机械与物理研究所。其中，武 汉理工大学官建国教授为项目首席兼课题二负责人，复旦大学孙树林研究员为课题一负责人，中科院电 工所白凤武研究员为课题三负责人。项目围绕宽波段广角度平面超表面太阳能聚光器及其集热系统的设 计方法和制造技术的关键科学问题，借助平面超表

23、面的电磁耦合效应发展免跟踪、低成本的广角度宽频 段太阳辐射平面聚光的变革性技术，旨在解决目前通用的曲面聚光器需要高精度支架和复杂的太阳跟踪 装置导致太阳能光热发电成本难以降低的问题。项目技术指标先进、完成难度大，着眼于颠覆性技术突破， 对推动太阳能热发电领域的发展意义重大。5.2 “太阳能光热发电及热利用关键技术标准研究”项目2021 年，国家重点研发计划“太阳能光热发电及热利用关键技术标准研究”项目完成全部研究工作。 该项目是 2017 年度国家重点研发计划“国家质量基础（NQI）的共性技术研究与应用”的重点专项立项 项目，由中国能源建设集团有限公司牵头，中国标准化研究院、中国电力企业联合会

24、、中国大唐新能源 股份有限公司等单位共同承担，执行期限为 2017 年 7 月 2020 年 12 月。项目下设“太阳能高温热发 电站关键技术标准研究”、“中温太阳能热利用关键技术标准研究”两个子课题，研究建立太阳能光热 发电与热利用标准体系以及有关的技术条件、检测方法、评价方法、性能试验、设计规范等规程、标准。5.3“第四代光热发电高温固体颗粒吸热器研究”项目该项目为北京市科委资助的新能源前沿技术研究项目（原始创新类），实施周期为 2018 年 1 月至 2021 年 6 月。承担单位为中国科学院电工研究所。课题的主要研究工作包括：1）研究了 3 种固体吸热器，包括固体颗粒，球流，柱体等。吸

25、热器研究采用了室内冷态实验，室 外塔式热态实验两个方面。在理论方面通过建立能流密度与得热量之间的关系分析影响吸热器热效率的 因素，设计并制作了吸热器。其中球流和柱体吸热器温度达到 1100，颗粒吸热器最高达到 845，热 功率达到 415kW。对于颗粒吸热器，课题从理论和实验研究了颗粒热物性，尺寸等对颗粒流动和吸热性 能的影响，进行了一些列冷态和室内外热态实验，所研制的 MW 级颗粒吸热器日工作最长时间达到 9 小 时，达到了较高的性能。2）研究了太阳能颗粒集热系统得热过程。建立定日镜场的聚集能流动态模型，石英管颗粒吸热器 吸热传热动态模型，基于 TRNSYS 搭建了颗粒集热器动态过程仿真平台

26、，可对太阳能辐照，定日镜投 入工作台数及面积，环境气象条件，颗粒流速等变化对集热性能的影响进行动态计算，编制了相应的仿 真软件。基于以上模型分析，设计了吸热器系统，包括吸热器，进料系统，储热系统，转运机构的工艺 参数，设计了控制系统并提出了运行方式等。3）基于对颗粒吸热器大量实验测试的基础上，对包括颗粒吸热器系统的性能测试和评价方法进行了研究，编制了相应规范，并设计制作了相应的测试仪器及数据处理软件。4）对 800吸热器涉及到的辅机设备，包括高温提升机，高温储热罐，吸热器上下物料系统控制运 行模式进行了研究，结合工业界开发了相应的产品。通过应用，证明了辅机设备工作情况良好。本课题 开发的 80

27、0高温颗粒阀门，高温颗粒提升机等填补了国内空白，为今后高温工业，特别是高温储热利 用提供了装备基础。六、太阳能光热电站投资成本6.1 塔式光热电站建造成本及构成6.1.1 7 小时储热 50MW 塔式光热电站投资组成太阳能热发电是技术和资金双密集型行业，产业链长，涉及学科多，系统复杂；项目的投资受装机 容量规模、储热时间影响较大。李心、赵晓辉等在塔式太阳能热发电全寿命周期成本电价分析中， 按系统功能将 50MW 塔式太阳能热发电建造成本分为太阳岛成本、热力发电岛成本、储热系统成本、场 地准备费、电站配套及基础设施费和间接费用。太阳岛是塔式太阳能热发电站完成光热能量转换的系统，主要包括聚光系统和

28、吸热系统；其中， 定日镜成本约占太阳岛成本的 75%，镜场控制系统成本占 10%，吸热器成本占 6%，吸热塔成本占 9%。 热力发电岛主要包括热力系统及辅机设备、水循环、水处理系统、换热设备、热工控制系统、电气系统、 电网接入系统及仪表阀门管路等。25以可胜技术与浙江中光新能源联合投资的开发青海中控德令哈 50MW 塔式太阳能热发电示范项目为 例，从制造角度划分，太阳能热发电行业专有的聚光、吸热、储热子系统投资成本结构中，材料成本占 比 50%，包装运输、安装等成本 20%。其中，聚光、吸热、储热子系统中 原材料的成本构成比例如下图所示：钢材约占 53%、熔盐约占 21%，玻璃约占 17%27

29、。青海中控德令哈 50MW 塔式太阳能热发电示范项目占地 3.3 平方公里，吸热塔高 200 米，定日镜 27000 多台，储热时长 7 小时，共消耗约 55 万平方米玻璃，2 万吨钢材，1 万吨熔盐，3 万吨水泥 29。6.1.2 12 小时储热 100MW 塔式光热电站投资组成根据太阳能光热产业技术创新战略联盟委托浙江可胜技术股份有限公司编写的太阳能热发电成本 下降路径分析报告，12 小时储热 100MW 塔式太阳能热发电站的总投资在 2530 亿元之间。按照功能 划分，电站投资主要发生在集热系统（聚光系统、吸热系统），储换热系统（包括储热系统、蒸汽发生系统）， 热力系统，供水系统，水处理

30、系统，热工控制系统电气系统，附属生产工程以及厂址相关工程及其他费用。 从下图可以看出：聚光、吸热、储换热系统约占整个电站成本的 77% 左右，是决定太阳能光热发电站造 价高低最重要的因素。需要说明的是，随着电站规模变大，或储能时间增加（根据不同的边界条件，储能时间会有个最优值）， 定日镜数量会相应增加，这样太阳岛成本所占的投资成本比例也会增加；但电站年利用小时数和所发电 量都会有所提升，因此电站整体经济性将会提高，发电成本会有所下降。6.2 槽式太阳能光热电站建设成本及构成6.2.1 全球首座 7.5 小时储热 50MW 槽式电站投资构成槽式技术是全球最早实现商业化运行的太阳能热发电技术。西班

31、牙 Andasol 1 号是全球首座带有长 时间储热系统的槽式太阳能热发电站，其投资成本构成具有典型性。Andasol 1 号槽式光热电站位于西班 牙南部的温暖地区，装机容量 50MW，于 2009 年 3 月投运，其系统流程图及项目信息见下 30。根据 Ernst & Young 和 Fraunhofer 的报告，该电站集热场和传热流体系统的设备成本在电站总投资中 占比最高，约为 39%（其中，钢结构、吸热管和反射镜的总投资占比分别为 10.7%、7.1% 和 6.4%）； 储热系统约占总投资的 10.56%（熔盐材料占比 5.1%），储热系统成本约 50 美元 /kWh；项目总承包成 本（

32、其他类别）占总投资的 7.7%。另外，场址准备和集热场人工成本占比达 17.1%32。6.2.2 我国 4 小时储热 50MW 槽式电站投资构成2013 年，受国家能源局委托，太阳能光热产业技术创新战略联盟等组织开展了中国太阳能热发电 产业政策研究报告的编写工作。其中，联合克林顿基金会对我国的太阳能热发电项目成本进行了分析33， 选取的案例电站为我国第一个太阳能热发电工程项目鄂尔多斯 50MW 槽式太阳能热发电电站，该电 站于 2011 年完成了特许权招标。 案例电站当地法向直射辐射值（DNI）1900kWh/m2 / 年，工程初始投资包括太阳能集热、储热、换热、 热力发电及其他辅助系统和设施

33、（如采暖、生产办公设施等），不包括电网基础设施建设。案例电站一 次性初投资约 14.56 亿元，其中，集热场设备成本（主要由聚光器、真空吸热管、就地控制器和安装费 等构成）占整个电站建设成本的 50%；储热系统和导热油系统占总投资的 22%，主要是熔盐与储罐的投 资成本；工程设计与施工建设成本占总投资成本的 10% 左右；汽轮发电机组等动力部分占总成本的 4% 左右。七、太阳能热发电站全生命周期碳排放生命周期评估（Life Cycle Assessment，简称 LCA）是一项重要环境管理工具。据 MBA 智库据 . 百 科词条，生命周期是指某一产品（或服务）从取得原材料，经生产、使用直至废弃

34、的整个过程，即从摇 篮到坟墓的过程。按 ISO14040 的定义，生命周期评估是用于评估与某一产品（或服务）相关的环境因 素和潜在影响的方法，它是通过编制某一系统相关投入与产出的清单记录，评估与这些投入、产出有关 的潜在环境影响，根据生命周期评估研究的目标解释清单记录和环境影响的分析结果来进行的。为确保 我国实现碳达峰、碳中和目标，生命周期全过程的碳排放核算至关重要。2021 年，西班牙莱里达大学联合西班牙 Abengoa Energia 公司（开发建设并运营全球较多的太阳能 光热电站的企业）对塔式太阳能热发电站（带储热和不带储热两种配置）进行了全生命周期分析 35。研 究结果发现：带 17.

35、5 小时储能的 110MW 塔式太阳能光热电站全生命周期（30 年）每千瓦时净发电量的 气候变化指标为 9.8 gCO2 当量 /kWh。 在研究中，案例电站容量为 110MW，运行寿命按照 30 年，以能够提供基础负荷的配置设计，其中 带储能的电站储能时长为 17.5 小时。功能单位为“并网 1 度电”，包括塔式光热电站的全部部件，评估 了从建设、运行到拆除全周期的环境影响。两座塔式电站在制造阶段的清单数据被分为 9 组，包括：镜场区、吸热器系统、塔、蒸汽发生系统、 储热 & 传热流体系统、基础及辅助建筑、接线、管道（吸热器系统管道以外的）。通过对两个塔式电站全生命周期的评估分析（其中没有配

36、置储热系统的作为参考，另一个配置了储 热系统），研究对比发现：带有储热的光热电站比不带储热的光热电站环境影响更小，使用 ReCiPe 指 标评估每千瓦时净发电量的总影响时，无储能的塔式电站多产生了 46% 的影响。当考虑每千瓦时净发电 量的气候变化指标时，带储能的塔式电站的环境影响为 9.8 gCO2 当量 /kWh，没有储能的塔式电站的环 境影响为 31 gCO2 当量 /kWh。研究发现，运营阶段的影响决定了两个电站之间的环境影响差异，并且这可以归因于没有储能的塔 式电站所需的用电量源于电网。电站系统中产生更大影响的是聚光场、传热和储热流体系统。但是当使 用 ReCiPe 指标时，接线的环

37、境影响也较突出；而当使用气候变化指标时，必须考虑集热塔自身。对于无论是否有储热的太阳能热发电站来说，在聚光场组成部件中，产生环境影响最高的是定日镜 金属支架（无论是 ReCiPe 指标还是 IPCC 指标），其次是混凝土基础。尽管如此，如果采用气候变化指 标，混凝土基础的影响更大；如果采用 ReCiPe 指标，金属部件的影响较多。在传热介质和储热系统（HTF& TES system）组成部件中，硝酸盐产生的影响最大。Ecoinvent 数据库中包含的硝酸盐来自矿山或通过 化学反应合成。当盐的类型改变时，硝酸盐对太阳能热发电站 LCA 的影响也会发生变化。影响最小的 盐是那些从矿山（比使用合成产

38、品低 20）提取的。 研究总结指出，储能对于太阳能光热电站至关重要，这不仅能够确保电力的可调度性，而且能够减 少其全生命周期对环境的影响。八、太阳能热发电发展面临的挑战及对策8.1 降低总投资和运维成本如前所述，在太阳能热发电站总投资中，聚光、吸热和储热系统成本所占比例较高。根据可胜技术 公司的数据，在塔式电站中，设备购置费约占总投资的 73%，安装费约占 12%，建筑工程约占 9%，其 他约占 6%。此外，根据国际经验，技术进步对太阳能热发电成本降低的贡献率约 42%，规模化的贡献率约 37%，批量生产的贡献率约 21%。据我国企业的测算，在理想情况下，由于规模化发展带来的电站总投 资整体下

39、降可达 18.4227.56%。通过分析西班牙 PS10 和 PS20 塔式电站（这两座电站采用了同样的技术，只是容量不同，PS10 为 10MW，PS20 为 20MW）发现：电站容量大小和单位投资成本有一定关系。在同样技术条件下，机组容 量越大，单位千瓦投资成本和年运行费用越低；同时，机组容量较大时，机组本身的运行效率明显提高， 电站辅助设备及管道系统的效率也较高，则电站综合效率明显提高。然而电站容量的翻倍并不会导致投 资成本增长的翻倍。根据 Kistner 研究，随着电站容量的翻倍，一些部件的相对成本增加的并不多，但有 一些却呈现出了规模效应。当电站容量从 50MW 增加到 100MW

40、时，下列部件的成本降低甚微：集热场： 97.5%；传热介质：92.2%。下列部件的成本降低显著：发电系统：81.1%；电站平衡系统：76.6%；并网： 65.0%。另外，还有一些费用的相对权重在运行期间保持稳定，例如储热系统、土木工程以及用水29。最后， 最能体现规模效应的方面包括项目管理和项目开发，其成本以绝对数值的形式带有固定性。根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告（2018 年），因为没有化石燃料的成本支出，太阳能热 发电站的运维成本主要包括两大类：保险（这部分每年的费用约占初始资本支出的 0.5 1%）和维护（主 要包括反射镜清洗和更换）。因此，国外光热电站业主降低运维费用的方式

41、侧重在维护；对于运营商来 说，一种降低维护费用的方法就是采用预测分析工具，另一种方法就是以最小化清洁成本的方式设计电 站。一些新的研究表明，在太阳能热发电站的设计和建设中提前进行良好决策和计划，可持久性地降低 其后期的运维成本，从而提高盈利能力。国际上槽式太阳能光热电站平均运维成本约合人民币 0.150.211 元 /kWh，塔式光热电站约合人民币 0.2110.282 元 /kWh。8.2 提高效率太阳能热发电的基本过程涉及聚光、传热和热功转换等方面，太阳能通过热的形式转换成电能需要 经过多个能量转换和传输过程。从光热功转化过程来看，太阳能热发电主要包括以下 3 个过程（如 下图所示）：1）

42、光的聚集与转换过程；2）热量的吸收、蓄存与传递过程；3）热功转换过程。而电站 的年效率则反映一个电站技术水平的先进程度，太阳能热发电站年效率越高说明太阳能到电能的转化能 力越强。太阳能热发电站年效率是一年中太阳能热发电站的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，其与装机容量、设计点太阳直射辐照度、汽轮机入口参数、蓄热系统容量、年日照时数、 辅助能源所占百分比等诸多因素有关。热力学、传热学、光学、材料学等多个学科以及这些学科的交叉是太阳能热发电技术的理论基础。 各能量传递与转换环节的热传递机理及热流特性、光 - 热 - 功转换系统的集成理论和关键材料及技术等 是太阳能热发电技术中需要重视和解决的基础问题。