2016 年，在国家发展改革委和国家能源局的共同努力下，我国启动了首批20个太阳能热发电示范项目，总规模达1349MW，标志着我国太阳能热发电的商业化进程开始起步。这20个示范项目中3个项目已于2018年年底前建成投产，总装机量达200MW，占整批示范规模的14.8%。这3个示范项目分别为：青海中广核德令哈50MW 槽式太阳能热发电站，于2018年10月10日投运；首航节能敦煌100MW 塔式太阳能热发电站，于2018年12月28日并网发电；青海中控太阳能德令哈50MW 塔式太阳能热发电站，于2018年12月30 日并网发电。中国电建青海共和50MW塔式太阳能热发电站已于2019年9月19日并网发电。还有4个示范项目正加紧建设，计划最晚于2020年6月底前并网，总装机量为250MW。分别为：中国能建哈密50MW塔式太阳能热发电站、内蒙古乌拉特中旗100MW槽式太阳能热发电站、兰州大成敦煌50MW熔盐线性菲涅尔式太阳能热发电站、玉门鑫能50MW二次聚光塔式太阳能热发电站。
除太阳能热发电示范项目外，在国家能源局公布的多能互补集成优化示范项目中，鲁能海西州格尔木50MW塔式熔盐太阳能热发电项目已于2019年9月19日并网发电。
在与其他几个国家合作的太阳能热发电项目方面，2018年上海电气与ACWA Power公司合作，成功中标迪拜水电局(DEWA)“一塔三槽”700MW太阳能热发电项目，上海电气为该项目的联合投标方和工程总承包方(EPC)。
通过首批太阳能热发电示范项目的建设，我国建立了太阳能热发电全产业链。依照国家太阳能光热产业技术创新战略联盟发布的《2018年度太阳能热发电及采暖技术产业蓝皮书》的统计数据，在我国与太阳能热发电产业相关的行业数量如图1 所示，太阳能热发电产业核心部件、材料的年产能数据如表1 所示。
由图1和表1可知，我国的太阳能产业链已经覆盖了太阳能热发电的多个环节，即我国太阳能热发电的产业链已形成，但其中的多个行业类别仍是其他几个国家占主导地位。
与所有能源一样，随着政策的变化，我国太阳能热发电市场的发展也经历了起伏。在首批太阳能热发电示范项目中，只有3个示范项目在2018年底投产，而对于逾期投产的示范项目将实施何种电价政策一直悬而未决；至于国家对太阳能热发电项目的后续政策也无明显迹象。于是，因示范项目培养起来的建设团队处于无事可干的状态，整个太阳能热发电产业也处于“沉寂”状态。行业内参加太阳能热发电相关会议的人数较前两年也有所减少，因此，我国太阳能热发电产业在经历了2016年的热潮后于2019年陷入了发展的低迷期。
2020～2021年期间，国家首批太阳能热发电示范项目将基本划上句点，面临“十三五”结束和“十四五”即将开局的节点，在多方因素驱动下，关于太阳能热发电的相关规划、政策将逐步明晰；如果相关激励政策出台，2022年将是太阳能热发电大规模产业化发展的起始年。
1、2015年，国家能源局启动首批太阳能热发电示范项目的申报工作，市场进入准备阶段；
2、2016年，国家发展改革委和国家能源局分别公布了示范项目名单和电价，市场开始启动；
4、2019年，是我国太阳能热发电产业高质量发展最为困难的一年，根本原因在于针对延期投产项目及未来项目的政策尚不明朗；
5、2020年，太阳能热发电技术基本成熟，对于成本下降空间和减少相关成本的方式较为了解；
6、2021年，产业内部将不断减少相关成本，外部将多方争取政策方面的支持，产业蓄势待发；
1、 只有极小部分示范项目建成(3/20)，导致社会各层面对太阳能热发电技术产生了质疑；
3、 由于建成的项目仍处于调试期，尚无电站连续运行12个月后的发电量数据，导致出台第二批示范项目电价政策的依据不足；
4、由于国家未公布明确的电价机制，金融机构、央企、国有企业的投资受到较大约束，整个太阳能热发电产业缺少现金流；
5、 已建成项目的工程建设方在无新开工项目时仍需维持昂贵的人员费用，压力巨大；
6、央企投资的大部分项目还未建成，比如，中国能建哈密50MW塔式太阳能热发电站、内蒙古乌拉特中旗100MW槽式太阳能热发电站等项目，这些项目预计在2019年底才能建成，导致2019年国家投资的项目整体呼声不足。上述问题造成2019年成为中国太阳能热发电产业自国家启动首批太阳能热发电示范项目并给予标杆电价以来发展最困难，也是最困惑的一年。
2020年是“十三五”结束，“十四五”开始的年份。在这一年，我国已投产及处于调试的首批太阳能热发电项目与多能互补项目将达到550MW。根据国际上太阳能热发电站的投产经验及对各示范项目业主的调研，截至2020年底，这些电站预计将全部能够达到设计发电量。首批多能互补集成优化示范项目中的鲁能海西州格尔木50MW塔式熔盐太阳能热发电项目将在2020年显示出调峰功能，这将引起电力行业很大的兴趣，青海附近也将兴起一批太阳能热发电站的建设，为青海成为可再次生产的能源电源基地提供支撑。
以风电和光伏发电为主的新能源电力已成为中国第二大电源。然而，高比例的可再次生产的能源电力接入电网给能源转型中的电力系统带来了重大技术挑战，面临的问题包括风能、太阳能资源的波动性和随机性，以及风电、光伏发电设备的低抗扰性和弱支撑性，因此，风电、光伏发电的高效消纳和安全运行等将是我国新能源电力系统长期面临的重大挑战。而太阳能热发电是集发电和储能为一身的可再次生产的能源发电方式，其具有电力输出稳定、可靠、调节灵活的特性，可提供较为可靠的电力保障，即100%参与电力平衡，不需要额外配备储能设备，能够解决目前风电和光伏发电并网面临的消纳与安全运行问题。
四、2022 年将成为中国太阳能热发电大规模产业化发展的起步年份的基本判断
1、 经过2年左右的性能爬坡期及经验积累，预计到2022年，并网的太阳能热发电示范项目的年发电量将达到设计值，装备和运维技术也将逐步成熟，可为后续电价的出台提供基本依据，为民众和决策者提供信心；
2、已投运的电站全天候24小时连续发电的优势，让人们从实际应用中看到了带有储能功能的太阳能热发电站的运行优势。
3、度电成本大幅度降低。国家太阳能光热产业技术创新战略联盟于2013年组织编制的《中国太阳能热发电产业政策研究报告》对太阳能热发电电价的预测与当前我国太阳能热发电产业的实际发展状况吻合度很高。据此报告预测，到2021年，我国太阳能热发电的度电成本(LCOE) 在0.65～0.76元/kWh之间。度电成本的降低将极大促进我国太阳能热发电产业商业化的开展。
4、 强大的“国家队”集体发声。2021年，国家投资的太阳能热发电项目将集体达标，届时中广核、中国能建、中国电建、中船重工等央企项目运行，会带动更高地启动下一批太阳能热发电项目的呼声。首航节能和中控太阳能的热发电站运行达标后可能会出售给央企，届时电站业主的主流将全部变为实力和话语权强大的国企、央企。
5、 随着光伏发电的装机量猛增，预计其每年的装机量都会超过43GW，电网的净负荷曲线，即“鸭型曲线”( 实际电力需求与供给量之间的曲线变化，反映了峰值需求与可再次生产的能源生产之间的时间不平衡) 的曲率会日益明显，需要缩小供需差距，而带有储能功能的太阳能热发电站能改善“鸭型曲线”。目前，摩洛哥和阿联酋已成功实施了装机规模为500～950MW的“光伏发电+ 太阳能热发电”混合电站，二者都充分的发挥了各自的优势。
影响我国太阳能热发电产业高质量发展的因素最重要的包含：国家宏观政策、能源生产与消费革命、其他可再次生产的能源电力的联合发展、与自身产业链建设的关系、能源的梯级利用带来的效率和成本优化。
公用事业规模的光伏发电成本极其低廉，仅次于陆上风电。光伏发电的度电成本上限为43～53美元/MWh。太阳能发电增长了3000万t油当量，仅低于风电(3200 万t 油当量)，并贡献了超过40%的可再次生产的能源增长。图3为2018年全球各类能源的消费情况，从图中可看出，在全世界内，亚太地区的可再次生产的能源发展最快，其中中国的贡献最大。我国在宏观政策层面对可再次生产的能源的支持力度是不言而喻的。
自2015年起，可再次生产的能源的新增装机量首次超过化石能源的新增装机量，且可再次生产的能源装机量超过了所有化石能源发电的装机量总和，全球电力系统发生了结构性转变。由于太阳能资源的广泛性，其在我国电力结构中具有举足轻重的地位。图4为我国电力结构中各种能源贡献的现状和发展形态趋势，从图中可知，未来太阳能的贡献最大。
太阳能热发电系统由于带有储能装置，因此其可与风电和光伏发电组合，以增加可再次生产的能源电力的上网比例。
根据中国电力科学研究院新能源研究所的研究成果，风电和光伏发电与太阳能热发电相结合的发电方式，可明显降低电站的弃风、弃光率。表2为电力系统中弃风、弃光率，以及太阳能热发电站与风电和光伏发电结合后的弃风、弃光情况。从表中的数据能够准确的看出，当400MW的风电装机量与200MW 的光伏发电装机量及50MW的太阳能热发电装机量相配合时，其外送通道容量占比较单一的风电或光伏电站有大幅度提高，弃风、弃光率也有大幅下降。
目前，全球已实施和正在实施的“光伏发电+ 太阳能热发电”项目中，摩洛哥总装机量为580MW的Noor Ouarzazate项目为全球最大。该项目的第1期Noor 1槽式太阳能热发电站(160MW) 已于2016年开始运行，第2期Noor 2槽式太阳能热发电站(200MW) 及第3期Noor 3塔式太阳能热发电站(150MW) 先后于2018年并网。
摩洛哥Noor Midelt“光伏发电+ 太阳能热发电”项目的第1期总装机量为825MW，其中包含300MW的太阳能热发电及525MW的光伏发电。Noor Midelt项目的第2期也同样将采用此发电形式，并已于2019年7月9日发布了招标公告，Noor Midelt项目两期的总装机量高达1030MW。
迪拜太阳能主题公园项目由迪拜水电局(DEWA) 实施，总投资达33亿美元。该项目的电量结构采用“光伏发电+ 太阳能热发电”方案，总装机量为1100MW，这中间还包括1座100MW的塔式太阳能热发电站和3座200MW的槽式太阳能热发电站，太阳能热发电总装机量为700MW，每座太阳能热发电站均配置11～15小时的储热系统。在电量结构中，太阳能热发电的占比为88%，光伏发电的占比为12%。电价体现了太阳能热发电的储能调峰优势和价值：在为期7个月的夏季时间段的10:00～16:00，购电方收购的太阳能热发电电价为29美元/MWh，在其他时间段的电价为92美元/MWh。
鲁能集团实施的海西州多能互补集成优化示范工程是国家能源局于2017年1月25日公布的首批23个多能互补集成优化示范工程之一。该项目包括50MW的太阳能热发电200MW的光伏发电400MW的风电及50MWh的磷酸铁锂电池储能电站，项目已于2019年9月全部完成。
该项目中采用的技术可对风电、光伏发电、太阳能热发电、储电等组合方案进行实时柔性控制和智能调控，能最大限度地减少弃光、弃风率。华源电力有限公司、绿巨人新能源有限公司和张北县瑞凯新能源有限公司共同实施开发的张家口张北县风光热储输多能互补集成优化示范项目也属于国家能源局的首批多能互补集成优化示范工程之一，工程总装机量为475MW，包括50MW的太阳能热发电、250MW的光伏发电及250MWh的蓄电池储能电站。
随着2016年我国启动太阳能热发电示范项目建设，太阳能热发电产业链逐步形成，截至目前，该产业链已经很成熟。图5和图6为非公有制企业、央企和国企在太阳能热发电产业链上的分布情况。从图中能够准确的看出，我国各类企业侧重点不同，但民企、央企和国企的结合构成了我国太阳能热发电产业完整的产业链，这个链条为我国的太阳能热发电产业高质量发展提供了至关重要的基础，是国家启动首批太阳能热发电示范项目的重大成果。未来在更多项目的拉动下，在这些已形成的基础上，我国太阳能热发电产业的发展会更加迅猛，会使度电成本下幅度更大。镜场在太阳能热发电站投资中的占比近50%，因此未来太阳能热发电站度电成本下降的突破口在于聚光器的总体设计，最重要的包含降低用钢量和降低传动成本两方面。
将太阳能热发电的余热用于采暖及海水淡化可大幅度提高太阳能热发电系统的综合能源利用效率。将我国采暖负荷区与太阳能资源情况做对比不难发现，太阳能资源丰富地区一般也是冬季有必要进行采暖的地区。
在太阳能海水淡化方面包括太阳能热发电的电水联产，美国能源部(DOE) 启动了2100万美元的科技项目支持太阳能海水淡化，旨在加快太阳能热发电海水淡化技术的创新突破，降低海水淡化的成本，将大容量、低盐度的海水淡化处理成本降至0.5美元/m3。项目的详细的细节内容包括4个方面：
通过首批太阳能热发电示范项目的建设，我国建立了太阳能热发电的全产业链。然而由于逾期投产的示范项目将实施的电价政策，以及国家对于太阳能热发电产业的后续支持政策一直悬而未决，导致整个太阳能热发电产业处于“沉寂”状态，2019年成为中国太阳能热发电产业高质量发展的低迷期。我们期待在多方因素驱动下，关于太阳能热发电产业高质量发展的相关规划、政策能够逐步明晰；如果相关激励政策出台，2022年将是我国太阳能热发电大规模产业化发展的起始年。
未来非水可再次生产的能源发电装机量占高比例的电力系统必须要有更多可靠、灵活的电源和储能电站提供电力保障。太阳能热发电是集发电和储能为一体的可再次生产的能源发电方式，其可与风电和光伏发电组合，以解决目前大规模风电和光伏发电并网带来的消纳和安全运行问题。希望政府相关职能部门能够关注太阳能热发电的电力品质，充分的发挥太阳能热发电站作为调峰电源且兼具储能功能的优势，尽快出台相关的支持政策。
来源：《太阳能》杂志2019年第11期（总307期）P5-P10返回搜狐，查看更加多
