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2024年01月18日，《中国太阳能热发电行业蓝皮书2023》（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（以下简称：国家太阳能光热联盟）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，经专家委员会审核，由国家太阳能光热联盟专家委员会主任委员、中国科学院何雅玲院士批准发布。为此我们还为大家梳理了2020至2023年太阳能热发电行业蓝皮书系列干货。
截至2023年底，我国兆瓦级规模以上光热发电机组累计装机容量588MW，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比7.8%。目前我国共有11座光热电站并网发电，装机容量570MW；其中，最大装机规模100MW，最小装机规模10MW。根据聚光形式的不同，在我国并网光热电站中，熔盐塔式（简称：塔式）占比约64.9%，导热油槽式（简称槽式）约26.3%，熔盐线性菲涅尔式（简称：线%。
2023年，随着运行经验的积累和运行水平的逐步提高，各太阳能热发电示范电站的运行性能不断提高，逐步进入稳定发电期，发电量大幅提升。随着以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设加快推进，作为落实市场化并网条件的配套选择之一，光热发电项目不断增加。根据国家太阳能光热联盟统计，截至2023年12月31日，我国各省市自治区在建和拟建（列入政府名单）光热发电项目约43个，总装机容量480万千瓦，预计最晚将于2025年完成建设。
在关键材料和产品产能方面，在原有产能基础上，为迎接风光大基地中光热发电项目建设，2023年，相关企业通过延长自身产业链或新建生产线，提高光热发电行业的供应支撑能力。根据国家太阳能光热联盟不完全统计，我国光热发电工程相关配套企业约600家；其中，集热系统相关产品和设备供应商约245家，储热系统相关产品和设备供应商约135家，我国光热发电产业配套能力显著增强。
在光热发电技术经济性方面，《蓝皮书》表示，目前光热电站在电网中的功能发生了变化，由国家第一批光热发电示范项目“能发尽发”的独立电源调整为“储能调峰”电源，储能时间也按照项目需求优化为8小时左右；聚光系统规模比第一批示范项目减少，等效年利用小时数较低。光热电站的系统配置，考虑在满足装机规模、储能时长、系统设备安全性等要求前提下降低初投资；100MW塔式光热电站单位造价由29770元/kW下降至16209元/kW，下降幅度约45.6%。
光热发电正处于规模化发展和技术快速进步阶段，随着规模化成本降低和发电效率提高，熔盐储能光热发电的度电成本将进一步下降；预计到2025年塔式光热电站度电成本将下降至0.61元，2027年降低至0.53元左右。槽式光热发电技术方面，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，槽式光热电站度电成本可下降至约0.61元/kWh。通过“超大槽集热+熔盐传热及储热”技术方案，电站装机容量进一步扩大至2×300MW或更大规模，度电成本预计2030年之前进一步降低至0.4~0.5元/kWh。在熔盐线菲式光热发电技术方面，通过扩大单机规模，行业规模化发展，持续的技术创新和系统优化，以及政策和电力市场的支持等，预计至2025年，单机规模300MW以上的熔盐线菲式光热电站的度电成本可达到0.6元/kWh以内水平，项目经济性将显著提高。