6月12日，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧带来主题演讲《新发展阶段推动光热发电规模化发展新模式》。

新发展阶段光热发电技术再认识

新发展阶段是怎样的？李琼慧认为可以通过以下几个特征来反映：

▋新发展阶段新能源发展新特征

（1）新能源装机发电量将继续保持较快增长；

（2）沙戈荒大基地成为新能源大规模高比例发展重要支撑；

（3）开发沙戈荒大基地需要构建新能源供给消纳体系；

（4）光热发电有望成为构建新能源供给消纳体系的重要支撑技术。

▋光热发电再认识

光热发电产业链长，可消化提升特种玻璃、钢铁、水泥、熔融盐等传统产业，还可带动新材料、精密设备、智能控制等新兴产业发展，光热发电规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。

图：光热发电的六大优势

提及光热发电，李琼慧表示，它不仅是发电还是储能；不仅对于能源转型具有重要意义，对于生态保护也大有裨益。

光热发电发展现状及主要障碍

据李琼慧介绍，光热发电的现状可简单概括为以下几方面：

▋光热发电发展现状

（1）全球

据统计，2022年底，全球太阳能热发电累计装机容量约7050MW(含美国运行30年后退役的槽式电站)。从技术类型来看，槽式占比约77%，塔式约20%，线菲约3%；从地区分布来看，装机容量最大的三个国家依次为西班牙（2300MW）、美国（1837MW）、中国（588MW）。

（2）中国

据统计，截至2022年底，我国太阳能热发电累计装机容量588MW，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比8.3%。从技术类型看，塔式占比约63%，槽式约26%，线菲式约11%。

（3）中国已建规模

2016年9月，国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》（国能新能〔2016〕223号），确定第一批太阳能热发电示范项目共20个，总计装机容量1349MW，分别分布在青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自治区。截至2022年底，并网发电太阳能热发电示范项目共9个，总容量55万千瓦；其中，塔式项目6个，槽式项目2个，线菲式1个。

（4）中国在建规模

图：大基地规划光热装机容量与占比

根据国家能源局的数据，第一、二批沙戈荒大基地中已经明确光热发电项目约1.5GW。已上报沙戈荒风光大基地实施方案中提出光热发电项目2.8GW(其中内蒙古800MW、甘肃700MW、青海1000MW、宁夏100MW，新疆200MW)。配建光热的大型风光基地风光中,风光装机和光热的装机配比约为8：1。

（5）经济性

目前，光热发电成本仍然较高，度电成本约0.65-0.85元/千瓦时。以当前主流的10万千瓦装机、12小时储热塔式光热电站为例，光热发电初始投资在25-30元/瓦，其中聚光和集热系统占比超过50%。据国际可再生能源署统计，2021年全球光热发电平准化度电成本为0.764元/千瓦时，显著高于风电0.221元/千瓦时、光伏0.322元/千瓦时。

李琼慧表示，尽管目前光热发电成本仍然较高，但从全球发展趋势来看，未来将有较大的下降空间。

▋光热发电规模化发展的主要障碍

李琼慧分析后总结，目前光热发电规模化发展主要面临以下障碍：

(1)项目投资门槛高

光热发电项目初始投资较大。光热发电单个项目规模较大，抬高了项目整体投资门槛。我国首批示范项目单个项目的投资均超过10亿元，对普通项目建设主体而言，资金规模大、贷款融资难度高。

(2)光热发电成本依然较高

尽管光热发电度电成本已降至0.65-0.85元/千瓦时，但仍远高于风电、光伏。尽管光热发电消纳的系统成本远低于风电和光伏，但在目前电力市场环境下，其具有的调节性价值还难以变现。

(3)建设条件要求高

光热发电具有一定的地理约束性。联合国欧洲经济委员会的研究显示，光热发电土地占用量高于光伏、风电。为保证经济性，光热发电需要较高的太阳能资源，因此我国仅西部和北部地区的一些沙漠、戈壁、荒漠地区适宜发展光热发电。但与此同时，沙戈荒地区多远离负荷中心，送出成本较高。

(4)发电可靠性需进一步提高

我国光热发电技术研究及应用起步较晚，光热项目运行经验不足，相关专业技术及人才储备不足，我国在运项目普遍存在设备调试消缺时间较长，年实际发电量仍然偏小等问题。我国光热发电技术路线以塔式为主，受设备异常故障、运维人员经验不足影响，项目并网后需要较长时间消缺，2021年实际利用小时数仅为1237小时，远达不到3000-4000小时的设计值，进一步影响了发电经济性。

新发展阶段光热发电规模化发展新模式—从光热发电到光热储能

李琼慧表示，新能源要想发展必须要创新发展模式，找到一个适应新的市场环境的平衡点。

（1）光伏发电/风电+光热储能技术特点

光伏发电/风电+光热储能技术：如上图所示，以聚光集热系统辅以电加热作为储能输入，以高温熔盐作为介质。

图：光伏发电/风电+光热储能技术特点

光伏发电/风电+光热储能技术降低了光热发电初投资门槛，建设周期短，可作为长时储能，能够比较好的解决西北部地区新能源规模化开发面临的问题，同时也解决了当前光热规模化开发的主要障碍。

图：光热电站与燃煤发电典型调峰指标对比

在西北部沙戈荒等煤炭资源缺乏的地区，可补位煤电实现大基地的有效开发利用。对于光资源较好的地区，中长期来看，光热可补位替代一部分服役期满需要退役煤电机组。

▋光热储能应用场景

我国已形成较为完备、基本自主可控的光热产业链，可有效承接煤电装备产业转型。我国西北部地区光资源条件较好。光热储能主要应用场景主要分布在西北部地区。

场景一：沙戈荒大基地配套

受多种因素制约，沙戈荒大基地配套煤电受到限制。即使按40%配套煤电，冬季晚高峰输电通道的能力也仅达50-60%，直流故障极易引发大范围电压、频率稳定问题。沙戈荒大基地配置光热储能电站，能够提高通道利用率和系统安全稳定性，降低送受端灵活性制约。

场景二：三北地区自用

随着风电光伏发电量渗透率的提高，三北地区新能源消纳的难度加大，系统保供和保消纳的压力共存。建设本地光热储能电站，不仅可缓解保供和保消纳的压力，还可为远离负荷中心的弱连接电网提供惯量、频率和电压支撑。

▋光热储能经济性

光热储能由于采用光伏发电/风电+光热的模式（按1:9考虑），可减少镜场面积，降低初投资成本和度电。初步测算，在风光资源富集的地区，2*330MW光热电站通过合理配置熔盐储热规模，初投资可明显降低，电站综合经济性可接近抽水蓄能电站。

发展路径

李琼慧从近期和中远期两阶段简单阐述了光热的发展路径，如下：

（1）近期（2030年前）

近期，光热可定位为储能电站，通过光伏/风电+光热储能电站的模式带动产业发展，实现规模化发展的起步。

一方面，由于初投资高，目前光热难以在当前市场化的背景下实现规模化独立发展，可定位为储能电站，通过沙戈荒大基地配建的模式，支撑项目整体经济性，实现规模化发展。

另一方面，沙漠、戈壁、荒漠大型风光基地一般远离负荷中心，风电、光伏发电出力波动性强、对电网安全稳定支撑能力弱，面临调峰能力不足、风光消纳受限、特高压线路利用率低以及电网安全稳定风险。需要配套建设具有较好调节特性和安全稳定支撑能力的电源或储能。

（2）中远期（2030年后）

中远期，随着技术进步和成本下降，光热可实现独立发展，可根据不同地区电力市场的需要，自主选择发电站开发模式或储能电站开发模式，在运行中通过发电和储能模式的优化转换实现效益最大化。

随着技术和工艺进步，规模化发展的带动下，光热电站的成本有望大幅下降，初步估算，2035年以后光热发电度电成本可降至0.3元/千瓦时以下，出力特性接近煤电，综合利用成本接近甚至低于配置储能的风电和光伏发电。

最后，李琼慧强调，要以近期发展路径为重点。近两年，系统对储能的需求骤增，更需要沙戈荒通过光伏+风电+光热尽快做出市场规模。

相关线下活动：

第十三届光热发电中国聚焦大会2023（2023年11月，中国）

第四届光热发电创新大会2023（时间待定，西班牙马德里）

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