作者：張寧1 余揚昊1 杜爾順2 康重慶1（1.清華大學電機系；2.清華大學低碳實驗室）

在我國能源安全與碳減排壓力下，風電和光伏發電裝機還將繼續快速增長，電力系統逐步走向高比例可再生能源并網的新時代，高比例風電和光伏發電出力的強波動性與隨機性將對電力系統靈活性提出更高要求，其通過電力電子裝置并網也將帶來系統低慣量與安全穩定問題，電力系統為消納高比例可再生能源將付出成本。光熱發電技術集發電與大容量儲能為一身，是具有靈活調節能力的可再生能源。在高比例風電光伏并網下能夠發揮調峰、調頻、備用等作用，同時其通過同步機并網，同火電一樣能夠在高比例電力電子并網的電力系統中承擔“壓艙石”的角色，綜合技術經濟性優于現有其他技術選擇。未來光熱發電應作為電力系統重要的清潔靈活調節電源，成為高比例可再生能源基地不可或缺的技術選擇。

一、背景

（一）我國碳減排承諾以及可再生能源戰略

習近平總書記2020年9月22日在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上發表重要講話，提出“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的碳排放目標，強調了生態文明建設和綠色低碳發展。2060碳中和目標，具體落實在電力行業，就是要加快促進電能生產的低碳轉型，充分發揮風力發電與太陽能發電的裝機潛力，向高比例可再生能源以及零碳排放電力系統邁進。

2019年我國電源總裝機20.1億千瓦，非化石能源發電裝機占比42%，其中風力發電占比10.4%，太陽能發電占比10.1%，裝機容量雙雙突破2億千瓦。2019年全國總發電量7.3萬億千瓦時，非化石能源發電量占比32%。國家發展改革委、國家能源局發布的《能源生產和消費革命戰略（2016-2030）》（發改基礎〔2016〕2795號），提出到2030年非化石能源發電量占全部發電量的比重力爭要達到50%。預計到2050年，我國太陽能發電裝機將達到21.6億千瓦，占比達到41%，風電裝機將達到14.4億千瓦，占比27%1。未來的幾十年內，我國的風電光伏總裝機容量及其占比都將有顯著提升，對系統靈活性、安全穩定性以及經濟性等都提出了全新的挑戰，具體表現為：（1）電力系統調峰能力不足引起大量棄風棄光；（2）風電光伏通過電力電子裝置并網帶來系統低慣量以及諧振穩定性等問題；（3）風電光伏間歇性降低了輸電線路以及常規機組利用小時數，發輸電資源投資效率逐漸降低。

（二）光熱發電技術特點

太陽能光熱發電技術是光伏發電之外的另一種太陽能發電技術。光熱電站一般由聚光集熱環節、儲熱環節以及發電環節三個部分構成，中間通過導熱油等工質進行能量的傳遞。

光熱發電首先通過聚光集熱環節中的鏡場反射太陽光至太陽能集熱器進行熱能的采集，進而加熱導熱工質，再通過換熱裝置利用集中的熱能形成高壓過熱蒸汽，以推動汽輪機進行發電。光熱電站一般還會同時建設大容量的儲熱裝置，既保證了熱能的高效接收與集中存儲，同時也使得光熱電站本身具有了儲能的特性。光熱電站在本身實現收集太陽輻照進行可再生能源出力的同時，又可以進行熱能的長時間存儲，為自身提供出力可調節性，應對光照資源的間歇性與不確定性，并為電網提供靈活性調節空間。

二、光熱發電的技術經濟優勢：以靈活可再生能源消納間歇性可再生能源

（一）光熱發電靈活性促進高比例可再生能源消納

光熱發電通過大規模儲熱能夠促進風電光伏的消納。裝備十余小時的大容量儲熱的光熱發電不僅能夠實現其自身的平穩發電，還能夠為高比例風電光伏進行調峰。靈活的光熱出力將很好地平抑新能源出力的波動，通過削峰填谷，大大增強可再生能源消納能力，降低棄風棄光。光熱電站與風電光伏等可再生能源的打捆能夠實現100%可再生能源穩定出力，對于實現高比例可再生能源西電東送具有重要意義。

光熱發電為風電光伏出力不確定性提供備用。風電光伏出力的不確定性使其對電力系統產生額外的備用需求，隨著電站裝機容量的逐年增長，系統的備用需求也將日益增長。目前風電光伏的不確定性主要是依靠火電、水電或者儲能提供備用，在未來高比例可再生能源電力系統的場景下，新建火電機組來匹配日益增長的可再生能源備用需求不再具有可持續性。相較之下，光熱發電能夠提供同步旋轉備用，進而降低全系統對電網備用電源的總體需求。

光熱電站能夠參與調頻輔助服務。與火電機組類似，光熱電站的發電環節是通過蒸汽輪機旋轉發電，具有較強的短時出力調節能力，可以參與電力系統一次與二次調頻。光熱發電機組的啟動時間、爬坡能力等性能都近似甚至優于燃煤機組，另外儲熱環節使得其出力調節范圍更廣，參與輔助服務的能力更強。光熱電站可以在未滿出力的運行狀況下，提供調頻輔助服務，并在將來逐步開放輔助服務市場，或者提供輔助服務補償時，獲取輔助服務收益。

光熱發電在連續多日無風無光的場景下能夠為系統提供緊急備用，降低常規機組需求。高比例可再生能源電力系統中連續的極端氣候條件可能使得系統出現較大的功率缺額。此時光熱發電機組可以作為應急保障發電機組使用天然氣發電。要實現這種發電方式，只需要具備天然氣供給條件并配置備用的天然氣加熱爐即可，改造成本低。通過光熱電站配合燃氣加熱提供緊急時段的備用，可以降低對緊急備用機組容量的需求，從系統層面降低裝機備用。

（二）光熱發電技術紓解低慣量電力系統穩定性難題

光熱發電的發電環節工作原理是通過高壓過熱蒸汽推動汽輪機發電，其物理本質仍然是同步發電機，為系統提供了可靠的轉動慣量。常規風電光伏并網所使用的電力電子裝置與同步機組的特性差別較大，將會帶來較大的慣量缺額，隨之而來的就是電力系統應對功率不平衡的調節能力下滑，并帶來一系列的頻率穩定與電壓穩定問題。目前系統的慣量主要是由常規火電等同步機組提供支撐，隨著可再生能源在電力系統中的占比逐年上升，系統慣量大幅降低，為系統穩定帶來風險。盡管目前已有針對虛擬慣量方面的研究，但是同步機組帶來的真實物理慣量對電力系統穩定是不可或缺的。隨著常規機組的占比降低，高比例可再生能源電力系統亟需同步機組提供慣量支撐，兼具可再生能源出力與同步電機并網的光熱電站能夠提供理想解決方案。在配備大容量儲熱裝置的情形下，光熱電站可以實現連續24小時穩定出力，在光熱大規模裝機的情況下，具有承擔電網基本負荷的潛力。

（三）光熱發電具有技術經濟優勢

目前，光熱發電的裝機成本相比光伏與風電更高，這也是制約現階段光熱產業發展的重要因素。然而光熱電站還具有靈活調節能力，如果把光熱電站看作發電與儲能相結合的整體，要比同時投建風電/光伏與電化學儲能更有技術經濟優勢，單純因為其投資成本高昂而放棄光熱投建未免過于片面。

將光熱發電與光伏發電進行技術經濟對比，同一地點相同容量的光熱發電機組（儲熱13小時）的年發電量約是光伏發電的2.5倍2，同時，光熱發電可以提供可靠的電力保障，即100%參與電力平衡，不需要電力系統額外配套建設儲能電站。光伏要成為系統中的可靠電源，參與電力平衡，則必須配置至少6小時的儲能電站，以實現日內及日間的平穩出力，由此來看光伏配套的電化學儲能的成本并不低。經過電力系統運行模擬分析，在同樣的年發電量條件下，配備13小時儲熱的光熱發電平準化度電成本約為1.048元/千瓦時。而對應的光伏+電化學儲能場景下，其平準化度電成本將達到1.233元/千瓦時3。在清潔能源基地的大規模建設場景下，光熱的參與將可以充分發揮其經濟優勢，得到整體可再生能源綜合效益的提升。

光熱電站本身還有較強的可改造性，經濟效益有進一步的提升空間。通過建設低成本的電制熱模塊，光熱電站就可以兼具儲能電站的性能，按照電-熱-電的能量轉換方式，實現無需依靠光照資源的大容量儲能，進一步提高電站的運行靈活性，提高收益。此外，通過建設熱交換裝置，還可以實現光熱電站的集中供熱供冷，其熱能來源包括儲熱罐中的熱量通過熱交換裝置的直接供熱、汽輪機的乏汽供熱等。通過光熱電站的熱電聯供，在綜合能源系統的場景中實現太陽能資源的優化配置，也可以提升其綜合效益。

（四）光熱發電支撐高比例風電光伏并網優勢明顯

綜上所述，相比光伏+儲能的配置而言，光熱本身的發電經濟效益更高。在系統層面上，光熱電站具有極佳的外部效益。除了其可再生能源發電效益外，光熱發電機組還具備良好的調節特性，可迅速響應電網負荷需求，快速調節機組的出力，可參與電網一次調頻和二次調頻，同時還可以提供備用和爬坡等服務，并為系統提供足夠的慣量支撐。將來隨著光熱的發展還可以發掘出光熱電站的熱電聯供、提供緊急備用、維持電力系統基本負荷等潛力。這些系統層面的效益目前還沒有政策支持與商業模式能夠充分反映到光熱發電的電價中，但是可以確定的是：有了光熱，未來高比例可再生能源電力系統將付出較少的成本來實現風光的消納。

三、我國光熱行業發展展望與建議

（一）明確光熱在未來高比例可再生能源電力系統中的定位

目前對光熱發電的定位僅停留在“一種成本較高的可再生能源發電方式”并不完全科學。光熱發電作為新興的發電技術，不僅僅是一種清潔能源發電方式，相比風電與光伏發電，還額外具備儲能特性，具有容量效益、提供備用與調峰等靈活性服務的效益等。光熱發電在未來應定位為“電力系統重要的清潔靈活性資源”，是電力系統邁向更高比例可再生能源并網的不可或缺的發電形式。

目前光熱發電的角色定位需要在政府與產業界產生更廣泛的共識。隨著光熱產業規模的擴大，光熱發電工程投資將會得到顯著的下降，發電成本將可以進一步降低。另一方面，通過對靈活性、輔助服務等補償機制的完善，光熱的技術經濟潛力將被充分發掘，在高比例可再生能源電力系統中的競爭力將不斷擴大。

（二）保持光熱電價補貼，支持光熱產業快速發展

我國對風力發電和光伏發電進行電價補貼已經超過10年，對兩者的標桿電價補貼也持續了5至10年才開始逐漸退坡。正是由于政府對風電光伏的大力支持，我國才形成產學研的持續發力、風光裝機快速增長的發展局面。風電光伏產業鏈快速成熟，制造成本逐步下降，有力支撐了我國高比例可再生能源電力系統的迅猛發展，未來也即將具備平價上網的條件。

光熱發電的技術特性優于光伏+儲能，且在高比例可再生能源電力系統當中具有更優秀的表現，目前已有8座示范電站建成并網發電，總裝機僅為500兆瓦。由于產業規模較小，光熱造價仍然較高，對光熱的標桿電價補貼退坡不應操之過急，參考風電與光伏電價補貼的退坡軌跡，在一段時間內持續維持補貼水平，長線布局，緩慢退坡，支持我國光熱產業的良性發展。

（三）健全輔助服務市場模式與價格機制，充分反映光熱發電對電力系統的貢獻

目前受限于較高的投資成本，光熱電站大規模發展存在一定困難。無論是電網公司還是電力用戶，都需要穩定可靠、調節靈活的電力供應，而目前我國按照電源投資的基準收益率確定上網電價，這種定價方式并不能反映電力品質的優劣，也無法反映出市場需求。隨著我國風電和光伏在系統中的占比增大，這一矛盾將更加突出，這使得包括光熱在內的參與調峰、調頻等輔助服務的機組容易出現虧損。

正如前文所述，如果充分考慮光熱的全方面技術經濟性，需要對光熱在電力系統中的貢獻進行合理補償，釋放促進靈活性電源發展的良好信號，進而保障光熱發電投資回收。

在目前已經開展電力市場試點工作的地區，可以通過輔助服務市場的方式，使光熱發電在輔助服務市場獲得收益。通過輔助服務補償機制，直觀地反映出各類型電源的電力品質優劣，突出靈活性機組在可再生能源消納、電力可靠供應、系統穩定性保障等方面做出巨大貢獻，進而彌補其較高裝機成本帶來的缺陷。