CSPPLAZA光熱發電網訊：6月12日，2023中國國際光熱大會暨CSPPLAZA第十屆年會在浙江杭州盛大召開，國網能源研究院新能源與統計研究所所長李瓊慧出席會議并帶來主題演講《新發展階段推動光熱發電規模化發展新模式》。

圖：李瓊慧

新發展階段光熱發電技術再認識

新發展階段是怎樣的？李瓊慧認為可以通過以下幾個特征來反映：

▋新發展階段新能源發展新特征

（1）新能源裝機發電量將繼續保持較快增長；

（2）沙戈荒大基地成為新能源大規模高比例發展重要支撐；

（3）開發沙戈荒大基地需要構建新能源供給消納體系；

（4）光熱發電有望成為構建新能源供給消納體系的重要支撐技術。

▋光熱發電再認識

光熱發電產業鏈長，可消化提升特種玻璃、鋼鐵、水泥、熔融鹽等傳統產業，還可帶動新材料、精密設備、智能控制等新興產業發展，光熱發電規模化開發利用將成為我國新能源產業新的增長點。

圖：光熱發電的六大優勢

提及光熱發電，李瓊慧表示，它不僅是發電還是儲能；不僅對于能源轉型具有重要意義，對于生態保護也大有裨益。

光熱發電發展現狀及主要障礙

據李瓊慧介紹，光熱發電的現狀可簡單概括為以下幾方面：

▋光熱發電發展現狀

（1）全球

據統計，2022年底，全球太陽能熱發電累計裝機容量約7050MW(含美國運行30年后退役的槽式電站)。從技術類型來看，槽式占比約77%，塔式約20%，線菲約3%；從地區分布來看，裝機容量最大的三個國家依次為西班牙（2300MW）、美國（1837MW）、中國（588MW）。

（2）中國

據統計，截至2022年底，我國太陽能熱發電累計裝機容量588MW，在全球太陽能熱發電累計裝機容量中占比8.3%。從技術類型看，塔式占比約63%，槽式約26%，線菲式約11%。

（3）中國已建規模

2016年9月，國家能源局印發《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》（國能新能〔2016〕223號），確定第一批太陽能熱發電示范項目共20個，總計裝機容量1349MW，分別分布在青海省、甘肅省、河北省、內蒙古自治區、新疆自治區。截至2022年底，并網發電太陽能熱發電示范項目共9個，總容量55萬千瓦；其中，塔式項目6個，槽式項目2個，線菲式1個。

（4）中國在建規模

圖：大基地規劃光熱裝機容量與占比

根據國家能源局的數據，第一、二批沙戈荒大基地中已經明確光熱發電項目約1.5GW。已上報沙戈荒風光大基地實施方案中提出光熱發電項目2.8GW(其中內蒙古800MW、甘肅700MW、青海1000MW、寧夏100MW，新疆200MW)。配建光熱的大型風光基地風光中,風光裝機和光熱的裝機配比約為8：1。

（5）經濟性

目前，光熱發電成本仍然較高，度電成本約0.65-0.85元/千瓦時。以當前主流的10萬千瓦裝機、12小時儲熱塔式光熱電站為例，光熱發電初始投資在25-30元/瓦，其中聚光和集熱系統占比超過50%。據國際可再生能源署統計，2021年全球光熱發電平準化度電成本為0.764元/千瓦時，顯著高于風電0.221元/千瓦時、光伏0.322元/千瓦時。

李瓊慧表示，盡管目前光熱發電成本仍然較高，但從全球發展趨勢來看，未來將有較大的下降空間。

▋光熱發電規模化發展的主要障礙

李瓊慧分析后總結，目前光熱發電規模化發展主要面臨以下障礙：

(1)項目投資門檻高

光熱發電項目初始投資較大。光熱發電單個項目規模較大，抬高了項目整體投資門檻。我國首批示范項目單個項目的投資均超過10億元，對普通項目建設主體而言，資金規模大、貸款融資難度高。

(2)光熱發電成本依然較高

盡管光熱發電度電成本已降至0.65-0.85元/千瓦時，但仍遠高于風電、光伏。盡管光熱發電消納的系統成本遠低于風電和光伏，但在目前電力市場環境下，其具有的調節性價值還難以變現。

(3)建設條件要求高

光熱發電具有一定的地理約束性。聯合國歐洲經濟委員會的研究顯示，光熱發電土地占用量高于光伏、風電。為保證經濟性，光熱發電需要較高的太陽能資源，因此我國僅西部和北部地區的一些沙漠、戈壁、荒漠地區適宜發展光熱發電。但與此同時，沙戈荒地區多遠離負荷中心，送出成本較高。

(4)發電可靠性需進一步提高

我國光熱發電技術研究及應用起步較晚，光熱項目運行經驗不足，相關專業技術及人才儲備不足，我國在運項目普遍存在設備調試消缺時間較長，年實際發電量仍然偏小等問題。我國光熱發電技術路線以塔式為主，受設備異常故障、運維人員經驗不足影響，項目并網后需要較長時間消缺，2021年實際利用小時數僅為1237小時，遠達不到3000-4000小時的設計值，進一步影響了發電經濟性。

新發展階段光熱發電規模化發展新模式—從光熱發電到光熱儲能

李瓊慧表示，新能源要想發展必須要創新發展模式，找到一個適應新的市場環境的平衡點。

（1）光伏發電/風電+光熱儲能技術特點

光伏發電/風電+光熱儲能技術：如上圖所示，以聚光集熱系統輔以電加熱作為儲能輸入，以高溫熔鹽作為介質。

圖：光伏發電/風電+光熱儲能技術特點

光伏發電/風電+光熱儲能技術降低了光熱發電初投資門檻，建設周期短，可作為長時儲能，能夠比較好的解決西北部地區新能源規模化開發面臨的問題，同時也解決了當前光熱規模化開發的主要障礙。

圖：光熱電站與燃煤發電典型調峰指標對比

在西北部沙戈荒等煤炭資源缺乏的地區，可補位煤電實現大基地的有效開發利用。對于光資源較好的地區，中長期來看，光熱可補位替代一部分服役期滿需要退役煤電機組。

▋光熱儲能應用場景

我國已形成較為完備、基本自主可控的光熱產業鏈，可有效承接煤電裝備產業轉型。我國西北部地區光資源條件較好。光熱儲能主要應用場景主要分布在西北部地區。

場景一：沙戈荒大基地配套

受多種因素制約，沙戈荒大基地配套煤電受到限制。即使按40%配套煤電，冬季晚高峰輸電通道的能力也僅達50-60%，直流故障極易引發大范圍電壓、頻率穩定問題。沙戈荒大基地配置光熱儲能電站，能夠提高通道利用率和系統安全穩定性，降低送受端靈活性制約。

場景二：三北地區自用

隨著風電光伏發電量滲透率的提高，三北地區新能源消納的難度加大，系統保供和保消納的壓力共存。建設本地光熱儲能電站，不僅可緩解保供和保消納的壓力，還可為遠離負荷中心的弱連接電網提供慣量、頻率和電壓支撐。

▋光熱儲能經濟性

光熱儲能由于采用光伏發電/風電+光熱的模式（按1:9考慮），可減少鏡場面積，降低初投資成本和度電。初步測算，在風光資源富集的地區，2*330MW光熱電站通過合理配置熔鹽儲熱規模，初投資可明顯降低，電站綜合經濟性可接近抽水蓄能電站。

發展路徑

李瓊慧從近期和中遠期兩階段簡單闡述了光熱的發展路徑，如下：

（1）近期（2030年前）

近期，光熱可定位為儲能電站，通過光伏/風電+光熱儲能電站的模式帶動產業發展，實現規模化發展的起步。

一方面，由于初投資高，目前光熱難以在當前市場化的背景下實現規模化獨立發展，可定位為儲能電站，通過沙戈荒大基地配建的模式，支撐項目整體經濟性，實現規模化發展。

另一方面，沙漠、戈壁、荒漠大型風光基地一般遠離負荷中心，風電、光伏發電出力波動性強、對電網安全穩定支撐能力弱，面臨調峰能力不足、風光消納受限、特高壓線路利用率低以及電網安全穩定風險。需要配套建設具有較好調節特性和安全穩定支撐能力的電源或儲能。

（2）中遠期（2030年后）

中遠期，隨著技術進步和成本下降，光熱可實現獨立發展，可根據不同地區電力市場的需要，自主選擇發電站開發模式或儲能電站開發模式，在運行中通過發電和儲能模式的優化轉換實現效益最大化。

隨著技術和工藝進步，規模化發展的帶動下，光熱電站的成本有望大幅下降，初步估算，2035年以后光熱發電度電成本可降至0.3元/千瓦時以下，出力特性接近煤電，綜合利用成本接近甚至低于配置儲能的風電和光伏發電。

最后，李瓊慧強調，要以近期發展路徑為重點。近兩年，系統對儲能的需求驟增，更需要沙戈荒通過光伏+風電+光熱盡快做出市場規模。