2024年，是作為調節電源功能定位的光熱電站開始進入運行期的第一年，光熱發電的系統調節能力表現到底如何？這將成為光熱發電進入風光熱一體化發展新時代之后能否實現規模化可持續發展的關鍵。

當前的風光熱一體化項目，普遍按照當地燃煤發電的基準電價上網，高價的光熱需要通過低價的風電和光伏的利潤空間來彌補。這導致投資方為了達到合理的投資收益，大幅削減聚光集熱系統。這將對光熱發電的未來發展產生什么影響？

鏡場面積究竟削減了多少？

聚光集熱系統的投資成本約占整個電站投資的50%左右，削減鏡場面積的同時能顯著拉低電站主機設備的投資成本。據CSPPLAZA不完全統計，目前在建的部分風光熱大基地中光熱項目的鏡場面積及儲熱時長如下表所示：

對比來看，已投運的首批光熱示范項目的鏡場面積及儲熱時長統計如下表所示：

一體化項目中的一個100MW儲能時長8小時的塔式熔鹽光熱電站，其鏡場面積在40-77萬平方米不等，跨度范圍非常大。但首批示范項目中一個50MW裝機儲能時長7小時的塔式熔鹽項目，鏡場面積已經達到了55萬平方米。

一體化項目中的光熱鏡場面積的削減顯而易見。

顯然，首批光熱示范項目的鏡場面積大，發電小時數高，按1.15元/kWh的上網電價，追求發電量，是電量型電源定位；一體化項目中的光熱系統鏡場面積則因為考慮整體項目的收益而被迫大幅削減，是在追求項目合理投資收益前提下的無奈選擇。

對光熱價值體現有多大影響？

伴隨光熱電站的功能定位發生變化，光熱電站的年利用小時數和設備利用率均出現明顯降低，在風光熱一體化項目的運行模式中，對光熱電站的價值體現究竟有多大影響？

多位業內專家認為，削減聚光集熱系統將導致光熱發電機組的發電量和靈活調節功能大打折扣。因為聚光集熱系統規模的限制，光熱發電只能像其他新型儲能的作用一樣，每天在負荷高峰時段發電幾個小時，而不能連續24小時作為旋轉備用、持續為系統提供轉動慣量，喪失了光熱發電長時儲能的技術優勢。

政府層面早先也已認識到了這一問題，給予了政策引導：2023年4月，國家能源局發布的《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》對鏡場面積做出了要求，其中明確：優化光熱電站單機規模和鏡儲等配置，原則上每10萬千瓦電站的鏡場面積不應少于80萬平方米。

但顯然，滿足這一原則性要求的項目寥寥可數。

究竟有多大影響？如何化解？這已是擺在眼前的關鍵問題。即將于4月25-26日在內蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召開的2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會上，與會專家將就這一問題展開深度探討，歡迎大家現場交流！