作者：张宁1 余扬昊1 杜尔顺2 康重庆1（1.清华大学电机系；2.清华大学低碳实验室）

在我国能源安全与碳减排压力下，风电和光伏发电装机还将继续快速增长，电力系统逐步走向高比例可再生能源并网的新时代，高比例风电和光伏发电出力的强波动性与随机性将对电力系统灵活性提出更高要求，其通过电力电子装置并网也将带来系统低惯量与安全稳定问题，电力系统为消纳高比例可再生能源将付出成本。光热发电技术集发电与大容量储能为一身，是具有灵活调节能力的可再生能源。在高比例风电光伏并网下能够发挥调峰、调频、备用等作用，同时其通过同步机并网，同火电一样能够在高比例电力电子并网的电力系统中承担“压舱石”的角色，综合技术经济性优于现有其他技术选择。未来光热发电应作为电力系统重要的清洁灵活调节电源，成为高比例可再生能源基地不可或缺的技术选择。

一、背景

（一）我国碳减排承诺以及可再生能源战略

习近平总书记2020年9月22日在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的碳排放目标，强调了生态文明建设和绿色低碳发展。2060碳中和目标，具体落实在电力行业，就是要加快促进电能生产的低碳转型，充分发挥风力发电与太阳能发电的装机潜力，向高比例可再生能源以及零碳排放电力系统迈进。

2019年我国电源总装机20.1亿千瓦，非化石能源发电装机占比42%，其中风力发电占比10.4%，太阳能发电占比10.1%，装机容量双双突破2亿千瓦。2019年全国总发电量7.3万亿千瓦时，非化石能源发电量占比32%。国家发展改革委、国家能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》（发改基础〔2016〕2795号），提出到2030年非化石能源发电量占全部发电量的比重力争要达到50%。预计到2050年，我国太阳能发电装机将达到21.6亿千瓦，占比达到41%，风电装机将达到14.4亿千瓦，占比27%1。未来的几十年内，我国的风电光伏总装机容量及其占比都将有显著提升，对系统灵活性、安全稳定性以及经济性等都提出了全新的挑战，具体表现为：（1）电力系统调峰能力不足引起大量弃风弃光；（2）风电光伏通过电力电子装置并网带来系统低惯量以及谐振稳定性等问题；（3）风电光伏间歇性降低了输电线路以及常规机组利用小时数，发输电资源投资效率逐渐降低。

（二）光热发电技术特点

太阳能光热发电技术是光伏发电之外的另一种太阳能发电技术。光热电站一般由聚光集热环节、储热环节以及发电环节三个部分构成，中间通过导热油等工质进行能量的传递。

光热发电首先通过聚光集热环节中的镜场反射太阳光至太阳能集热器进行热能的采集，进而加热导热工质，再通过换热装置利用集中的热能形成高压过热蒸汽，以推动汽轮机进行发电。光热电站一般还会同时建设大容量的储热装置，既保证了热能的高效接收与集中存储，同时也使得光热电站本身具有了储能的特性。光热电站在本身实现收集太阳辐照进行可再生能源出力的同时，又可以进行热能的长时间存储，为自身提供出力可调节性，应对光照资源的间歇性与不确定性，并为电网提供灵活性调节空间。

二、光热发电的技术经济优势：以灵活可再生能源消纳间歇性可再生能源

（一）光热发电灵活性促进高比例可再生能源消纳

光热发电通过大规模储热能够促进风电光伏的消纳。装备十余小时的大容量储热的光热发电不仅能够实现其自身的平稳发电，还能够为高比例风电光伏进行调峰。灵活的光热出力将很好地平抑新能源出力的波动，通过削峰填谷，大大增强可再生能源消纳能力，降低弃风弃光。光热电站与风电光伏等可再生能源的打捆能够实现100%可再生能源稳定出力，对于实现高比例可再生能源西电东送具有重要意义。

光热发电为风电光伏出力不确定性提供备用。风电光伏出力的不确定性使其对电力系统产生额外的备用需求，随着电站装机容量的逐年增长，系统的备用需求也将日益增长。目前风电光伏的不确定性主要是依靠火电、水电或者储能提供备用，在未来高比例可再生能源电力系统的场景下，新建火电机组来匹配日益增长的可再生能源备用需求不再具有可持续性。相较之下，光热发电能够提供同步旋转备用，进而降低全系统对电网备用电源的总体需求。

光热电站能够参与调频辅助服务。与火电机组类似，光热电站的发电环节是通过蒸汽轮机旋转发电，具有较强的短时出力调节能力，可以参与电力系统一次与二次调频。光热发电机组的启动时间、爬坡能力等性能都近似甚至优于燃煤机组，另外储热环节使得其出力调节范围更广，参与辅助服务的能力更强。光热电站可以在未满出力的运行状况下，提供调频辅助服务，并在将来逐步开放辅助服务市场，或者提供辅助服务补偿时，获取辅助服务收益。

光热发电在连续多日无风无光的场景下能够为系统提供紧急备用，降低常规机组需求。高比例可再生能源电力系统中连续的极端气候条件可能使得系统出现较大的功率缺额。此时光热发电机组可以作为应急保障发电机组使用天然气发电。要实现这种发电方式，只需要具备天然气供给条件并配置备用的天然气加热炉即可，改造成本低。通过光热电站配合燃气加热提供紧急时段的备用，可以降低对紧急备用机组容量的需求，从系统层面降低装机备用。

（二）光热发电技术纾解低惯量电力系统稳定性难题

光热发电的发电环节工作原理是通过高压过热蒸汽推动汽轮机发电，其物理本质仍然是同步发电机，为系统提供了可靠的转动惯量。常规风电光伏并网所使用的电力电子装置与同步机组的特性差别较大，将会带来较大的惯量缺额，随之而来的就是电力系统应对功率不平衡的调节能力下滑，并带来一系列的频率稳定与电压稳定问题。目前系统的惯量主要是由常规火电等同步机组提供支撑，随着可再生能源在电力系统中的占比逐年上升，系统惯量大幅降低，为系统稳定带来风险。尽管目前已有针对虚拟惯量方面的研究，但是同步机组带来的真实物理惯量对电力系统稳定是不可或缺的。随着常规机组的占比降低，高比例可再生能源电力系统亟需同步机组提供惯量支撑，兼具可再生能源出力与同步电机并网的光热电站能够提供理想解决方案。在配备大容量储热装置的情形下，光热电站可以实现连续24小时稳定出力，在光热大规模装机的情况下，具有承担电网基本负荷的潜力。

（三）光热发电具有技术经济优势

目前，光热发电的装机成本相比光伏与风电更高，这也是制约现阶段光热产业发展的重要因素。然而光热电站还具有灵活调节能力，如果把光热电站看作发电与储能相结合的整体，要比同时投建风电/光伏与电化学储能更有技术经济优势，单纯因为其投资成本高昂而放弃光热投建未免过于片面。

将光热发电与光伏发电进行技术经济对比，同一地点相同容量的光热发电机组（储热13小时）的年发电量约是光伏发电的2.5倍2，同时，光热发电可以提供可靠的电力保障，即100%参与电力平衡，不需要电力系统额外配套建设储能电站。光伏要成为系统中的可靠电源，参与电力平衡，则必须配置至少6小时的储能电站，以实现日内及日间的平稳出力，由此来看光伏配套的电化学储能的成本并不低。经过电力系统运行模拟分析，在同样的年发电量条件下，配备13小时储热的光热发电平准化度电成本约为1.048元/千瓦时。而对应的光伏+电化学储能场景下，其平准化度电成本将达到1.233元/千瓦时3。在清洁能源基地的大规模建设场景下，光热的参与将可以充分发挥其经济优势，得到整体可再生能源综合效益的提升。

光热电站本身还有较强的可改造性，经济效益有进一步的提升空间。通过建设低成本的电制热模块，光热电站就可以兼具储能电站的性能，按照电-热-电的能量转换方式，实现无需依靠光照资源的大容量储能，进一步提高电站的运行灵活性，提高收益。此外，通过建设热交换装置，还可以实现光热电站的集中供热供冷，其热能来源包括储热罐中的热量通过热交换装置的直接供热、汽轮机的乏汽供热等。通过光热电站的热电联供，在综合能源系统的场景中实现太阳能资源的优化配置，也可以提升其综合效益。

（四）光热发电支撑高比例风电光伏并网优势明显

综上所述，相比光伏+储能的配置而言，光热本身的发电经济效益更高。在系统层面上，光热电站具有极佳的外部效益。除了其可再生能源发电效益外，光热发电机组还具备良好的调节特性，可迅速响应电网负荷需求，快速调节机组的出力，可参与电网一次调频和二次调频，同时还可以提供备用和爬坡等服务，并为系统提供足够的惯量支撑。将来随着光热的发展还可以发掘出光热电站的热电联供、提供紧急备用、维持电力系统基本负荷等潜力。这些系统层面的效益目前还没有政策支持与商业模式能够充分反映到光热发电的电价中，但是可以确定的是：有了光热，未来高比例可再生能源电力系统将付出较少的成本来实现风光的消纳。

三、我国光热行业发展展望与建议

（一）明确光热在未来高比例可再生能源电力系统中的定位

目前对光热发电的定位仅停留在“一种成本较高的可再生能源发电方式”并不完全科学。光热发电作为新兴的发电技术，不仅仅是一种清洁能源发电方式，相比风电与光伏发电，还额外具备储能特性，具有容量效益、提供备用与调峰等灵活性服务的效益等。光热发电在未来应定位为“电力系统重要的清洁灵活性资源”，是电力系统迈向更高比例可再生能源并网的不可或缺的发电形式。

目前光热发电的角色定位需要在政府与产业界产生更广泛的共识。随着光热产业规模的扩大，光热发电工程投资将会得到显著的下降，发电成本将可以进一步降低。另一方面，通过对灵活性、辅助服务等补偿机制的完善，光热的技术经济潜力将被充分发掘，在高比例可再生能源电力系统中的竞争力将不断扩大。

（二）保持光热电价补贴，支持光热产业快速发展

我国对风力发电和光伏发电进行电价补贴已经超过10年，对两者的标杆电价补贴也持续了5至10年才开始逐渐退坡。正是由于政府对风电光伏的大力支持，我国才形成产学研的持续发力、风光装机快速增长的发展局面。风电光伏产业链快速成熟，制造成本逐步下降，有力支撑了我国高比例可再生能源电力系统的迅猛发展，未来也即将具备平价上网的条件。

光热发电的技术特性优于光伏+储能，且在高比例可再生能源电力系统当中具有更优秀的表现，目前已有8座示范电站建成并网发电，总装机仅为500兆瓦。由于产业规模较小，光热造价仍然较高，对光热的标杆电价补贴退坡不应操之过急，参考风电与光伏电价补贴的退坡轨迹，在一段时间内持续维持补贴水平，长线布局，缓慢退坡，支持我国光热产业的良性发展。

（三）健全辅助服务市场模式与价格机制，充分反映光热发电对电力系统的贡献

目前受限于较高的投资成本，光热电站大规模发展存在一定困难。无论是电网公司还是电力用户，都需要稳定可靠、调节灵活的电力供应，而目前我国按照电源投资的基准收益率确定上网电价，这种定价方式并不能反映电力品质的优劣，也无法反映出市场需求。随着我国风电和光伏在系统中的占比增大，这一矛盾将更加突出，这使得包括光热在内的参与调峰、调频等辅助服务的机组容易出现亏损。

正如前文所述，如果充分考虑光热的全方面技术经济性，需要对光热在电力系统中的贡献进行合理补偿，释放促进灵活性电源发展的良好信号，进而保障光热发电投资回收。

在目前已经开展电力市场试点工作的地区，可以通过辅助服务市场的方式，使光热发电在辅助服务市场获得收益。通过辅助服务补偿机制，直观地反映出各类型电源的电力品质优劣，突出灵活性机组在可再生能源消纳、电力可靠供应、系统稳定性保障等方面做出巨大贡献，进而弥补其较高装机成本带来的缺陷。