在碳达峰、碳中和目标的驱动下，大规模开发利用新能源成为中国电力系统的必然选择。太阳能热发电(光热发电)作为一种输出功率灵活可调、储能时间长的新能源发电技术，可以发挥促进新能源电力消纳、提高电力系统稳定性的作用，对于建设以新能源为主体的新型电力系统具有重要作用。

随着碳中和实施的逐步深入，在风光热互补开发的大趋势下，光热发电市场正迎来新一波发展热潮。

01“种类丰富”的光热发电技术

按照聚能方式及其结构进行分类，光热发电可分为塔式、槽式、碟式、菲涅尔式四类技术。

塔式发电：塔式发电利用大规模自动跟踪太阳的定日镜场阵列，将太阳热辐射能精准反射到置于高塔顶部的集热器，投射到集热器的阳光被吸收转变成热能并加热中间介质。在各种形式的光热发电技术中，塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率，成为目前我国最主流的光热发电技术路线，其缺点主要是造价昂贵，随着未来的技术发展有较大的下降空间。

槽式发电：槽式发电利用大面积槽式抛面镜反射太阳热辐射能，连续加热位于焦线位置集热器内介质，将热能转化为电能。全球首座槽式太阳能热发电商业电站SEGSI于1984年投运，于2015年底正式退役，作为全球光热电站的首次尝试，虽然当时的技术并不成熟，但仍然平稳运行30年，这也从侧面印证了光热电站具有较长的生命周期，意味着光热电站带来的全寿命周期售电收益有更大的想象空间。

碟式发电（又称盘式电站）：由许多抛物面反射镜组构成集热系统，接收器位于抛物面焦点上，收集太阳辐射能量，将接收器内的传热介质加热到750℃左右，驱动斯特林发动机进行发电。蝶式光热电站单个规模较小，通常用于空间太阳能电站。

菲涅尔发电：采用多个平面或微弯曲的光学镜组成的菲涅尔结构聚光镜来替代抛面镜，众多平放的单轴转动的反射镜组成的矩形镜场自动跟踪太阳，将太阳光反射聚集到具有二次曲面的二级反射镜和线性集热器上，集热器将太阳能转化为热能，进而转化为电能。成本相对来说低廉，但效率也相应降低。由于聚光倍数只有数十倍，因此加热的水蒸气质量不高，使整个系统的年发电效率仅能达到10%左右。

储能型光热发电技术是电网友好型新能源技术。储能型光热发电是100%优质绿电，与风电、光伏发电等相比，具有发电出力可控、为系统提供转动惯量支撑等优点；与火电相比，具有一次能源清洁、调峰性能更加灵活等技术优势；与电化学储能相比，具有安全性更高、储能时长更长等技术优势。

光热发电技术形式对比

目前，在光热发电的几种技术路线中，已实现商业化的技术路线以塔式和槽式为主。

我国已建成的大型光热电站中，塔式技术路线约占60%,槽式技术约占28%，线性菲涅尔技术约占12%。我国中高纬度地区冬季太阳高度角较小，槽式采用单轴跟踪形式，冬至的镜场效率仅约为夏至的30%左右。塔式的定日镜采用双轴跟踪形式，可减少太阳高度角变小带来的余弦效率损失。

具体来对比塔式和槽式，槽式技术较为成熟，在国际上已经有丰富的应用经验，但系统效率低于塔式，并且成本下降空间有限；塔式技术效率高，虽然目前塔式电站的投入成本较为高昂，但随着未来技术发展有望下降，未来具有较好的发展前景。

02中国光热发电产业还有待发展

目前光能发电主要有两种形式：

一种是常见的光伏发电，利用光伏电池板将太阳辐射能直接转化为电能。

另一种就是光热发电，也叫“聚光型太阳能热发电”，原理是通过反射镜将太阳光汇聚到太阳能收集装置，利用太阳能加热收集装置内的传热介质（液体或气体），再加热水形成蒸汽带动或者直接带动发电机发电。光热发电和火力发电的原理基本相同，后端技术设备一模一样，最大的差别是发电所用热源不同，前者利用太阳能搜集热量，后者是利用燃烧煤、天然气等获取热量。

在应用方式上，目前光伏发电多应用于分布式发电，而光热发电多用于集中式发电。光伏发电产生的是直流电，而光热发电产生的是和传统的火电一样的交流电，所以与传统发电方式及现有电网能够更好契合，可直接上网。

在储能方式上，光热发电由于自带储能而具备调峰的功能，对于弥补太阳能发电的间歇性有着非常重要的意义。而光伏发电由于直接由光能直接转换为电能，而发电会受气象条件制约，因此发电功率具有间歇性、波动性和随机性。

国内累计光伏装机容量远大于光热装机容量

截至2021年底，我国光伏累计装机容量3.06亿千瓦，而光热累计装机容量为589兆瓦，光伏装机容量远大于光热。

两者差距悬殊主要系目前光伏发电成本远低于光热发电，无论是从占地面积还是光电效率，光热发电都没有太大优势，难以在市场化条件下实现大规模独立发展。

但随着新能源电力的需要，发展光热发电势在必行。

2016年9月14日，国家能源局发布第一批20个太阳能热发电示范项目名单，包括9个塔式电站，7个槽式电站和4个菲涅尔电站，总装机134.9万千瓦。在首批项目中，有8个项目已经顺利投运，而部分项目由于资金短缺陷入停滞，后续随着新的投资注入，有望重启工程进度。

国内已投运光热项目

截至2021年底，国内已建成的光热发电项目的装机容量为52万kW(其中，示范项目的装机容量为45万kW)，仅完成《可再生能源发展“十三五”规划》提出的500万kW发展目标的约10%，发展情况不及预期。

我国最早的光热项目（青海中控太阳能德令哈10MW塔式光热电站）于2013年7月成功并网，是亚洲首个投入商业运行的光热项目、全球第六座实现商业化运营的塔式光热电站。

截止目前，我国共有10个大型光热项目投运，合计装机规模达到560MW（部分小于10MW的项目披露信息较少，未计入统计）。

在风光热互补开发的大趋势下，光热发电市场正迎来新一波发展热潮。截至目前，仅青海、甘肃和吉林三地，已有包括111万千瓦光热发电装机的多个风光热互补新能源基地进入开发阶段。更多的类似项目正在酝酿中。

03国际热点：“光热+光伏”发电

近年来，光伏发电的成本一直在迅速下降，光伏发电系统成本从2007年的60元/W下降至2019年的4.55元/W，装机规模也持续高速增长。然而，由于光伏发电存在夜间无法发电、输出功率不可调节等不足，使其在电量消纳、电力支撑等方面仍受到限制。

由于光热发电与光伏发电均属太阳能发电技术，虽然光热发电因投资成本较高制约了其发展，但其具备储能、输出功率灵活可调等能力，可以解决光伏发电的不足，将光热发电与光伏发电联合开发具有提高项目经济性的优势。

因为光热发电特有的光热转换过程，使光热发电自带储能本领，自带储能是光热发电最大的优势之一。

“光热+光伏”发电充分利用了这一特性，白天主要由光伏发电供应电力，夜间再利用熔融盐、导热油等介质储存的热能进行光热发电。采用此种模式，不仅充分发挥了光伏发电的成本优势，还能体现光热发电输出功率可调、大容量储能的性能优势。

中东、非洲、南美等地区已经有一些国家开展了“光热+光伏”发电项目的规划与建设。

迪拜方面，装机容量为950MW的“光热+光伏”发电项目成为其2050年能源战略的重要组成部分，其中光热发电的装机容量为700MW。

智利方面，CerroDominador电站(包括装机容量为110MW的光热发电和装机容量为100MW的光伏发电)即将投运；智利国家能源部提到利用新能源时必须要解决其发电时的间歇性问题，光热发电技术将发挥核心作用，预计到2050年，该国的能源消费中将有20%以上来自光热发电。

摩洛哥方面，在建的NoorMidelt项目一期包含了装机容量为190MW的光热发电、装机容量为600MW的光伏发电及部分电化学储能。

根据公开数据，这些项目所在地的太阳能资源都较为丰富，年DNI在1850～2800kWh/m2范围内。

截至2021年，国际上部分“光热+光伏”发电项目

项目中的光热发电技术均采用目前国际上较为成熟的槽式光热发电或塔式光热发电技术路线，单体光热电站的装机容量在100～200MW之间。

在光热发电与光伏发电的装机容量比例方面，各项目之间的差异较大，迪拜950MW“光热+光伏”发电项目中光热发电的装机容量是光伏发电的2.8倍，而摩洛哥NoorMidelt项目一期中光热发电的装机容量仅为光伏发电的30%左右。

为实现夜间发电，大部分光热发电项目的储热时长超过了12.0h，但NoorMidelt项目一期的储热时长相对较低，仅7.5h，这是因为该项目中除光热发电的储热系统之外还配置了电化学储能系统。

04中国“光热+光伏”发电项目分析

现阶段，我国的太阳能光热发电技术取得较好的发展成果，但相比日本、美国等发达国家而言，技术水平滞后的问题依然存在，尚有较大的进步空间。

中国适宜建设光热发电项目的场址主要位于西北地区，而这些地区也是大规模发展光伏发电等新能源发电项目的重要区域。

由于这些地区中的某些地区不具备建设抽水蓄能电站、燃气机组等灵活电源的条件，而且出于生态保护方面的考虑又难以新增燃煤机组，导致在新能源电力占比持续增加的发展形势下缺少为电力系统提供调峰能力的解决方案，因此有必要在这些地区将光热电站作为调峰电源为电力系统提供调峰能力。

太阳能资源条件方面。中国已建成的光热发电项目及已规划的“光热+光伏”发电项目所在地，比如：青海省的海西州，甘肃省的阿克塞县、玉门市等的年DNI在1500～1850kWh/m2之间，低于国际上已建或在建的“光热+光伏”发电项目所在地的太阳能资源水平，这会造成项目经济性的降低。

技术路线方面。与国际上“光热+光伏”发电项目中的光热发电技术主要采用较为成熟的槽式光热发电技术或塔式光热发电技术不同，中国首批光热发电示范项目主要是出于示范新技术的考虑，因此包括了槽式、塔式、线性菲涅尔式等多种新型的光热发电技术路线。

到“十四五”期间，无论是采用“光热+光伏”发电模式还是仅光热发电方式，技术路线的成熟度和项目的经济性将成为项目开发时应考虑的主要因素。

装机容量方面。由于中国光热发电项目的开发还处于示范阶段，大部分项目的装机规模与国际已建成的光热发电项目相比较小，均在50～100MW之间。

随着中国光热发电项目开发能力的日趋成熟，未来光热发电项目开发时可以适当增加装机容量，通过规模效应提高项目的经济性。

储热时长方面。国际“光热+光伏”发电项目中除摩洛哥项目因安装了一定量的电化学储能系统导致其储热时长较低外，其他发电项目的储热时长都超过了12h。

中国除鲁能海西州多能互补项目中光热发电的储热时长为12h外，首批光热发电示范项目的储热时长均相对较低，为7～12h，这主要是因为与单体光热电站开发相比，光热发电与光伏发电联合运行时，光热发电还要为整个项目提供一定的储能支撑，因此需要适当增加储热时长。

装机容量配比方面。鲁能海西州多能互补项目包括了50MW光热发电和200MW光伏发电，同时还配置了400MW风电及50MW电化学储能。

而国际已建“光热+光伏”发电项目中光热发电与光伏发电的装机容量配比差异较大这与项目所在地的太阳能资源条件、电价水平、电力消纳能力等多方面因素有关，因此中国以后开展此类项目时，需要结合当地的实际情况确定装机容量配比。

中国今后进行“光热+光伏”发电项目开发时，有必要适当提高其中光热发电的装机规模和储热时长，并选择合理且成熟的技术路线，以提高项目整体发电能力和经济性。光热发电和光伏发电的装机容量比例需要结合项目所在地的太阳能资源条件、电价水平、电力消纳能力等因素综合确定。