CSPPLAZA光热发电网讯：6月12日，2023中国国际光热大会暨CSPPLAZA第十届年会在浙江杭州盛大召开，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧出席会议并带来主题演讲《新发展阶段推动光热发电规模化发展新模式》。

图：李琼慧

新发展阶段光热发电技术再认识

新发展阶段是怎样的？李琼慧认为可以通过以下几个特征来反映：

▋新发展阶段新能源发展新特征

（1）新能源装机发电量将继续保持较快增长；

（2）沙戈荒大基地成为新能源大规模高比例发展重要支撑；

（3）开发沙戈荒大基地需要构建新能源供给消纳体系；

（4）光热发电有望成为构建新能源供给消纳体系的重要支撑技术。

▋光热发电再认识

光热发电产业链长，可消化提升特种玻璃、钢铁、水泥、熔融盐等传统产业，还可带动新材料、精密设备、智能控制等新兴产业发展，光热发电规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点。

图：光热发电的六大优势

提及光热发电，李琼慧表示，它不仅是发电还是储能；不仅对于能源转型具有重要意义，对于生态保护也大有裨益。

光热发电发展现状及主要障碍

据李琼慧介绍，光热发电的现状可简单概括为以下几方面：

▋光热发电发展现状

（1）全球

据统计，2022年底，全球太阳能热发电累计装机容量约7050MW(含美国运行30年后退役的槽式电站)。从技术类型来看，槽式占比约77%，塔式约20%，线菲约3%；从地区分布来看，装机容量最大的三个国家依次为西班牙（2300MW）、美国（1837MW）、中国（588MW）。

（2）中国

据统计，截至2022年底，我国太阳能热发电累计装机容量588MW，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比8.3%。从技术类型看，塔式占比约63%，槽式约26%，线菲式约11%。

（3）中国已建规模

2016年9月，国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》（国能新能〔2016〕223号），确定第一批太阳能热发电示范项目共20个，总计装机容量1349MW，分别分布在青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自治区。截至2022年底，并网发电太阳能热发电示范项目共9个，总容量55万千瓦；其中，塔式项目6个，槽式项目2个，线菲式1个。

（4）中国在建规模

图：大基地规划光热装机容量与占比

根据国家能源局的数据，第一、二批沙戈荒大基地中已经明确光热发电项目约1.5GW。已上报沙戈荒风光大基地实施方案中提出光热发电项目2.8GW(其中内蒙古800MW、甘肃700MW、青海1000MW、宁夏100MW，新疆200MW)。配建光热的大型风光基地风光中,风光装机和光热的装机配比约为8：1。

（5）经济性

目前，光热发电成本仍然较高，度电成本约0.65-0.85元/千瓦时。以当前主流的10万千瓦装机、12小时储热塔式光热电站为例，光热发电初始投资在25-30元/瓦，其中聚光和集热系统占比超过50%。据国际可再生能源署统计，2021年全球光热发电平准化度电成本为0.764元/千瓦时，显著高于风电0.221元/千瓦时、光伏0.322元/千瓦时。

李琼慧表示，尽管目前光热发电成本仍然较高，但从全球发展趋势来看，未来将有较大的下降空间。

▋光热发电规模化发展的主要障碍

李琼慧分析后总结，目前光热发电规模化发展主要面临以下障碍：

(1)项目投资门槛高

光热发电项目初始投资较大。光热发电单个项目规模较大，抬高了项目整体投资门槛。我国首批示范项目单个项目的投资均超过10亿元，对普通项目建设主体而言，资金规模大、贷款融资难度高。

(2)光热发电成本依然较高

尽管光热发电度电成本已降至0.65-0.85元/千瓦时，但仍远高于风电、光伏。尽管光热发电消纳的系统成本远低于风电和光伏，但在目前电力市场环境下，其具有的调节性价值还难以变现。

(3)建设条件要求高

光热发电具有一定的地理约束性。联合国欧洲经济委员会的研究显示，光热发电土地占用量高于光伏、风电。为保证经济性，光热发电需要较高的太阳能资源，因此我国仅西部和北部地区的一些沙漠、戈壁、荒漠地区适宜发展光热发电。但与此同时，沙戈荒地区多远离负荷中心，送出成本较高。

(4)发电可靠性需进一步提高

我国光热发电技术研究及应用起步较晚，光热项目运行经验不足，相关专业技术及人才储备不足，我国在运项目普遍存在设备调试消缺时间较长，年实际发电量仍然偏小等问题。我国光热发电技术路线以塔式为主，受设备异常故障、运维人员经验不足影响，项目并网后需要较长时间消缺，2021年实际利用小时数仅为1237小时，远达不到3000-4000小时的设计值，进一步影响了发电经济性。

新发展阶段光热发电规模化发展新模式—从光热发电到光热储能

李琼慧表示，新能源要想发展必须要创新发展模式，找到一个适应新的市场环境的平衡点。

（1）光伏发电/风电+光热储能技术特点

光伏发电/风电+光热储能技术：如上图所示，以聚光集热系统辅以电加热作为储能输入，以高温熔盐作为介质。

图：光伏发电/风电+光热储能技术特点

光伏发电/风电+光热储能技术降低了光热发电初投资门槛，建设周期短，可作为长时储能，能够比较好的解决西北部地区新能源规模化开发面临的问题，同时也解决了当前光热规模化开发的主要障碍。

图：光热电站与燃煤发电典型调峰指标对比

在西北部沙戈荒等煤炭资源缺乏的地区，可补位煤电实现大基地的有效开发利用。对于光资源较好的地区，中长期来看，光热可补位替代一部分服役期满需要退役煤电机组。

▋光热储能应用场景

我国已形成较为完备、基本自主可控的光热产业链，可有效承接煤电装备产业转型。我国西北部地区光资源条件较好。光热储能主要应用场景主要分布在西北部地区。

场景一：沙戈荒大基地配套

受多种因素制约，沙戈荒大基地配套煤电受到限制。即使按40%配套煤电，冬季晚高峰输电通道的能力也仅达50-60%，直流故障极易引发大范围电压、频率稳定问题。沙戈荒大基地配置光热储能电站，能够提高通道利用率和系统安全稳定性，降低送受端灵活性制约。

场景二：三北地区自用

随着风电光伏发电量渗透率的提高，三北地区新能源消纳的难度加大，系统保供和保消纳的压力共存。建设本地光热储能电站，不仅可缓解保供和保消纳的压力，还可为远离负荷中心的弱连接电网提供惯量、频率和电压支撑。

▋光热储能经济性

光热储能由于采用光伏发电/风电+光热的模式（按1:9考虑），可减少镜场面积，降低初投资成本和度电。初步测算，在风光资源富集的地区，2*330MW光热电站通过合理配置熔盐储热规模，初投资可明显降低，电站综合经济性可接近抽水蓄能电站。

发展路径

李琼慧从近期和中远期两阶段简单阐述了光热的发展路径，如下：

（1）近期（2030年前）

近期，光热可定位为储能电站，通过光伏/风电+光热储能电站的模式带动产业发展，实现规模化发展的起步。

一方面，由于初投资高，目前光热难以在当前市场化的背景下实现规模化独立发展，可定位为储能电站，通过沙戈荒大基地配建的模式，支撑项目整体经济性，实现规模化发展。

另一方面，沙漠、戈壁、荒漠大型风光基地一般远离负荷中心，风电、光伏发电出力波动性强、对电网安全稳定支撑能力弱，面临调峰能力不足、风光消纳受限、特高压线路利用率低以及电网安全稳定风险。需要配套建设具有较好调节特性和安全稳定支撑能力的电源或储能。

（2）中远期（2030年后）

中远期，随着技术进步和成本下降，光热可实现独立发展，可根据不同地区电力市场的需要，自主选择发电站开发模式或储能电站开发模式，在运行中通过发电和储能模式的优化转换实现效益最大化。

随着技术和工艺进步，规模化发展的带动下，光热电站的成本有望大幅下降，初步估算，2035年以后光热发电度电成本可降至0.3元/千瓦时以下，出力特性接近煤电，综合利用成本接近甚至低于配置储能的风电和光伏发电。

最后，李琼慧强调，要以近期发展路径为重点。近两年，系统对储能的需求骤增，更需要沙戈荒通过光伏+风电+光热尽快做出市场规模。