2024年，是作为调节电源功能定位的光热电站开始进入运行期的第一年，光热发电的系统调节能力表现到底如何？这将成为光热发电进入风光热一体化发展新时代之后能否实现规模化可持续发展的关键。

当前的风光热一体化项目，普遍按照当地燃煤发电的基准电价上网，高价的光热需要通过低价的风电和光伏的利润空间来弥补。这导致投资方为了达到合理的投资收益，大幅削减聚光集热系统。这将对光热发电的未来发展产生什么影响？

镜场面积究竟削减了多少？

聚光集热系统的投资成本约占整个电站投资的50%左右，削减镜场面积的同时能显著拉低电站主机设备的投资成本。据CSPPLAZA不完全统计，目前在建的部分风光热大基地中光热项目的镜场面积及储热时长如下表所示：

对比来看，已投运的首批光热示范项目的镜场面积及储热时长统计如下表所示：

一体化项目中的一个100MW储能时长8小时的塔式熔盐光热电站，其镜场面积在40-77万平方米不等，跨度范围非常大。但首批示范项目中一个50MW装机储能时长7小时的塔式熔盐项目，镜场面积已经达到了55万平方米。

一体化项目中的光热镜场面积的削减显而易见。

显然，首批光热示范项目的镜场面积大，发电小时数高，按1.15元/kWh的上网电价，追求发电量，是电量型电源定位；一体化项目中的光热系统镜场面积则因为考虑整体项目的收益而被迫大幅削减，是在追求项目合理投资收益前提下的无奈选择。

对光热价值体现有多大影响？

伴随光热电站的功能定位发生变化，光热电站的年利用小时数和设备利用率均出现明显降低，在风光热一体化项目的运行模式中，对光热电站的价值体现究竟有多大影响？

多位业内专家认为，削减聚光集热系统将导致光热发电机组的发电量和灵活调节功能大打折扣。因为聚光集热系统规模的限制，光热发电只能像其他新型储能的作用一样，每天在负荷高峰时段发电几个小时，而不能连续24小时作为旋转备用、持续为系统提供转动惯量，丧失了光热发电长时储能的技术优势。

政府层面早先也已认识到了这一问题，给予了政策引导：2023年4月，国家能源局发布的《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》对镜场面积做出了要求，其中明确：优化光热电站单机规模和镜储等配置，原则上每10万千瓦电站的镜场面积不应少于80万平方米。

但显然，满足这一原则性要求的项目寥寥可数。

究竟有多大影响？如何化解？这已是摆在眼前的关键问题。即将于4月25-26日在内蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召开的2024第十一届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会上，与会专家将就这一问题展开深度探讨，欢迎大家现场交流！