高比例可再生能源系統中，除風電、光伏外，光熱發電作為集發電和儲能于一身、調節特性良好的可再生能源，其價值體現如何呢？其經濟性可行嗎？電力規劃設計總院原副院長孫銳對此作了全面介紹，他表示：當前光熱發電已形成完整的產業鏈，設備和材料等國產化率達到90%以上，部分企業成功走出國門，參與到國際光熱發電項目的建設中。聚光儲熱發電是實現我國能源轉型的新途徑，在消化我國煤電產業的過剩產能、促進經濟和社會發展方面將發揮重要作用。

（來源：微信公眾號“太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟” ID：nafste）

一、光熱發電的優勢

1、光熱發電機組的出力特性

通過配置儲熱系統，光熱發電機組能夠保持穩定的電力輸出，如果儲熱系統的容量足夠，機組可實現24小時連續發電；光熱發電機組可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷；也可以作為電力系統中的調峰機組承擔高峰負荷；同時，為系統提供轉動慣量，有利于電力系統的穩定。

2、光熱發電與燃煤發電的對比

光熱發電機組具備良好的調節特性，可迅速響應電網負荷需求，快速調節機組的出力，具備參與電力系統調峰和調頻的能力，可參與電網一次調頻和二次調頻。

由上表可見：與燃煤發電相比，光熱發電機組具有更優異的調節性能。

3、光熱發電與光伏發電的對比

與光伏發電相比，光熱發電集發電和儲能為一身，出力穩定、調節性能優越。

光伏要成為系統中可靠的電力保障，則必須配置至少6h的儲能電站（滿足晚高峰電力需求），而同容量的光熱發電機組的年發電量約是光伏發電的2.5倍，同時，光熱發電可以提供可靠的電力保障，即100%參與電力平衡，不需要電力系統額外配套建設儲能電站。

4、光熱發電調峰調頻作用

以目前新疆電網為例進行模擬計算，裝設光熱發電機組從100萬千瓦至500萬千瓦，可減少棄風棄光電量10.2%-37.6%。

以目前西北電網為例，如果關停1200萬千瓦常規火電機組，采用等容量新能源發電裝機替代，兩種方案：1）新增1200萬千瓦光熱裝機；2）新增1200萬千瓦風電、光伏裝機。

當某臺35萬千瓦機組故障跳閘后，通過模擬計算可以看出：在光熱發電機組的轉動慣量支撐下，系統能夠維持頻率穩定。

5、在電力外送方面的作用

在我國規劃的光熱發電基地區域，已投運和規劃建設多個特高壓電力外送通道。有序建設太陽能發電基地，可充分利用這些電力外送通道，輸送可再生能源電力。

以±800kV的特高壓直流外送通道為例，選擇新疆哈密地區外送電力到江蘇，設計輸電功率800萬千瓦，為保證受電地區的供電可靠性，可靠電源配置不低于600萬千瓦，年輸電量約440億千瓦時。

采用煤電+風電+光伏的電源配置方案，輸送新能源電力的比重僅為44.2%，難以進一步提高。

方案三與方案二對比：在相同的煤電和風電裝機容量條件下，配置光熱發電機組方案比配置光伏+電儲能方案的經濟性更好。雖然光伏發電的成本低于光熱發電，但是為保障通道電力供應的可靠性，需要配置較大規模的電儲能，而電儲能的造價高，壽命周期短，使光伏+電儲能方案的經濟性下降。

方案四與方案三對比：煤電采用CCS后，燃煤發電成本大幅增加，采用光熱發電全部替代燃煤發電，外送新能源電力比重可達到100%，而且經濟性更好。

二、光熱發電的市場價值

1、工程投資和上網電價

目前工程投資在2.5~3萬元/kW，隨著產業規模的擴大，工程投資會有較大幅度的下降。預計到2030年會下降到1.6萬元/kW。

目前，我國執行的電源上網電價政策是：根據不同電源的發電成本，按照基準的投資收益率確定其上網電價。

隨著產業規模的擴大，光熱發電工程投資將會得到顯著的下降，發電成本會有較大幅度的下降。

按照我國目前非水可再生能源發電的上網電價政策，電網公司按照當地煤電機組的標桿上網電價收購，超出部分由國家可再生能源電價附加補助資金補貼。

新疆煤電機組標桿上網電價0.25元/kWh（甘肅省0.3元/kWh)，按照此種方式確定上網電價，光熱發電難以擺脫對電價補貼的依賴。

按照投資收益確定電源的上網電價，僅僅體現了不同電源的發電的成本，并沒有如實體現電力品質在電力市場上的價值。

根據電網負荷不同時段的需求，分時段上網電價模式可以體現出不同時段的市場供求關系以及市場對高品質電力的需求。隨著我國電力市場機制的不斷完善，按照地區電力負荷的特性，制定分時段的上網電價是大勢所趨，也是國際上的普遍做法。

2、負荷側銷售電價情況

目前，很多省份已經出臺了分時段的售電電價。江蘇省的普通工業用戶的低谷、平段、高峰電價為0.3351元、0.7054元、1.1757元，比值為1 : 2.1 : 3.5；廣東省一般工商業用戶的低谷、平段、高峰電價比值為1: 2 : 3.3。

3、光熱發電機組發電時段優化

光熱發電機組可以根據電網的分時段電價模式，優化機組的運行時段和系統配置，更好的發揮其技術優并顯著提高其經濟性。以江蘇電網的分時段電價模式為例，光熱發電機組在系統配置不變的情況下，僅僅優化運行時段，可將大部分發電量分配至高峰時段和平峰時段，年發電量在高峰、平段、低谷時段的占比分別為54.1%、39.7%、6.2%。這樣既滿足了電力系統調峰的需求，也使光熱發電機組的收益最大化。

4、外送通道電源上網電價計算結果

以新疆哈密送電到江蘇±800kV輸電通道為例，設計輸電功率800萬千瓦，輸送功率按照江蘇的高峰、平段、低谷時間段，高峰時段滿功率輸送，年輸電量約470億千瓦時。按照可靠電源功率不低于600萬千瓦的原則，配置煤電200萬千瓦+光熱發電400萬千瓦+風電800萬千瓦+光伏150萬千瓦。

以江蘇電網普通工業用戶銷售電價模式為基礎，按照目前江蘇省內電網的輸配電價和±800kV輸電通道的電價，并按照新疆煤電、風電、光伏的標桿上網電價，推算出各時段的上網電價如下表。

從表中的計算結果可以看出，光熱發電的平均上網電價為0.77元/kWh，高于按照投資收益預測的2025年光熱發電上網電價0.759元/kWh，介時光熱發電不需要電價補貼，完全可以在市場中體現它的價值。

三、光熱發電發展前景

1、國內資源條件

光資源：內蒙古自治區西部的巴彥淖爾市西部及阿拉善盟、甘肅省酒泉市、青海省海西州和新疆自治區的哈密地區等區域年太陽直接輻射量超過1800kWh/m2，非常適宜進行光熱發電項目的建設。

土地資源：內蒙古自治區西部、甘肅省、青海省和新疆維吾爾自治區適宜建設規模化光熱發電基地的國土面積合計約78萬km2，可支撐光熱發電裝機約7800GW。

水資源：水資源是限制光熱開發的重要因素。

我國西北地區水資源短缺，汽輪機均采用空冷技術，國內空冷機組技術十分成熟。

2030年及以后，考慮采用超臨界CO2循環光熱發電技。經測算可以支撐光熱發電基地發展的水資源情況如下表：

2、我國光熱發電裝機規模設想

根據光資源、土地資源和水資源情況，我國光熱發電裝機容量在2030、2035和2050年的可以分別實現1.2億千萬、2.2億千瓦、5.2億千瓦。

3、目前我國地方政府已編制的光熱發電基地規劃情況

四、總結

伴隨著我國能源轉型步伐，風電和光伏發電所占的比重會逐漸加大，煤電的比重會逐漸降低，電力系統迫切需要出力可靠、調節靈活的可再生能源電源和儲能電站。

聚光儲熱發電是集發電和儲能為一身的可再生能源發電方式，電力輸出穩定可靠、調節性能優越。可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷，也可以承擔高峰負荷，可參與電力系統的一次調頻和二次調頻，并能夠減少電力系統對儲能電站容量的需求。

結合我國西電東送戰略，在西北的電力外送通道送出端配置聚光儲熱發電機組，替代煤電機組，可顯著提升輸電通道的可再生能源電力比重，與配置光伏+電池儲能電站相比，具有更好的可靠性和經濟性。

根據電網負荷的需求，采用峰谷分時銷售電價模式確定發電側的上網電價，聚光儲熱發電的價值將在市場中得到體現。采用此種方式，電網公司與發電項目公司簽訂具有法律約束力的長期購電協議，明確分時段的上網電價，是保障聚光儲熱發電項目投資收益的關鍵。

聚光儲熱發電是實現我國能源轉型的新途徑，也是西部的大開發的新動能，同時，還是“一帶一路”走出去的一個優勢產業；它在消化我國煤電產業的過剩產能、促進經濟和社會發展方面也將發揮重要的作用。因此，在光熱發電產業發展的初期階段，繼續由國家可再生能源電價附加補助資金支持是一舉多得的政策保障措施。

原標題:電規總院孫銳：光熱發電為何需要國家電價政策支持？