探索光热发电“源储调一体化”发展路径

我国能源资源禀赋以煤为主。伴随“双碳”目标的提出，能源生产消费低碳化的需求愈加迫切。

以陕西为例，“十三五”时期，陕西省总计新增新能源装机1513万千瓦；截至2021年年底，全省新能源总装机2400.2万千瓦。陕西省2021年新能源发电量达到311.24亿千瓦时（风电发电量176.38亿千瓦时、光伏发电量134.86亿千瓦时），新能源利用率为97.5%。根据《陕西省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，2025年陕西省新能源装机将达到5800万千瓦。按照现有的电网调峰资源条件，预计2025年新能源利用率约为87.5%。经初步测算，若“十四五”时期为陕西省新增内用新能源（约2200万千瓦）配置20%容量的电化学储能（2小时），全省新能源利用率可提升至91%以上。

然而，随着新能源利用率的提升，消纳新能源的边际成本将迅速增加，电化学储能等调节电源的经济性难以保障。陕北风光能源资源丰富，是助力陕西实现电力低碳转型的重要地区，且陕北电网新能源电源占比高、直流输电规模大，未来“双高”特征明显，保障电网安全稳定运行成为关键。

因此，亟须针对新能源资源富集的送端电网，探索电网友好型新能源发展技术与模式，推动电力低碳转型，支撑电网安全运行。

储能型光热发电技术的经济性分析

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。因此，储能型光热发电技术融合光热发电“源储调一体化”发展，有利于缓解新能源大规模并网消纳与电力系统安全稳定运行的矛盾。在“双碳”背景下，发展光热电站是促进大规模新能源消纳的途径之一。

目前，光热发电发展主要受限原因是投资成本高。根据国内已（待）投运的光热电站资料，目前光热电站单位容量投资为光伏电站的6～10倍。随着技术进步、建设规模增加，光热电站的投资成本也会逐渐下降。

在新能源占比逐渐增加的趋势下，“储能型光热+光伏”的发展模式已经初显经济优势。国务院《2030年前碳达峰行动方案》要求，严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。以陕武直流配套新能源发电为例，按照火电、光伏发电年利用小时数分别为4000小时、1350小时计算，在火电机组最小技术出力为30%、不依靠大电网调峰支援、保证新能源利用率95%的情况下初步测算：在“火电+光伏+储能”“火电+光热”“火电+光热+光伏”3种新能源开发配置模式下（火电配置容量相同），3种方式新能源部分的投资比例约为1.2∶1.3∶1（均扣除火电投资）。可见，“火电+光热+光伏”模式经济优势明显，单位造价低于“火电+光伏+储能”模式，展现出较好的发展前景。

2020年年底，国内并网运行光热发电装机52万千瓦，目前在建光热项目总装机111万千瓦。预计近两年国内光热发电装机可突破100万千瓦，未来5～10年达到1000万千瓦。参考光伏发展规模与投资强度的关系，预计到2030年，我国光热发电单位建设成本可下降40%左右。届时，综合考虑储能型光热电站在保证电网安全稳定方面的优势，其技术经济效益更加明显。

多方面入手助力储能型光热发电发展

西北地区以及西藏自治区等地太阳能资源富集，且地域广阔、人口相对稀少，具备较好的光热电站开发条件。相关政策也为光热、储能的发展提供了良好的发展机遇。从电网需求来看，根据“十四五”规划，西北地区、西藏自治区等地属于国家重要的能源基地，是“西电东送”持续外送区域，还将建设多条特高压直流外送通道；在国家有关要求下，直流运行需要储能型光热发电发挥调峰、调频、调压等重要作用。

太阳能资源富集区域有必要大力建设储能型光热电站，积极探索储能型光热发电支撑下的电网友好型新能源技术路径，满足能源低碳转型要求，助力早日实现碳达峰碳中和。

现阶段建议尽快开展光资源普查。光热发电的建设条件取决于太阳能直射辐射资源，建议各省份开展光资源普查，结合资源分布做好光伏、光热发展总体规划，为未来光热发展留出空间。

建议启动示范项目。可将各省份初步判定的太阳能直射辐射资源最优地区纳入示范项目选址范围；科学选择合适的光热技术类型，尽快启动示范项目，研究探索符合各省份情况的光热发展关键技术与商业模式。

现阶段储能型光热发电仍处于发展初期，建议出台有针对性的支持政策，推动我国光热产业发展。

建议对新能源集中开发实行光热发电“配额制”，促进光伏发电、风电与光热发电协调发展。在资源条件合适的地区，按照一定的光热容量配比，探索新能源技术经济性最优条件下的开发与利用。