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太陽能熱發電是能夠連續穩定發電，發揮煤電機組作用的電網友好型電源。隨著我國新型能源體系、新型電力系統以及風光新能源大基地的加快建設，兼具調峰電源和儲能雙重功能、具備在部分區域作為調峰和基礎性電源潛力的太陽能熱發電技術正迎來新的發展機遇。然而，光熱發電行業也正面臨新的挑戰。

光熱發電行業面臨的挑戰

一、產業快速發展，成本快速下降，但與光伏風電比依然較高

為推動我國太陽能熱發電技術產業化發展，形成國內光熱設備制造產業鏈，培育系統集成商，2016年9月，國家能源局組織實施了一批光熱發電示范項目建設，發改委核定標桿電價為1.15元/kWh（和2011年的光伏電價相同，當時國內光伏裝機已達到3GW）。通過示范項目的建設，我國完全掌握了光熱發電系統的聚光、吸熱、儲換熱等核心技術，以及適應我國高海拔、高寒地區環境的光熱電站設計集成、建設與運營技術，并擁有完整的知識產權，從業企事業單位數量和產品供應能力實現較大增長，為后續光熱發電進一步發展奠定了堅實基礎。

國家發展改革委在《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》中提出：2019年以后國家將根據太陽能熱發電產業發展狀況、發電成本降低情況，適時完善太陽能熱發電價格政策，逐步降低新建太陽能熱發電價格水平。然而，財政部2020年1月發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提出：新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍。《國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》（發改價格〔2021〕833號）規定：2021年起，新核準（備案）光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網電價高于當地燃煤發電基準價的，基準價以內的部分由電網企業結算。

截至2023年底，我國并網運行的光熱發電機組容量僅有57萬千瓦，裝機容量非常小；光熱發電處于發展初期，度電成本仍較高，并不具備同經歷了數十年補貼發展的風電、光伏平價的條件。此外，光熱發電的電力品質尚未受到重視，對于促進新能源消納的價值沒有被科學評估及在價格中體現。

二、產業鏈配套齊全，但電站項目少，拉動強度不足

我國光熱發電技術起步晚于國外，最早的商業化光熱電站始建于上世紀80年代（美國），歐洲于2007年投運了第一座商業化儲熱型光熱電站。我國首座50MW及以上光熱示范電站于2018年投運。光熱發電涉及熱力學、傳熱學、光學、材料學、自動化控制等多個學科，系統較為復雜。通過示范項目的建設，我國光熱發電整體技術能力基本與國外第二代商業化電站技術齊平，部分電站的設計、建設和運維水平已處于國際領先水平。然而，由于光熱發電項目初投資高，在沒有國家電價政策和補貼的情況下，光熱電站投資積極性不足，市場技術迭代機會欠缺，相關設計、施工、設備等未能有機會實現標準化、集約化，產業規模效應尚未釋放，導致度電成本仍較高，阻礙了快速邁向大規模發展。同時，新能源+儲能過網型技術逐步成熟、由電動車發展帶動起來的龐大的電池儲能技術成本不斷下降，如何快速實現降本增效是行業發展面臨的巨大挑戰。

三、光熱調峰啟動，但機組容量小，不足以體現光熱的價值

光熱發電是具有靈活調節和系統支撐能力的可再生能源發電技術，是唯一具有替代煤電潛力的新能源技術。然而，首批示范項目是為了驗證光熱發電技術路線的可行性；當前風光大基地項目中，光熱發電的裝機容量及系統配置受制于平價上網的投資經濟性，功能定位為“調峰電源”，整體裝機容量比重較低（與風光配比為1:6或1:9），不足以發揮對電網系統的支撐作用。此外，光熱發電對構建以新能源為主體的新型電力系統的價值，包括提高電網的穩定性、提高風電和光伏的安裝量等，尚未有定量的數據和價格體現。

促進光熱發電行業發展的建議

一、研究制定“去補貼-市場化發展”過渡期間的光熱發電兩部制電價

光熱發電初投資較大，目前在風光大基地中，光熱發電的角色被定為“調節性電源”，與風電、光伏一體化發展，運行策略為中午太陽能資源較好時，為光伏讓路，只在早晚高峰頂峰發電，年運行小時數從4000小時左右下降至2000小時甚至更低。建議在新能源基地中，率先開展上網電價形成機制的市場化改革，研究出臺光熱發電機組的兩部制電價，結合全國典型光熱發電機組的投資成本，明確了光熱機組容量電價的適用范圍和國家補償標準，為光熱發電投資提供一定程度穩定的預期和收入來源，充分體現光熱發電對電力系統的支撐調節價值，從而提高新能源基地新能源電力比重。

在給予光熱發電機組容量電價的基礎上，耦合電能量價值（電力中長期或現貨市場）或調節價值（輔助服務）以及環境價值（CCER、綠電、綠證）的貨幣化實現，提高光熱發電項目投資的積極性，確保光熱發電行業持續健康運行，在逐步去煤炭化的“雙碳”戰略背景下，促進更大規模的新能源消納。未來隨著電力市場建設和頂層設計的不斷完善，光熱發電將最終通過市場化確定價格而非政府定價，不斷提升自己在電能量市場中的競爭優勢，適應光熱發電在現階段的系統調節性以及未來基礎保障性電源轉型需要，從而確保電力系統發電容量的長期充裕性。

二、盡快開展太陽能熱發電對電網支撐能力的研究

受制于平價上網條件下的投資經濟性，新能源大基地項目中光熱發電與光伏的容量配置比例極低，這些項目建成后對提升電網穩定性和可靠性的作用尚不明確。如此低的配置和容量恐將“杯水車薪”，無法保證新能源大基地的電力品質和外送要求。建議盡快開展光熱發電機組對電網支撐能力的研究。依據大基地千萬千瓦級規模的直流送出特點以及西部地區的電網特征，結合用戶側需求，立足于對外輸送100%的新能源電力建設新能源基地，從參與電力系統調峰、調頻，進行電網運行控制策略的優化研究，結合不同儲能技術特點與響應特性分析研究提升大基地外送消納能力的合理配置與優化控制，以項目數據驗證光熱發電的實際調節作用和系統支撐能力。建議根據受電地區的負荷特性，研究確定上網電價系數和對應的時段，使上網電價體現供求關系，激勵電源為系統調峰。

三、不斷總結現有商業化光熱電站的經驗，進行技術創新，降低成本

1）提高核心設備的壽命和可靠性。由于在今后與光伏及風電打捆的太陽能光熱電站需頻繁啟停及大幅度變負荷運行，吸熱器、儲熱、換熱以及汽輪機熱應力問題突出，頻繁啟停造成的疲勞問題和安全問題不容忽視。需要研究并進一步提高材料和設備的安全性和可靠性，建議對百兆瓦級吸熱器、熔融鹽罐體、耐熱震蒸汽透平、大容量蒸汽發生器等進行研究。

2）優化電站來云的應對策略。云是影響電站集熱量、發電量的重要因素；另外，云層短時間的遮擋和離開會使吸熱器表面受熱發生巨大變化，從而影響吸熱器的使用壽命以及電站的安全運行。云策略的優化可以減少熱沖擊對設備的影響，減小運行風險。建議研制短時更精確的云/太陽輻照度預報系統。

3）提高聚光場效率。低成本光伏電力加熱熔鹽的技術對太陽能熱發電的集熱場造成巨大沖擊。太陽能熱發電系統中，太陽能聚光成本占比最高。一方面要與現有商業化光熱電站結合，開發低成本聚光器和鏡場控制系統及反射鏡自潔技術，提高聚光器動態準確度，減少集熱系統溢出損失。另一方面，需要采用新的聚光方式，降低余弦損失和截斷損失，提高太陽能聚光場的年均光學效率，用更小的光場提高能量輸出，從而從根本上降低聚光場成本。

4）提高核心材料性能。需要開發高溫高穩定性光/熱轉化材料，高溫合金，高溫長壽命低成本“充/儲/放熱”材料，柔性反光材料。

5）組織專門第三方技術力量，總結示范項目經驗，測試評價在運國家光熱發電示范電站。建議對光熱示范電站核心設備、子系統和全系統以及輔機設備的性能參數進行測試，形成詳細的測試科研報告；并基于數據梳理經驗教訓，得出設備設計方法、運行操作規范、系統設計規范和事故處理大綱。

6）提高我國在高精度檢測測量設備研制和工程應用。我國相關檢測測量設備主要為進口設備。建議重點開展高能流密度測量系統、生產線和現場的聚光器誤差測量儀器、槽式集熱器聚光誤差測試儀器、高溫熔鹽以及顆粒流量計等儀器儀表的研制和工程應用。

四、開展光熱發電前沿技術示范，持續深化基礎研究

技術創新是促進行業持續發展的源泉，建議加緊部署前沿顛覆性技術研究，支持光熱發電新技術研發和新技術示范工程。建議開展低成本聚光方式的基礎研究，從太陽形狀、太陽輻射的能量性質，光學曲面的自適應調控方法，高密度聚集光能對物質表面微觀結構的影響，太陽能到化學能轉化存儲及反應器研究，太陽能超臨界水蒸氣發電等基礎研究內容。在“十三五”太陽能超臨界二氧化碳發電基礎研究項目基礎上，進行20-50MWe級高溫超臨界二氧化碳太陽能熱發電示范研究；采用綠色傳熱儲熱介質的太陽能熱發電站以及50MW級太陽能熱化學燃氣電站等前沿技術研發和示范。同時開展基于熱力學第二定律效率的能量轉換方式研究、太陽能聚光與高溫氫燃料電池系統耦合發電技術等前沿理論研究。

五、盡快實施單機大容量光熱發電示范項目

推動大容量、低成本光熱發電項目的應用。通過加強新裝備、新技術研發和試驗示范工作進一步提升其靈活性和調節能力，加快技術改進和設備升級，提高光熱機組的發電效率，降低單位發電成本，增加機組在市場上的競爭力。建議盡快實施光熱單機規模大、容量比例高的“光熱+”一體化大基地示范項目，總結高比例“光熱+”大基地項目的發電以及調峰特性，將太陽能熱發電站規模推廣到1000MW級，助力以新能源為主體的新型電力系統發展。

六、推進以太陽能為主的多能互補的低碳發電技術示范

太陽能高溫集熱與火電及核電的互補發電技術，與高溫燃料電池制氫技術的結合，與生物質能的互補系統。特別是考慮在大基地中考慮以光熱為主，與火電結合的1000MW級混合電力系統技術，將電站調峰速率提高4倍，將度電煤耗降低70%。

七、對多種新型儲能發電項目進行集中示范，研究其在電網中實際發揮的作用和特性

熔鹽儲能光熱發電、純電制熱熔鹽儲能、壓縮空氣儲能、電化學儲能等技術都適用于電力系統大規模、長時間、長壽命的儲能調峰應用場景。在青海省或甘肅等同等資源條件下，對純熔鹽儲能光熱發電以及光伏+純電制熱熔鹽儲能、壓縮空氣儲能、電化學儲能等技術路線進行集中示范，研究不同季節、不同氣象條件下各電源的發電功率特性，在項目整體上網電力曲線相同的情況下，對電網的實際支撐作用。