在碳達峰、碳中和目標的驅動下，大規模開發利用新能源成為中國電力系統的必然選擇。太陽能熱發電(光熱發電)作為一種輸出功率靈活可調、儲能時間長的新能源發電技術，可以發揮促進新能源電力消納、提高電力系統穩定性的作用，對于建設以新能源為主體的新型電力系統具有重要作用。

隨著碳中和實施的逐步深入，在風光熱互補開發的大趨勢下，光熱發電市場正迎來新一波發展熱潮。

01“種類豐富”的光熱發電技術

按照聚能方式及其結構進行分類，光熱發電可分為塔式、槽式、碟式、菲涅爾式四類技術。

塔式發電：塔式發電利用大規模自動跟蹤太陽的定日鏡場陣列，將太陽熱輻射能精準反射到置于高塔頂部的集熱器，投射到集熱器的陽光被吸收轉變成熱能并加熱中間介質。在各種形式的光熱發電技術中，塔式熔鹽儲能光熱發電因其較高的系統效率，成為目前我國最主流的光熱發電技術路線，其缺點主要是造價昂貴，隨著未來的技術發展有較大的下降空間。

槽式發電：槽式發電利用大面積槽式拋面鏡反射太陽熱輻射能，連續加熱位于焦線位置集熱器內介質，將熱能轉化為電能。全球首座槽式太陽能熱發電商業電站SEGSI于1984年投運，于2015年底正式退役，作為全球光熱電站的首次嘗試，雖然當時的技術并不成熟，但仍然平穩運行30年，這也從側面印證了光熱電站具有較長的生命周期，意味著光熱電站帶來的全壽命周期售電收益有更大的想象空間。

碟式發電（又稱盤式電站）：由許多拋物面反射鏡組構成集熱系統，接收器位于拋物面焦點上，收集太陽輻射能量，將接收器內的傳熱介質加熱到750℃左右，驅動斯特林發動機進行發電。蝶式光熱電站單個規模較小，通常用于空間太陽能電站。

菲涅爾發電：采用多個平面或微彎曲的光學鏡組成的菲涅爾結構聚光鏡來替代拋面鏡，眾多平放的單軸轉動的反射鏡組成的矩形鏡場自動跟蹤太陽，將太陽光反射聚集到具有二次曲面的二級反射鏡和線性集熱器上，集熱器將太陽能轉化為熱能，進而轉化為電能。成本相對來說低廉，但效率也相應降低。由于聚光倍數只有數十倍，因此加熱的水蒸氣質量不高，使整個系統的年發電效率僅能達到10%左右。

儲能型光熱發電技術是電網友好型新能源技術。儲能型光熱發電是100%優質綠電，與風電、光伏發電等相比，具有發電出力可控、為系統提供轉動慣量支撐等優點；與火電相比，具有一次能源清潔、調峰性能更加靈活等技術優勢；與電化學儲能相比，具有安全性更高、儲能時長更長等技術優勢。

光熱發電技術形式對比

目前，在光熱發電的幾種技術路線中，已實現商業化的技術路線以塔式和槽式為主。

我國已建成的大型光熱電站中，塔式技術路線約占60%,槽式技術約占28%，線性菲涅爾技術約占12%。我國中高緯度地區冬季太陽高度角較小，槽式采用單軸跟蹤形式，冬至的鏡場效率僅約為夏至的30%左右。塔式的定日鏡采用雙軸跟蹤形式，可減少太陽高度角變小帶來的余弦效率損失。

具體來對比塔式和槽式，槽式技術較為成熟，在國際上已經有豐富的應用經驗，但系統效率低于塔式，并且成本下降空間有限；塔式技術效率高，雖然目前塔式電站的投入成本較為高昂，但隨著未來技術發展有望下降，未來具有較好的發展前景。

02中國光熱發電產業還有待發展

目前光能發電主要有兩種形式：

一種是常見的光伏發電，利用光伏電池板將太陽輻射能直接轉化為電能。

另一種就是光熱發電，也叫“聚光型太陽能熱發電”，原理是通過反射鏡將太陽光匯聚到太陽能收集裝置，利用太陽能加熱收集裝置內的傳熱介質（液體或氣體），再加熱水形成蒸汽帶動或者直接帶動發電機發電。光熱發電和火力發電的原理基本相同，后端技術設備一模一樣，最大的差別是發電所用熱源不同，前者利用太陽能搜集熱量，后者是利用燃燒煤、天然氣等獲取熱量。

在應用方式上，目前光伏發電多應用于分布式發電，而光熱發電多用于集中式發電。光伏發電產生的是直流電，而光熱發電產生的是和傳統的火電一樣的交流電，所以與傳統發電方式及現有電網能夠更好契合，可直接上網。

在儲能方式上，光熱發電由于自帶儲能而具備調峰的功能，對于彌補太陽能發電的間歇性有著非常重要的意義。而光伏發電由于直接由光能直接轉換為電能，而發電會受氣象條件制約，因此發電功率具有間歇性、波動性和隨機性。

國內累計光伏裝機容量遠大于光熱裝機容量

截至2021年底，我國光伏累計裝機容量3.06億千瓦，而光熱累計裝機容量為589兆瓦，光伏裝機容量遠大于光熱。

兩者差距懸殊主要系目前光伏發電成本遠低于光熱發電，無論是從占地面積還是光電效率，光熱發電都沒有太大優勢，難以在市場化條件下實現大規模獨立發展。

但隨著新能源電力的需要，發展光熱發電勢在必行。

2016年9月14日，國家能源局發布第一批20個太陽能熱發電示范項目名單，包括9個塔式電站，7個槽式電站和4個菲涅爾電站，總裝機134.9萬千瓦。在首批項目中，有8個項目已經順利投運，而部分項目由于資金短缺陷入停滯，后續隨著新的投資注入，有望重啟工程進度。

國內已投運光熱項目

截至2021年底，國內已建成的光熱發電項目的裝機容量為52萬kW(其中，示范項目的裝機容量為45萬kW)，僅完成《可再生能源發展“十三五”規劃》提出的500萬kW發展目標的約10%，發展情況不及預期。

我國最早的光熱項目（青海中控太陽能德令哈10MW塔式光熱電站）于2013年7月成功并網，是亞洲首個投入商業運行的光熱項目、全球第六座實現商業化運營的塔式光熱電站。

截止目前，我國共有10個大型光熱項目投運，合計裝機規模達到560MW（部分小于10MW的項目披露信息較少，未計入統計）。

在風光熱互補開發的大趨勢下，光熱發電市場正迎來新一波發展熱潮。截至目前，僅青海、甘肅和吉林三地，已有包括111萬千瓦光熱發電裝機的多個風光熱互補新能源基地進入開發階段。更多的類似項目正在醞釀中。

03國際熱點：“光熱+光伏”發電

近年來，光伏發電的成本一直在迅速下降，光伏發電系統成本從2007年的60元/W下降至2019年的4.55元/W，裝機規模也持續高速增長。然而，由于光伏發電存在夜間無法發電、輸出功率不可調節等不足，使其在電量消納、電力支撐等方面仍受到限制。

由于光熱發電與光伏發電均屬太陽能發電技術，雖然光熱發電因投資成本較高制約了其發展，但其具備儲能、輸出功率靈活可調等能力，可以解決光伏發電的不足，將光熱發電與光伏發電聯合開發具有提高項目經濟性的優勢。

因為光熱發電特有的光熱轉換過程，使光熱發電自帶儲能本領，自帶儲能是光熱發電最大的優勢之一。

“光熱+光伏”發電充分利用了這一特性，白天主要由光伏發電供應電力，夜間再利用熔融鹽、導熱油等介質儲存的熱能進行光熱發電。采用此種模式，不僅充分發揮了光伏發電的成本優勢，還能體現光熱發電輸出功率可調、大容量儲能的性能優勢。

中東、非洲、南美等地區已經有一些國家開展了“光熱+光伏”發電項目的規劃與建設。

迪拜方面，裝機容量為950MW的“光熱+光伏”發電項目成為其2050年能源戰略的重要組成部分，其中光熱發電的裝機容量為700MW。

智利方面，CerroDominador電站(包括裝機容量為110MW的光熱發電和裝機容量為100MW的光伏發電)即將投運；智利國家能源部提到利用新能源時必須要解決其發電時的間歇性問題，光熱發電技術將發揮核心作用，預計到2050年，該國的能源消費中將有20%以上來自光熱發電。

摩洛哥方面，在建的NoorMidelt項目一期包含了裝機容量為190MW的光熱發電、裝機容量為600MW的光伏發電及部分電化學儲能。

根據公開數據，這些項目所在地的太陽能資源都較為豐富，年DNI在1850～2800kWh/m2范圍內。

截至2021年，國際上部分“光熱+光伏”發電項目

項目中的光熱發電技術均采用目前國際上較為成熟的槽式光熱發電或塔式光熱發電技術路線，單體光熱電站的裝機容量在100～200MW之間。

在光熱發電與光伏發電的裝機容量比例方面，各項目之間的差異較大，迪拜950MW“光熱+光伏”發電項目中光熱發電的裝機容量是光伏發電的2.8倍，而摩洛哥NoorMidelt項目一期中光熱發電的裝機容量僅為光伏發電的30%左右。

為實現夜間發電，大部分光熱發電項目的儲熱時長超過了12.0h，但NoorMidelt項目一期的儲熱時長相對較低，僅7.5h，這是因為該項目中除光熱發電的儲熱系統之外還配置了電化學儲能系統。

04中國“光熱+光伏”發電項目分析

現階段，我國的太陽能光熱發電技術取得較好的發展成果，但相比日本、美國等發達國家而言，技術水平滯后的問題依然存在，尚有較大的進步空間。

中國適宜建設光熱發電項目的場址主要位于西北地區，而這些地區也是大規模發展光伏發電等新能源發電項目的重要區域。

由于這些地區中的某些地區不具備建設抽水蓄能電站、燃氣機組等靈活電源的條件，而且出于生態保護方面的考慮又難以新增燃煤機組，導致在新能源電力占比持續增加的發展形勢下缺少為電力系統提供調峰能力的解決方案，因此有必要在這些地區將光熱電站作為調峰電源為電力系統提供調峰能力。

太陽能資源條件方面。中國已建成的光熱發電項目及已規劃的“光熱+光伏”發電項目所在地，比如：青海省的海西州，甘肅省的阿克塞縣、玉門市等的年DNI在1500～1850kWh/m2之間，低于國際上已建或在建的“光熱+光伏”發電項目所在地的太陽能資源水平，這會造成項目經濟性的降低。

技術路線方面。與國際上“光熱+光伏”發電項目中的光熱發電技術主要采用較為成熟的槽式光熱發電技術或塔式光熱發電技術不同，中國首批光熱發電示范項目主要是出于示范新技術的考慮，因此包括了槽式、塔式、線性菲涅爾式等多種新型的光熱發電技術路線。

到“十四五”期間，無論是采用“光熱+光伏”發電模式還是僅光熱發電方式，技術路線的成熟度和項目的經濟性將成為項目開發時應考慮的主要因素。

裝機容量方面。由于中國光熱發電項目的開發還處于示范階段，大部分項目的裝機規模與國際已建成的光熱發電項目相比較小，均在50～100MW之間。

隨著中國光熱發電項目開發能力的日趨成熟，未來光熱發電項目開發時可以適當增加裝機容量，通過規模效應提高項目的經濟性。

儲熱時長方面。國際“光熱+光伏”發電項目中除摩洛哥項目因安裝了一定量的電化學儲能系統導致其儲熱時長較低外，其他發電項目的儲熱時長都超過了12h。

中國除魯能海西州多能互補項目中光熱發電的儲熱時長為12h外，首批光熱發電示范項目的儲熱時長均相對較低，為7～12h，這主要是因為與單體光熱電站開發相比，光熱發電與光伏發電聯合運行時，光熱發電還要為整個項目提供一定的儲能支撐，因此需要適當增加儲熱時長。

裝機容量配比方面。魯能海西州多能互補項目包括了50MW光熱發電和200MW光伏發電，同時還配置了400MW風電及50MW電化學儲能。

而國際已建“光熱+光伏”發電項目中光熱發電與光伏發電的裝機容量配比差異較大這與項目所在地的太陽能資源條件、電價水平、電力消納能力等多方面因素有關，因此中國以后開展此類項目時，需要結合當地的實際情況確定裝機容量配比。

中國今后進行“光熱+光伏”發電項目開發時，有必要適當提高其中光熱發電的裝機規模和儲熱時長，并選擇合理且成熟的技術路線，以提高項目整體發電能力和經濟性。光熱發電和光伏發電的裝機容量比例需要結合項目所在地的太陽能資源條件、電價水平、電力消納能力等因素綜合確定。