光热发电为何需要国家电价政策支持？

高比例可再生能源系统中，除风电、光伏外，光热发电作为集发电和储能于一身、调节特性良好的可再生能源，其价值体现如何呢？其经济性可行吗？电力规划设计总院原副院长孙锐对此作了全面介绍，他表示：当前光热发电已形成完整的产业链，设备和材料等国产化率达到90%以上，部分企业成功走出国门，参与到国际光热发电项目的建设中。聚光储热发电是实现我国能源转型的新途径，在消化我国煤电产业的过剩产能、促进经济和社会发展方面将发挥重要作用。

（来源：微信公众号“太阳能光热产业技术创新战略联盟” ID：nafste）

一、光热发电的优势

1、光热发电机组的出力特性

通过配置储热系统，光热发电机组能够保持稳定的电力输出，如果储热系统的容量足够，机组可实现24小时连续发电；光热发电机组可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷；也可以作为电力系统中的调峰机组承担高峰负荷；同时，为系统提供转动惯量，有利于电力系统的稳定。

2、光热发电与燃煤发电的对比

光热发电机组具备良好的调节特性，可迅速响应电网负荷需求，快速调节机组的出力，具备参与电力系统调峰和调频的能力，可参与电网一次调频和二次调频。

由上表可见：与燃煤发电相比，光热发电机组具有更优异的调节性能。

3、光热发电与光伏发电的对比

与光伏发电相比，光热发电集发电和储能为一身，出力稳定、调节性能优越。

光伏要成为系统中可靠的电力保障，则必须配置至少6h的储能电站（满足晚高峰电力需求），而同容量的光热发电机组的年发电量约是光伏发电的2.5倍，同时，光热发电可以提供可靠的电力保障，即100%参与电力平衡，不需要电力系统额外配套建设储能电站。

4、光热发电调峰调频作用

以目前新疆电网为例进行模拟计算，装设光热发电机组从100万千瓦至500万千瓦，可减少弃风弃光电量10.2%-37.6%。

以目前西北电网为例，如果关停1200万千瓦常规火电机组，采用等容量新能源发电装机替代，两种方案：1）新增1200万千瓦光热装机；2）新增1200万千瓦风电、光伏装机。

当某台35万千瓦机组故障跳闸后，通过模拟计算可以看出：在光热发电机组的转动惯量支撑下，系统能够维持频率稳定。

5、在电力外送方面的作用

在我国规划的光热发电基地区域，已投运和规划建设多个特高压电力外送通道。有序建设太阳能发电基地，可充分利用这些电力外送通道，输送可再生能源电力。

以±800kV的特高压直流外送通道为例，选择新疆哈密地区外送电力到江苏，设计输电功率800万千瓦，为保证受电地区的供电可靠性，可靠电源配置不低于600万千瓦，年输电量约440亿千瓦时。

采用煤电+风电+光伏的电源配置方案，输送新能源电力的比重仅为44.2%，难以进一步提高。

方案三与方案二对比：在相同的煤电和风电装机容量条件下，配置光热发电机组方案比配置光伏+电储能方案的经济性更好。虽然光伏发电的成本低于光热发电，但是为保障通道电力供应的可靠性，需要配置较大规模的电储能，而电储能的造价高，寿命周期短，使光伏+电储能方案的经济性下降。

方案四与方案三对比：煤电采用CCS后，燃煤发电成本大幅增加，采用光热发电全部替代燃煤发电，外送新能源电力比重可达到100%，而且经济性更好。

二、光热发电的市场价值

1、工程投资和上网电价

目前工程投资在2.5~3万元/kW，随着产业规模的扩大，工程投资会有较大幅度的下降。预计到2030年会下降到1.6万元/kW。

目前，我国执行的电源上网电价政策是：根据不同电源的发电成本，按照基准的投资收益率确定其上网电价。

随着产业规模的扩大，光热发电工程投资将会得到显著的下降，发电成本会有较大幅度的下降。

按照我国目前非水可再生能源发电的上网电价政策，电网公司按照当地煤电机组的标杆上网电价收购，超出部分由国家可再生能源电价附加补助资金补贴。

新疆煤电机组标杆上网电价0.25元/kWh（甘肃省0.3元/kWh)，按照此种方式确定上网电价，光热发电难以摆脱对电价补贴的依赖。

按照投资收益确定电源的上网电价，仅仅体现了不同电源的发电的成本，并没有如实体现电力品质在电力市场上的价值。

根据电网负荷不同时段的需求，分时段上网电价模式可以体现出不同时段的市场供求关系以及市场对高品质电力的需求。随着我国电力市场机制的不断完善，按照地区电力负荷的特性，制定分时段的上网电价是大势所趋，也是国际上的普遍做法。

2、负荷侧销售电价情况

目前，很多省份已经出台了分时段的售电电价。江苏省的普通工业用户的低谷、平段、高峰电价为0.3351元、0.7054元、1.1757元，比值为1 : 2.1 : 3.5；广东省一般工商业用户的低谷、平段、高峰电价比值为1: 2 : 3.3。

3、光热发电机组发电时段优化

光热发电机组可以根据电网的分时段电价模式，优化机组的运行时段和系统配置，更好的发挥其技术优并显著提高其经济性。以江苏电网的分时段电价模式为例，光热发电机组在系统配置不变的情况下，仅仅优化运行时段，可将大部分发电量分配至高峰时段和平峰时段，年发电量在高峰、平段、低谷时段的占比分别为54.1%、39.7%、6.2%。这样既满足了电力系统调峰的需求，也使光热发电机组的收益最大化。

4、外送通道电源上网电价计算结果

以新疆哈密送电到江苏±800kV输电通道为例，设计输电功率800万千瓦，输送功率按照江苏的高峰、平段、低谷时间段，高峰时段满功率输送，年输电量约470亿千瓦时。按照可靠电源功率不低于600万千瓦的原则，配置煤电200万千瓦+光热发电400万千瓦+风电800万千瓦+光伏150万千瓦。

以江苏电网普通工业用户销售电价模式为基础，按照目前江苏省内电网的输配电价和±800kV输电通道的电价，并按照新疆煤电、风电、光伏的标杆上网电价，推算出各时段的上网电价如下表。

从表中的计算结果可以看出，光热发电的平均上网电价为0.77元/kWh，高于按照投资收益预测的2025年光热发电上网电价0.759元/kWh，介时光热发电不需要电价补贴，完全可以在市场中体现它的价值。

三、光热发电发展前景

1、国内资源条件

光资源：内蒙古自治区西部的巴彦淖尔市西部及阿拉善盟、甘肃省酒泉市、青海省海西州和新疆自治区的哈密地区等区域年太阳直接辐射量超过1800kWh/m2，非常适宜进行光热发电项目的建设。

土地资源：内蒙古自治区西部、甘肃省、青海省和新疆维吾尔自治区适宜建设规模化光热发电基地的国土面积合计约78万km2，可支撑光热发电装机约7800GW。

水资源：水资源是限制光热开发的重要因素。

我国西北地区水资源短缺，汽轮机均采用空冷技术，国内空冷机组技术十分成熟。

2030年及以后，考虑采用超临界CO2循环光热发电技。经测算可以支撑光热发电基地发展的水资源情况如下表：

2、我国光热发电装机规模设想

根据光资源、土地资源和水资源情况，我国光热发电装机容量在2030、2035和2050年的可以分别实现1.2亿千万、2.2亿千瓦、5.2亿千瓦。

3、目前我国地方政府已编制的光热发电基地规划情况

四、总结

伴随着我国能源转型步伐，风电和光伏发电所占的比重会逐渐加大，煤电的比重会逐渐降低，电力系统迫切需要出力可靠、调节灵活的可再生能源电源和储能电站。

聚光储热发电是集发电和储能为一身的可再生能源发电方式，电力输出稳定可靠、调节性能优越。可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，也可以承担高峰负荷，可参与电力系统的一次调频和二次调频，并能够减少电力系统对储能电站容量的需求。

结合我国西电东送战略，在西北的电力外送通道送出端配置聚光储热发电机组，替代煤电机组，可显著提升输电通道的可再生能源电力比重，与配置光伏+电池储能电站相比，具有更好的可靠性和经济性。

根据电网负荷的需求，采用峰谷分时销售电价模式确定发电侧的上网电价，聚光储热发电的价值将在市场中得到体现。采用此种方式，电网公司与发电项目公司签订具有法律约束力的长期购电协议，明确分时段的上网电价，是保障聚光储热发电项目投资收益的关键。

聚光储热发电是实现我国能源转型的新途径，也是西部的大开发的新动能，同时，还是“一带一路”走出去的一个优势产业；它在消化我国煤电产业的过剩产能、促进经济和社会发展方面也将发挥重要的作用。因此，在光热发电产业发展的初期阶段，继续由国家可再生能源电价附加补助资金支持是一举多得的政策保障措施。