为努力实现应对气候平均状态随时间的变化自主贡献目标，促进风电、太阳能发电等可再次生产的能源充分消纳，国家发改委、国家能源局近日联合印发了《关于鼓励可再次生产的能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再次生产的能源发电装机并网规模。文件发出后，储能受到前所有为的关注。

  行情如火如荼的同时，你有没有搞清楚为何需要发展储能呢？本文从技术和现实角度做了讲解。

  上述文件指出，鼓励多渠道增加调峰资源。承担可再次生产的能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电。

  在各种储能方式中，除传统的抽水蓄能以外均可用于电源侧储能。储热技术具有更强的调节能力和持续供给能力，在电源侧储能中应用十分广泛。解决我们国家新能源发电面临的储能瓶颈，光热发电不能缺席文件中也对光热发电储能进行了关注。

  为什么要关注光热发电储能？现有大规模光伏和风电存在“极热无风”和“极寒无光”的先天短板，导致其在冬夏季节的用电晚高峰时段都难以提供有效出力。气候危机的紧迫性要求人类必须实现碳中和，向绿色经济转型，实现绿色发展，还要保证能源安全，运行稳定，成本最优。

  同时，在火电占比逐渐下降、承担深度调峰压力巨大的新形势下，储能技术无疑是有效缓解大规模可再次生产的能源并网压力的一种有效技术手段。

  公开信息显示，去年入冬以来，受极寒天气影响和电取暖的增加，全国用电负荷超过夏季高峰，创历史上最新的记录，特别是1月7日晚高峰的负荷比2020年夏季峰值增长了10%以上。当日晚间全国光伏发电出力是零，且当天全国大部分地区无风，导致风力发电装机出力只有一般的情况下的10%，即1月7日的用电晚高峰时段，全国有5.3亿千瓦风电和5亿千瓦的光伏电力没有出力。

  另外，冬季枯水期使得我国3.7亿千瓦水电装机在当天晚高峰时段有2亿千瓦没有出力。而且，冬季也是天然气的用气高峰，当时我国的1亿千瓦天然气发电装机中有一半左右没有出力。再加上全国发电装机的区域布局和停机检修情况，于是出现了我国20多亿千瓦电力装机却难以保障12亿千瓦用电负荷的现象。

  可以预见，随着“双碳”目标下光伏和风电装机继续迅猛增长，今后每年冬夏季的全国用电紧张类似局面只会不断加剧，需马上采取强力的应对措施。

  而光热发电通过蒸汽推动汽轮发电机组发电，还能为系统提供较为可靠的转动惯量，能在高比例光伏、风电渗透的电力系统中承担类似燃煤和燃气火电的“压舱石”角色。本文认为，光热+储能=绿色+增长模式=绿色发展，是为最佳方案。

  我国西部地区大多水资源匮乏，受枯水期及漫长冬季冰冻影响，并不适合大规模建设抽水蓄能电站，并且，抽水蓄能电站建设工期往往在5年以上，而光热电站建设期平均只需18个月。

  西部的火电厂很多都是“以热定电”的热电联供机组，每年有近半年需保障民生供暖，可额外用于为光伏、风电调峰的空间并不大。另外，西部地区已几乎不能再新建专门用于调峰辅助服务的燃煤火电厂。

  场地布置灵活的电化学储能响应速度快，在分布式新能源领域的1~2小时储能时长以内调用具有一定优势，但最近国内外连续发生了多起安全事故，及存在的电站30年寿命期内因效率衰减而需批次更换的问题，使得业界短期内对其在大型新能源电站中的长周期、规模化应用存在顾虑。

  电化学储能在超过4小时之后的长周期储能应用时，会导致其度电成本成倍增加，目前离经济可行性有很大的差距。而从电网的角度，真正能满足实现“早晚高峰”及其它时段可随时响应调峰指令的储能系统，一般需具备8~10小时左右的储能时长。

  光热电站中，目前采用的物理热储能（熔盐储能）介质熔盐是硝酸钾和硝酸钠的混合物，工艺成熟，早已在工农业领域应用，在电站30年寿命周期内都没有损耗，也无需更换。硝酸钾和硝酸钠在位于我国西部地区的青海盐湖和新疆吐鲁番等地的矿山中都有巨大储藏。因此，在西部地区大规模发展光热发电，可实现熔盐化工原料在西部就地生产及应用，形成绿色低碳循环化工。

  因此，若选择在西部地区能规模化满足电网8~10小时储能时长的调峰要求，且能在数年内完成相当规模装机的发展方式，光热发电应是重要发展趋势。光热电站的常规发电装备和技术与燃煤火电站基本相同，火电的全产业链装备和技术基本都能应用于光热电站。

  既然光热发电储能有诸多应用优势，为何发展不及光伏发电？因为，当前自带长周期、规模化储能的光热发电度电成本仍明显高于光伏、陆上风电等间歇性新能源，这就导致了对光热发电的专项电价补贴不及光伏发电。

  在业内人士看来，为实现“双碳”目标及构建以新能源为主体的新型电力系统，我国在2060年碳中和前需新增几十亿千瓦新能源装机。中东部地区受制于场地空间、风光资源等核心要素限制，新能源大发展的主战场重归西部已是大势所趋。

  西部有几十万平方公里戈壁、荒漠等地形，可满足“双碳”目标的几十亿千瓦新能源发电装机，且西部地区的太阳能、风能资源条件都好于中东部地区，即使加上往中东部地区的输电成本，其综合度电成本依然低于中东部地区的太阳能和风能发电。

  所以，能否以最低成本、最快速度、规模最大实现“双碳”目标下的新能源发电装机，关键是能否在合适配套政策支持下，尽快全方面推进西部多个与特高压外送通道配套的光热、光伏和风电多能互补大型基地建设。发展光热发电不仅能带动传统火电装备产业链，替代节省宝贵的调峰电站用天然气，且能协同促进更多光伏、风电装机，可谓一举多得。

  8月10日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于鼓励可再次生产的能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，通知指出，鼓励多渠道增加调峰资源，抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、电气、光热电站、灵活性改造的煤电等均被视为承担可再次生产的能源消纳对应的调峰资源。

  该政策被视为是储能行业的重大利好，从光热发电的角度，又该怎么样看待该项政策？

  光热电站与抽水蓄能、化学储能等被并列为调峰资源，证明了国家层面对光热发电调峰能力和价值的高度认可，这一信号的传达有利于光热发电在可再次生产的能源市场赢得更多关注。

  长期以来，光热发电的市场推广障碍重重，不少可再次生产的能源发电项目的投资开发商对光热发电的认知度较低，还缺乏进一步探索的兴趣，政府层面在该项政策中的明文肯定将帮助降低光热发电后续的市场推广难度。

  抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性改造的煤电被放在同一水平线上，各种调峰资源同场竞技，选择哪种调峰资源将成为可再次生产的能源发电企业第一个需要仔细考虑的问题。

  抽水蓄能电站有其特殊的地理环境限制，气电和煤电亦有一定的条件限制。在西部可再次生产的能源资源的富集区，将产生直接竞争的大概率将是电化学储能和光热储能电站。

  该通知明确的最重要的一点是，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时之后）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

  光热发电在长时间储能方面的竞争力恰恰要大于短时间储能，4小时被认为是光热储能和电化学储能竞争的一个临界点，超过4小时，光热储能的竞争优势将开始大于电化学储能，8~10小时储能配置的光热电站在系统经济性上一般将能够达到最优。

  该文件是在电网企业承担可再次生产的能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再次生产的能源发电的市场化并网规模增加。伴随新能源发电技术的进步、效率的提高，成本的下降，以及调峰成本的下降，电网企业承担的保障性消纳规模和比例将有序下降，市场化规模的比例将逐步提升。

  目前，国内多个省份出台的政策大多明确保障性并网规模的储能配置要求为10%、时长2小时，这份国家级文件对市场化并网规模的调峰能力的要求有非常显著的提升。且配建比例在2022年后还将依据情况适时调整，伴随风电光伏装机量的继续增长，预计对调峰资源的配建比例还将慢慢地提高。

  未来，在市场化并网规模逐步提高的背景下，对调峰配比和储能时长的要求亦将逐步提升，高质量的调峰资源将成为各方争抢的“香饽饽”，光热发电在大规模长时间储能方面的竞争力将进一步提升。

  按照目前市场上宣称的1.5元/wh的锂电池化学储能系统投资所需成本计算，在10%、2h的情景下，折合增加储能系统初始投资约0.3元/W，在15%、4h的情景下，折合增加系统初始投资约0.9元/W，在20%、6h的情景下，将增加系统初始投资约1.8元/W，随着储能时长的增加，增加的投资额呈倍数增长。

  粗略估算，在不考虑25年寿命周期内要换掉的电池成本的情况下，一个光伏电站在20%、4h的储能电池配置情景下，将增加初始总投资约34%，上网电量将损失约2%，最终度电成本将上涨约36%。

  假设建设一个500MW的光伏项目，按3500元/kW的一般成本水平计算，光伏电站总投资17.5亿元，配套建设100MW储能时长4小时的电池储能系统，相当于配置400MWh的储能容量，初始总投资增加约6亿元。总的一次性投资增至23.5亿元。

  相比之下，光热储能调峰可以为提供稀缺的转动惯量，而电池储能并不具备此项能力。一个500MW的光伏电站并网约需要配置70MW的调相机来提供转动惯量、释放无功功率，保障电网安全稳定运行，此一项约要增加额外投资1.16亿元。

  在这样的情景下，同样一个项目，同样的发电量，同样的调峰能力，在项目初始投资上，光伏+光热储能的配置方案比光伏+电池储能要节省更多成本。

  另需考虑的因素还有很多，首先是电池的寿命，业内目前宣称锂电池有可能可以达到8年的寿命，25年的寿命期内至少需要更换两次电池（事实上，目前尚缺乏储能电池寿命可达8年的实际案例验证），2次电池更换的成本预计接近于重新安装一套储能系统。（上面的项目初始投资计算中还未考虑此项支出）

  再者，光热储能电站相对电池储能无起火爆炸风险。今年7月30日，特斯拉位于澳大利亚维多利亚州的维多利亚大电池储能电站发生爆炸，大火燃烧了四天四夜仍未扑灭。今年4月16日，北京南四环一个储能电站发生爆炸，导致2名消防员牺牲。储能电池的安全事故频发，一旦发生事故造成的损失将不可估量，是大规模上马储能电池项目必须考虑的重要因素。

  回归眼前，谁来为增加的调峰资源建设投资买单是需要解决的主要问题，否则再好的政策也将会沦为一纸空文。

  《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行。在15%、4h的要求下，电化学储能系统或光热储能系统的配置都将显著提高整体项目的上网电价，这将使系统的整体电价成本高出绝大部分地区的燃煤发电基准，在这样的情景下，可再生能源发电企业缺乏动力去自建或购买调峰资源。

  国家层面最近已连续出台了多项储能的利好政策，但都为引导性政策，尚欠缺核心的价格疏导机制。据悉，政府相关主管部门将围绕容量电价、新型储能输配电价回收等方面继续出台相关细则，容量电价有望成为下一个出台的支持政策。在储能的电价机制被明确后，哪种调峰资源的市场竞争力更胜一筹？或将可以得到更为明确的答案。

  近日，央能研究院院长管华博士从气候危机、气候经济学理论、新经济增长理论和碳经济学、光热产业是实现双碳战略目标和绿色发展的重要路径三个视角，阐释在实现碳中和战略、能源转型时，完全可以实现绿色增长，提出了光热产业是实现双碳战略目标和绿色发展的重要路径。并提出了政策建议。

  近年来极端气候出现的频率不断上升，几十年一遇的灾害时有发生，其中一个重要诱因便是全球气候变化，背后则是人类活动带来的大量碳排放。

  气候变化的科学研究证据表明，人类产生的温室气体，是造成气候变化的主因，其中二氧化碳占大宗。每年人类活动在全球造成约510亿吨的二氧化碳排放到大气中。大气中的二氧化碳，借由辐射效应改变了地球大气系统的能量平衡，从而造成气候变化。

  纵观世界经济，二氧化碳和温室气体排放与各国的发展阶段密不可分。中国也不例外。

  中国是制造业大国，经济结构决定了这一发展阶段必然是高耗能高排放的经济体。中国在全球二氧化碳和温室气体排放中的占比分别约为30%和26%，是2019年全球排放占比最高的单一国家，据估算，中国加速增长的碳排放在上世纪70年代以来全球新增温室气体排放中约占45%，2019年，中国约80%的排放来自于发电和工业这两大高排放领域。中国的发电和工业在排放中的占比高于全球其他主要地区，而交通运输和建筑行业的排放占比小于其他地区。

  中国的发电工业约占中国二氧化碳和温室气体排放量的40%和33%，是应对气候变化-碳中和的主要领域。燃煤发电目前在中国电力结构中约占65%（包括天然气和石油，化石燃料发电的比例约为68%）。因此，中国调整降低以煤炭发电为主，增加可再生能源发电比例的能源结构，成为中短期脱碳的最重要目标。

  1、太阳能热发电，也称光热发电。光热发电（CSP），是通过将太阳能聚光集热、吸热、储热、发电的技术。产生的高温热能除发电外还可应用于很多行业。

  光热发电具有连续、低成本供电和可热电联供等特征，是新一代能源系统中的重要发展方向，完全可替代煤炭等化石燃料发电。中国是一个太阳能资源非常丰富的国家。全国陆地面积接受的太阳能辐射能约为17000亿吨标准煤。其中年日照时数大于2200小时、辐射总量高于5000MJ/m2的太阳能资源丰富或较丰富的地区约占全国总面积的2/3以上，具有良好的太阳能光热利用条件。

  2、光热发电的优势。目前全球光热发电技术主要有四种技术路线，分别是大盘（碟）式、塔式、槽式、菲涅尔式。其中尤以大盘式光热技术效能最高。

  据研究数据证明，光热发电技术是典型的绿色低碳、气候友好型、电网友好型电源，完全可作为基础主力电源。

  以SG4型500平米大盘太阳能光热发电专利系列技术为例，大盘集热具有以下优势：

  可用于公用事业级发电、超临界二氧化碳循环发电、热电联产、煤电耦合改造、可作为基础电源调节电网峰谷；工业蒸汽；海水淡化；矿石冶炼；石油炼化；热化学（煤炭液化、太阳能合成燃料、制氢等）；农业加工（超高温牛奶、气化）；废物处理（将垃圾转化为燃料、塑料）；制冷；碳捕捉、利用、封存（CCUS）等。无燃料成本，生命周期30年以上。百兆瓦项目可节约标准煤约21万吨，减少碳排放约56万吨。投资、占地、效率、度电成本均优于其他技术。可提供有成本竞争力的太阳热能应用解决方案。

  系统稳定。光热发电机组配置储热系统，发电功率稳定可靠，当储热系统容量大时，光热发电机组可实现24小时连续稳定发电。因此，它可以在电网中承担基本负荷。

  调峰性能优异。光热发电机组启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组，可参与电网调峰。光热发电机组的优良调峰性能，可增强电力系统消纳新能源电力的能力，减少弃风、弃光损失。

  参与电力系统调频。光热发电可根据电网用电负荷的需要，快速地调节汽轮发电机组的出力，参与电力系统的一次调频和二次调频，还可为电力系统提供转动惯量支撑，维持系统频率稳定。

  可应对极端天气条件。在风电/光伏比重较大的电网中，在连续的极端气象条件下，比如阴天、下雨天、无风天时段，电力系统缺少发电功率时，光热发电机组可以作为应急保障发电机组，利用备用天然气加热熔盐，实现机组满负荷稳定发电，且备用成本低。

  可做储能电站。光热发电机组配置大容量熔盐储热系统，具备利用夜间弃风电力加热熔盐进行储能的条件，在次日早高峰时段利用储热系统发电，从而起到储能电站的作用。在这种模式下，其新增投资成本只有额外增加的熔盐电加热设备。

  与燃煤发电对比。光热发电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。与燃煤发电相比，光热发电机组具有更优异的调节性能，负荷调节范围更广，升负荷速率更快。

  与光伏发电对比。光热发电出力稳定、调节性能优越，对电力系统友好。光伏要为电力系统提供可靠的电力，必须配置至少6h的储能电站（满足晚高峰电力需求）；同容量的光热发电机组的年发电量约是不配置储能的光伏发电的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。按照目前的市场情况和未来的发展趋势，光热发电的经济性要优于光伏+电池储能。比较成本时，应该把“光伏+电池”和“光热+热储”来进行比较。据测算，如果两套系统均配套6小时储能来比较其平均加权平准发电成本，光伏要比光热发电度电成本高出大约15%左右。

  碳排放对比。据美国国家可再生能源实验室NREL对光热、光伏、风电、煤电、核电等几种发电方式进行了全生命周期温室气体排放对比分析发现：其中光热发电生命周期温室气体排放参考值最低，仅为10gCO2e/kWh。

  国际可再生能源署IRENA发布的最新报告《2020年可再生能源发电成本》显示，2010年至2020年间，全球光热发电总装机增至6.5GW左右，同时光热发电的加权平均LCOE下降了68%，已从0.34美元/kWh降至0.108美元/kWh（约合人民币0·7元/kWh)。

  报告指出，2020年中国新增的150MW光热发电项目的加权平均装机成本为4581美元/kW。比2019年减少了31%左右，相比2010年则减少了50%左右。

  电网中添加过多的风电、光伏发电将导致电网安全稳定问题。风电、光伏发电易受气候影响，如增加储能电池会高于光热发电成本多倍。而且风电光伏发电仅产生电力，而工业不仅需要电能，工发组织的研究表明，工业所需的近60%的能源是用于加热和冷却。

  1、明确光热产业的战略定位。将光热产业上升到国家能源安全和绿色发展的战略高度。光热产业作为战略性新兴产业，具备公用事业属性，具有资金、技术、人才密集的特征，涉及上下游产业众多，市场潜力巨大，在实现国家能源安全，实现双碳战略和绿色发展中有着重要定位。建议明确光热发电的战略定位，规划一定装机容量，通过规划引导行业加大研发投入，扩大产业规模，推动光热发电成本逐步下降。

  在“双碳”目标引领下，中国势必将形成高比例可再生能源电量的电力系统。根据相关预测，2060年中国超过55%左右的电量来自可再生能源。光热电站本身属于可再生能源电源，在能源转型的过程中，通过优化可再生能源发电结构，新能源发电装机中建设一定比例的光热电站，不仅可以减少煤电调节电源的配置规模，还可以有效增加可再生能源发电量占比，提高新能源电力消纳比重，促进能源结构绿色转型发展。

  2、政府、政策性金融机构对光热产业的政策性扶持。当前，中国正加速构建以新能源为主体的新型电力系统，面对风电、光伏发电与生俱来的不稳定性，如何保障未来电力系统安全稳定运行成为关键。

  光热发电要取得更好的商业发展，需要政府予以新的激励措施，支持光热技术的研发、升级，投资建设。继续给予包括新建光热项目补贴政策。不能仅凭资源成本最低这个标准进行评判，而是要评估其独特的系统收益，也就是长期价值。当下使用的模型只会导出短期解决方案。将来，可使用超级模型来评估光热项目高资本支出中的长期价值。建议给予光热发电行业大力支持，包括财政、税收、政策性金融、资本市场等，在一定期限内继续给予光热发电一定的补贴，给起步阶段的光热发电走向平价上网一个合理的缓冲期，扶上马送一程，只有光热产业规模化才能实现成本效益。

  3、能源安全。中国的资源禀赋是富煤缺油少气，油气主要依赖进口，严重影响能源安全。但光热资源丰富，而调节电源少，就需要发展具有调节能力、支持能力的光热发电。

  光热电站增加应急燃气锅炉后，可以实现装机的杠杆作用，以数倍装机容量替代燃气机组，相同的天然气消耗，光热发电装机能够达到电气装机的4倍。对于摆脱中国油气对外高度依赖，确保国家能源安全，对于从高碳能源快速进入低碳能源，高质量实现双碳目标都具有重要意义。

  4、增加光热发电规模。为彰显公平，国家应该像扶持发展光伏、风电、抽水蓄能电站那样扶持光热发电，扩大安装规模。可以预测，具有发电出力稳定可调等特性的低成本光热发电将会迎来一个爆发式的发展，首先在中国然后会惠及世界其它国家。

  建议在适合地区规划布局建设“光热+光伏/风电”多能互补项目，以光热发电作为调峰手段，通过多种能源的有机整合和集成互补，缓解风光消纳问题，促进可再次生产的能源高比例应用。光热+光伏/风电多能互补项目一体化开发聚合了低成本但无储能的光伏和可完美替代火电的光热电站，具有技术经济优势，在“双碳”大背景下，对促进新能源高质量开发具有积极的示范意义。

  5、建立光热产业专项基金和光热指数。首先，建议国家像支持芯片产业那样，由财政出资一部分资金，吸引社会资本共同设立光热产业专项基金，运用市场机制投资先进光热技术的研发和产业化。

  其次，政府有关部门和资本市场建立光热指数，以此衡量、引导产业和金融资本市场对光热产业的投资。

  光热技术的应用领域不仅是发电市场，还可应用于工业热能市场等。二者之比约为发电占比40%，工业热能及其他占比约60%。可见光热技术潜在市场广泛，属于绿色发展的底层逻辑。

  6、完善光热发电产业链，提高核心技术国产化密度。光热产业要发挥创新能力，提高光热技术的渗透率，推动降本增效，参与全球光热产业的国际竞争。

  按照周孝信院士课题组的预测：2030年太阳能发电量的占比近10%，太阳能发电装机5.73亿kW，占比达到20%。2050年太阳能发电量占比将达到27%，太阳能发电装机21.576亿kW，占比将达到41%。高比例的可再次生产的能源发电装机容量必须有更多的可靠、灵活的电源和储能电站提供电力保障。光热发电是集发电和储能为一身的可再次生产的能源发电方式，具有电力输出稳定、可靠、调节灵活的特性，必将发挥重要作用。

  据中国科学院电工所研究员、太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长王志峰博士研究，太阳能光热发电对电网具有先天的友好性。在未来的“碳中和”体系中，可再次生产的能源占比将达到80%以上，电源侧的调峰就会变得很重要，由于风电、光伏发电的不稳定性，用光热发电进行调节将会越来越重要。

  电力规划设计总院高级顾问孙锐研究指出，构建以新能源为主体的新型电力系统，是中国实现碳达峰、碳中和的重要抓手。建设以新能源为主体的新型电力系统，对储能容量的需求是巨大的，同时还需要更加多的具有交流同步发电机特性的灵活调节电源。光热电站的特点，使其同时具备解决这两大方面问题的能力，所以说光热发电在支撑新型电力系统安全稳定运行及确保供电方面必将大有可为。

  有充分理由相信，先进光热发电科技的价值必然会被市场发现、重视，先进的光热科技产业一定会在实现碳中和，绿色发展，为人类创造美好生活中担当重任。

  经过近20年的产学研结合和投资建设，国内目前已建成10多座规模化光热电站，已实现95%以上关键技术装备全国产化。

  作为光热电站技术与设备国产化的代表，2021年5月13日，首航高科常务副总经理毕成业在CSPPLZA2021中国国际光热大会上，作了《首航高科敦煌100MW光热电站运维情况与技术延伸应用》的专题报告，在报告中发布了敦煌100MW电站近期发电数据。

  毕成业分享了5月4日至5月9日敦煌100MW光热电站的实际运行曲线小时的连续运行，实现727万度的发电量和666万度的上网电量，其中，5月5日166万度，5月6日172万度，5月8日158万度，从运行曲线分析，表现出了较好的整体机组性能。展示了良好的光热电站示范效果，为综合能源项目和源网核储一体化项目的开发建设提供更有力的支撑。

  光热电站是资金、技术和人才密集型的高精尖产业，在首批示范项目推进过程中，各方已积累了诸多宝贵经验和教训，多项国产核心技术产品的关键指标已处于世界领先水平，部分中国企业已走向海外承接大型工程光热电站工程，其中，全球迄今为止最大的太阳能发电项目迪拜950MW光热储能混合项目由迪拜电力水务局DEWA、中国丝路基金、沙特国际电力和水务集团联合投资，EPC总承包方为上海电气。

  相较于其首个光热发电项目——南非Bokpoort槽式光热电站20.1美分/kWh的电价，此次迪拜马克图姆园区四期700MW光热项目电价已下降超过60%，达到7.3美分/kWh。项目PPA（购电协议）期限高达35年，这也是电价较低的原因之一。

  海外中东北非及拉美智利等地的多个光热项目开发商都已认可中国光热企业的技术产品实力，邀请中国企业参与项目的实施，以推动海外光热发电的成本下降并开发更大市场。

  未来，随着超临界二氧化碳、高温颗粒吸热储热等创新技术的成熟应用，光热发电成本将大幅下降。

  业内人士建议，尽快出台政策细则，支持在西部建设大型光热、光伏、风电多能互补基地，建议第一阶段给予多能互补中的光热发电不低于国内天然气发电价格的政策支持，促成千万千瓦级互补基地建成并网，第二阶段给予多能互补中的光热发电不低于国内火电调峰电价的政策支持，促成数千万千瓦级互补基地建成并网。

  在此基础上，随着更多先进光热发电技术产品的成熟应用，未来有望实现光热发电的度电成本和灵活可调度性能都能与燃煤燃气火电竞争，成为同时具备基础电源和灵活调峰电源特性的重要新能源品种。整个传统火电行业的装备、技术和人员都可准确匹配到光热发电产业链，以最低代价实现传统能源链的清洁转型。

  届时，我国西部及海外高辐照地区完全可能实现新增10亿千瓦级光热电站，同时又可带动几十亿千瓦光伏、风电的装机消纳，为全球实现碳中和做出来自中国光热发电产业的贡献。