“预计到2030年，光热发电的度电成本可降至0.7元/度以下，2040-2050年下降到0.35-0.45元/度。”

  日前，清华大学碳中和研究院发布的《中国碳中和目标下的风光技术展望》(下称报告）对“光热发电”这一小众可再次生产的能源路线的发展作出了预测。这在某种程度上预示着，中国光热度电成本至少还有一半的下降空间。

  光热技术又被称为“聚光太阳能发电 (CSP) ”，利用光学原理令大面积的集中，再由光热转换原理令换化为热能，热能通过热机驱动转换为电力。

  “光热发电具有长周期、大容量储热的特点，能够给大家提供24小时稳定电力，发挥煤电机组基本负荷的供热作用。”清华大学碳中和研究院院长助理、环境学院教授鲁玺在报告发布会上表示，光热电站可通过储能系统双向连接电网，与风光互补发电，提高间歇性的可再次生产的能源的消纳比例。

  中国光热发电行业尚处于大规模推广的初期阶段，不具备成本优势，未实现成熟商业化发展，

  据鲁玺介绍，目前新建光热电站的度电成本为0.7-1元/千瓦时。聚光吸热、储换热系统是决定光热发电电价的主要的因素，占据了整个光热电站成本的77%。

  中国科学院电工研究所研究员王志峰在上述会上表示，目前中国以槽式、塔式为主的光热发电技术迈入了可以商业化的阶段，接下来就是减少相关成本，完成产业链的商业化。

  报告称，光热发电的成本降低主要有三大驱动因素：一是研发和示范项目所带来的技术创新和提升；二是工业化的大规模生产带来的产品组件成本的下降；三是更大规模电站的开发带来的规模化效应。

  据王志峰介绍，截至2023年12月底，中国共有42个光热发电项目正在建设。

  据CSPPLAZA光热发电网统计，截至2023年1月，有28个在建/推进中光热发电项目。这在某种程度上预示着，2023年中国增加的在建光热发电项目或达14个。

  此前公开多个方面数据显示，截至2023年10月，中国在运的光热发电项目仅有8个，总装机规模588 MW。

  上述报告建议，政府应为光热发电产业提供资金、电价等方面的支持性政策，以加速该行业的产业化和商业化。

  对于目前的光伏技术趋势，鲁玺也在发布会上给出预测：“到2030年，TopCon和异质结电池技术的市场占比有望从2022年的11.8%提升到74%，成为主流的光伏技术产品。钙钛矿与硅结合形成的叠层，也是未来钙钛矿电池技术发展的一个方向，它的转换效率有望大幅度提高到35%。”

  针对中国风光整体发展，报告预计，2024-2030年，中国风力、光伏（含光热）发电装机量将增长两倍。到2030年，风光总装机量将占所有电源的45%，发电量占总发电量的比重将提升至27%。

  根据电力规划设计总院2023年8月底发布的报告，2022年，中国风电、光伏发电量分别为7624亿千瓦时和4251亿千瓦时，占总发电量的比重分别为8.8%和4.9%，合计占比13.7%。

  报告称，到2060年，风光装机量将占所有电源装机规模的83%，发电占比超过65%。

  报告表示：“2024-2030年这一阶段，迫切地需要加快速度进行发展与风光相配套的制氢和技术，促进风光消纳，以降低相应成本，并逐步建立新型电力系统”。

  对于风能、太阳能接下来的可持续发展问题，国网能源研究院国网三级顾问、原副院长蒋莉萍在会上表示，及是低碳新型电力系统的重要组成部分，相互之间是“我们”的关系，不能再是“你”“我”关系，需要共同以安全可靠供电和实现经济转型为目标，打造新的电力生态格局，包括构建适应未来发展及新格局的市场机制。

  国网能源研究院新能源研究所正高级工程师李琼慧表示，除常规的电能量市场、调峰辅助服务市场外，还需建立容量市场和绿电市场，后者可以把一部分的发电成本向用户侧疏导，提升可持续发展能力。

  报告预测，到2060年，东北地区将以风力发电为主，风电装机占该地区电源装机的60%以上，根本原因在于太阳辐射有限但风力资源丰富。华北、西北和陆上资源都丰富，届时预计60%的电源装机量将来自太阳能装机，30%来自风电装机。

  南方省份因海上风电资源丰富，预计风电（主要为陆上山地风电与海上风电）的装机量将达到该地区总装机量的30%。

  华东除海上风电资源外，还有较多适合铺设分布式光伏的工商业和住宅建筑面积，届时该地风光装机量占比将达到七成，其中风电占30%、光伏占40%。

  西南省份由于资源条件限制与充沛的水电资源，风光的装机量和发电量都将仅占20%左右。