在“碳达峰·碳中和”目标的引领下，以风电和光伏发电为代表的新能源在2030年前将呈更大规模、更高速度发展态势，多种能源高度协同发展的趋势日渐清晰；成本进一步下降、且灵活可调的太阳能光热电源必将在多能互补以及综合能源基地项目中迎来新的发展机遇。

图：青海中控50MW+10MW塔式光热电站

必不可少的储能

近年来，电源侧新能源装机在不断增长，用户侧负荷则呈现出多种多样的变化，这对于电力系统来说是一种挑战。储能技术在提高可再生能源消纳比例、保障电力系统安全平稳运行等方面发挥着较大作用。

那什么是光热的储能功能呢？

国网山西省电力公司调度控制中心水电及新能源处前处长赵俊屹对光热发电的储能通俗地解释为，在电站热力（储热）系统中把“将发不发，延迟后发”而存储的能量叫做储能。

他表示：光热发电工艺的“将发不发，延迟后发”意味着将镜场吸收到的热能“储热待发”“按需索取”，通过在电站热力系统中增加存储环节，可使“刚性”的发电系统变得更加“柔性”，能够平抑光热发电接入电网带给整个系统的波动性，同时根据电力系统供需平衡进行实时功率调节，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性。所以，在构建以新能源为主体的新型电力系统中，光热已经成为我国能源转型的主力军和压舱石，大规模光热发电将在一定程度上改变发电、输电、配电和用电同时完成的电力生产基本格局。

目前我国已投产的太阳能热发电示范项目已经凸显了储能的优势。其中，带9小时储能、装机容量5万千瓦的中广核德令哈光热发电示范项目连续运行32.2天（772.6小时）；带有7小时储能、装机容量5万千瓦的青海中控德令哈光热电站实现了12.2天（292.7小时）的不停机运行；首航高科敦煌10万千瓦光热电站以平均负荷率60%左右实现了不停机运行9天（216小时）；鲁能海西州50MW光热电站涉网试验期间实现5天连续运行，6月4日连续运行近22小时，单日发电量达到109.62万kWh。而在国外，西班牙18个光热电站成功以基础负荷电源不间断运行达3周；其中，带15小时储能、装机容量2万千瓦的Gemasolar光热电站实现了连续36天全天候运行。

调峰调频电源

根据我国2018年投产的三座太阳能光热发电示范项目的验收结果，光热机组调峰深度最大可达80%；爬坡速度快，升降负荷速率可达每分钟3%～6%额定功率，冷态启动时间1小时左右、热态启动时间约25分钟，调节性能优于煤电。

为什么光热发电在电网中既可调频，又可调峰呢？赵俊屹详解为，在电网并列运行的同步发电机组当外界负荷变化引起电网频率改变时，网内各运行机组的调节系统将根据各自的调节特性自感知系统频率变化，由调节器惯性改变汽轮机进气阀而改变机组的功率，以适应外界负荷变化的需要，这种由发电机组“自感知、主动性”的有差适度调节，以减小系统频率改变幅度的方法，称为一次调频。一次调频是一种有差调节，也是有限度的调节，不能维持电网频率不变，只能缓和电网频率的改变程度。一次调频功能是同步发电机的基本属性，是维护电力系统稳定的重要基础手段。

通过人为或者自动控制的方式增减某些机组的负荷，以恢复电网的频率，这一过程称为二次调频。

发电用电功率失衡导致频率变化，可以通过一次和二次调频使系统频率保持稳定。当发供电功率出现较大缺额（包括盈余）时，系统频率持续偏离，单靠一次调频不能调节需求，就需要用二次调频功能了。为了保证电网的频率稳定，一般对电力环节要进行调频，即一次和二次调频，频率的二次调整是指发电机组的调频器，对于变动幅度较大（0.5～1.5%），变动周期较长（10s～30min）的频率偏差所作的调整。

太阳能光热业内把“超配”的容量叫做储能容量，因为“超配”，也具备了长时间调峰功能。太阳能光热发电机组既具备同步电源特性，同时配置了热储存系统，所以它既有一次调频的功能，同时也能进行二次调频能力，其调频和调峰的优势是伴随着发电的过程同步进行的。光热熔盐储能系统是存-放热量的过程，在电力系统中该存-放交替过程中，用数字化的电力系统程序控制即达到一次调频；二次调频则根据其存储的容量而定，如果容量足够，既可达到调频，同时也可进行日内（甚至多日）调峰。

而根据储能类型的技术路线，储能的工艺是有差别的，选用不同技术路线的储能需电网运行的工况。像压缩空气储能、飞轮储能、超级电容储能，电化学储能参加调频和调峰都有一定限制……

国家太阳能光热产业技术创新战略联盟专家委员会副主任委员、电力规划设计总院高级顾问孙锐也指出，不同的储能方式有各自的优势和不足，应结合不同的应用场景进行合理的选择，才能扬长避短。

光热发电重要性渐显

储能型太阳能光热发电因为24小时连续运行，又具有传统同步电源特性，可以起到“利用可再生能源消纳间歇性可再生能源”的作用。

国家能源集团北京低碳清洁能源研究院院长卫昶认为，在太阳能领域，由光转换为热的效率远比光转化为电更高，如何将太阳能以热的形式储存起来，直接用于对高品质热有较大需求的领域，或许是未来值得重视的技术创新领域。

孙锐表示，储热型光热电站的设计寿命可长达30年，储热介质熔盐的使用寿命可与电站的寿命相同，而且对环境没有污染。

此外，《2021年储能产业研究白皮书》对储能型光热发电也表示肯定，认为储能型光热发电的市场竞争优势相对电化学储能仍非常明显。首先，熔盐储热的成本非常低，其成本只有电池储能成本的1/10到1/30，且其效率非常高、损耗很低。根据此前公开发布的相关消息，“十三五”期间电储能成本约为0.4-0.6元/kWh，而采用熔盐的度电储存成本仅为0.035-0.05元/kWh。其次，经过首批光热示范项目的实战之后，较高的技术门槛已经不再是光热发电系统大规模部署的障碍，其可连续长周期稳定运行的优势将不断凸显。熔盐储能可以实现长达30年的长周期使用寿命而中途无需更换，而电池储能系统的寿命要低于一个数量级。同时，熔盐储能系统的安全性和环境友好性更是电池储能所无法抗衡的。另外，太阳能光热电站的另一大优势是系统可以实现热电联产，在有特定需求的负荷区，其更加灵活多样的供能形式将可满足各方的多样化需求。《白皮书》表示，在当前的能源品类中，太阳能热发电稳定、可调的技术特点，决定了其很可能是未来取代燃气发电甚至煤电，成为稳定清洁的调节电源的最佳选择，这也是目前唯一的纯绿色的可调的可再生电源。

经济性边界

高比例可再生能源接入电网已经成为定局，风电、光伏发电的随机性和波动性，让电力系统需有维持旋转储备或额外可调度容量的成本，随着高比例新能源接入，消纳一个单位的新能源电力边际成本呈几何级数增加，调节电源的经济性难以保障。

太阳能热发电可以和光伏电站互补，组成太阳能电站，也可以和风电组成新型的风光互补电站，还可以在我国西部可再生能源基地中，充当能源互联网中能量接收和发送的重要节点。根据清华大学能源互联网研究院的最新研究结果，如果安装22GW光伏和7GW风电，青海电网在丰水期可连续3日全清洁能源供电（包括省内负荷以及特高压外送河南），如在此基础上配置4GW太阳能热发电，青海省在丰水期可高达创世界纪录的连续30日全清洁能源供电。美国能源部发布报告表明，电网中存在一定比例的太阳能热发电，可以有效地提高电网的健壮性。

作为维持电网稳定的中流砥柱，太阳能光热尽管技术前景颇为乐观，但“成本之困”始终是业内关注的一大焦点，企业怎么算“经济账”呢?

“对于太阳能光热等新兴领域而言，打通全产业链将更加利于降本。”卫昶表示。

“当储能型光热电站参与调峰，可以在辅助服务里体现其价值。”赵俊屹补充，新能源出力占比迅速提高、电力电子型设备及直流输电规模不断增大，系统频率、电压调节能力持续下降，系统稳定运行的风险不断加大。储能型光热电站适度超配吸热系统，配备保障机组可连续运行的储能容量，使发电机组同时兼备调节性和可连续性，即可参与全系统的日内有效调峰，也可保障全天候运行，电力平衡盈余时及时储热储能，电力平衡缺额时及时调峰出力，随时协调用电负荷和间歇性风电光伏的供求矛盾，维护全系统的电力电量实时平衡，发挥中坚力量；调频调峰的同时兼具黑启动、应急备用等辅助服务的功能，发电的同时兼具多样性的辅助服务功能，起到系统保安的“压舱石”作用。对电站而言，在电量电价的能量收益的同时，赢取辅助服务的补偿费用，扩大光热电站的盈利能力。

对于光热电站能否实现平价上网问题，浙江中控太阳能技术有限公司董事长兼总工程师金建祥介绍，光热电站自带储能的独特优势是其它可再生能源不可比拟的，其25万元/MWh的单位储能量造价和长达25年的使用寿命以及占地面积小、安全环保等优势在储能市场中也极具优势。他以德令哈市为例，分别利用光伏+电池、光伏+抽水蓄能、光伏+塔式光热三种技术路线来设计年发电量为400GWh/年的“发电+储能”系统并进行对比。他表示，据中控太阳能测算，光热储能调峰电站为光伏配置20%熔盐储能服务可以有效解决光伏弃光问题；同时，在相同的储能调峰补贴下，光伏+光热储能调峰电站的综合上网电价低于光伏+锂电池储能；而当储能补贴高于0.12元/kWh时，光伏+光热储能调峰电站的上网电价能够小于火电脱硫标杆上网电价0.3247元/kWh。

表：采用基于塔式太阳能光热的多能互补方案具有明显的成本优势

（对比条件：要求满足早高峰8:00-11:00和晚高峰17:00-22:00共计8小时67.64MW，平段11:00-17:00为47.35MW（70%），以及谷段22:00-次日8:00的27.06MW（40%）的用电曲线需求。系统设计使用年限为25年，资本金内部收益率为10%。）

此外，国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长邢翼腾在出席会议时明确，西北地区是大规模开发利用新能源的重要区域，但其中部分地区不具备抽水蓄能、气电等灵活电源的建设条件，同时由于生态保护等原因难以新增煤电装机，缺少为新能源提供调峰能力的解决方案。因此，这些地区将光热电站作为调峰电源建设，有利于改善新能源快速发展中出现的消纳问题。

对于业内关注的西北地区光伏+光热容量配比问题，赵俊屹认为，“可再生能源消纳和利用与电网结构、电源和负荷结构、调运机制方式、资源特性等等息息相关，不是简单的数字逻辑关系，也不单单是电力电量平衡问题，新能源为主体的新型电力系统需要储能，但更需要满足系统稳定的各类新技术和工艺，在实现清洁低碳可持续发展的同时，保证全系统的安全和稳定，保证全电力系统的优质经济和生态安全。”

相信在“碳中和”目标下，以新能源为主体的新型电力系统能够在一定时期内，从原有的“源随荷动”将逐步走向“源荷互动”，最终通过智慧能源系统实现“荷随源动”的终极目标，达到“人与自然和谐发展”的美好生态愿景。

作为光热电站的建设者，金建祥也表示，光热电站应定位于调峰电源和基荷电源，有利于发挥光热电站的比较优势，光热的未来充满希望；而随着光热发电成本的下降，用于调峰电源的光热电站具有技术优势和较好的经济性。

结语

构建新型电力系统将催生大量新技术、新业态，未来发电侧、电网侧、用电侧均将出现全新生态图景。随着国家首批太阳能热发电示范项目的并网发电后的优异性能表现，业界人士与政策层面也越认识到了储热型光热电站在“构建以新能源为主体的新型电力系统”的重要作用。如，近期更是利好的政策频出，带动储能型光热发电步入无补贴的“新时代”，6月11日，国家发改委相关文件明确，于2021年底前全容量并网的，首批太阳能热发电示范项目上网电价继续按1.15元/千瓦时执行；青海省能源局《关于2021年市场化并网项目开发建设有关事项的通知》，其中5个光热发电和熔盐储能项目纳入青海省2021年重点推进20个首批市场化并网项目；6月15日，甘肃省发展改革委《关于委托开展“光热储能+”示范项目论证工作的函》，委托水电水利规划设计总院、电力规划设计总院开展省内相关“光热储能+”示范项目的论证工作，其中，光热发电总装机容量77.5万千瓦……

我们坚信，储热型光热电站可以在“构建以新能源为主体的新型电力系统”中发挥全方位功能，实现绿色低碳转型的同时，维护系统稳定和生态安全。