我國能源資源稟賦以煤為主。伴隨“雙碳”目標的提出，能源生產消費低碳化的需求愈加迫切。
以陜西為例，“十三五”時期，陜西省總計新增新能源裝機1513萬千瓦；截至2021年年底，全省新能源總裝機2400.2萬千瓦。陜西省2021年新能源發電量達到311.24億千瓦時（風電發電量176.38億千瓦時、光伏發電量134.86億千瓦時），新能源利用率為97.5%。根據《陜西省國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標綱要》，2025年陜西省新能源裝機將達到5800萬千瓦。按照現有的電網調峰資源條件，預計2025年新能源利用率約為87.5%。經初步測算，若“十四五”時期為陜西省新增內用新能源（約2200萬千瓦）配置20%容量的電化學儲能（2小時），全省新能源利用率可提升至91%以上。
然而，隨著新能源利用率的提升，消納新能源的邊際成本將迅速增加，電化學儲能等調節電源的經濟性難以保障。陜北風光能源資源豐富，是助力陜西實現電力低碳轉型的重要地區，且陜北電網新能源電源占比高、直流輸電規模大，未來“雙高”特征明顯，保障電網安全穩定運行成為關鍵。
因此，亟須針對新能源資源富集的送端電網，探索電網友好型新能源發展技術與模式，推動電力低碳轉型，支撐電網安全運行。
儲能型光熱發電技術的經濟性分析
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。因此，儲能型光熱發電技術融合光熱發電“源儲調一體化”發展，有利于緩解新能源大規模并網消納與電力系統安全穩定運行的矛盾。在“雙碳”背景下，發展光熱電站是促進大規模新能源消納的途徑之一。
目前，光熱發電發展主要受限原因是投資成本高。根據國內已（待）投運的光熱電站資料，目前光熱電站單位容量投資為光伏電站的6～10倍。隨著技術進步、建設規模增加，光熱電站的投資成本也會逐漸下降。
在新能源占比逐漸增加的趨勢下，“儲能型光熱+光伏”的發展模式已經初顯經濟優勢。國務院《2030年前碳達峰行動方案》要求，嚴控跨區外送可再生能源電力配套煤電規模，新建通道可再生能源電量比例原則上不低于50%。以陜武直流配套新能源發電為例，按照火電、光伏發電年利用小時數分別為4000小時、1350小時計算，在火電機組最小技術出力為30%、不依靠大電網調峰支援、保證新能源利用率95%的情況下初步測算：在“火電+光伏+儲能”“火電+光熱”“火電+光熱+光伏”3種新能源開發配置模式下（火電配置容量相同），3種方式新能源部分的投資比例約為1.2∶1.3∶1（均扣除火電投資）。可見，“火電+光熱+光伏”模式經濟優勢明顯，單位造價低于“火電+光伏+儲能”模式，展現出較好的發展前景。
2020年年底，國內并網運行光熱發電裝機52萬千瓦，目前在建光熱項目總裝機111萬千瓦。預計近兩年國內光熱發電裝機可突破100萬千瓦，未來5～10年達到1000萬千瓦。參考光伏發展規模與投資強度的關系，預計到2030年，我國光熱發電單位建設成本可下降40%左右。屆時，綜合考慮儲能型光熱電站在保證電網安全穩定方面的優勢，其技術經濟效益更加明顯。
多方面入手助力儲能型光熱發電發展
西北地區以及西藏自治區等地太陽能資源富集，且地域廣闊、人口相對稀少，具備較好的光熱電站開發條件。相關政策也為光熱、儲能的發展提供了良好的發展機遇。從電網需求來看，根據“十四五”規劃，西北地區、西藏自治區等地屬于國家重要的能源基地，是“西電東送”持續外送區域，還將建設多條特高壓直流外送通道；在國家有關要求下，直流運行需要儲能型光熱發電發揮調峰、調頻、調壓等重要作用。
太陽能資源富集區域有必要大力建設儲能型光熱電站，積極探索儲能型光熱發電支撐下的電網友好型新能源技術路徑，滿足能源低碳轉型要求，助力早日實現碳達峰碳中和。
現階段建議盡快開展光資源普查。光熱發電的建設條件取決于太陽能直射輻射資源，建議各省份開展光資源普查，結合資源分布做好光伏、光熱發展總體規劃，為未來光熱發展留出空間。
建議啟動示范項目。可將各省份初步判定的太陽能直射輻射資源最優地區納入示范項目選址范圍；科學選擇合適的光熱技術類型，盡快啟動示范項目，研究探索符合各省份情況的光熱發展關鍵技術與商業模式。
現階段儲能型光熱發電仍處于發展初期，建議出臺有針對性的支持政策，推動我國光熱產業發展。
建議對新能源集中開發實行光熱發電“配額制”，促進光伏發電、風電與光熱發電協調發展。在資源條件合適的地區，按照一定的光熱容量配比，探索新能源技術經濟性最優條件下的開發與利用。
