“預計到2030年，光熱發電的度電成本可降至0.7元/度以下，2040-2050年下降到0.35-0.45元/度。”
日前，清華大學碳中和研究院發布的《中國碳中和目标下的風光技術展望》(下稱報告）對“光熱發電”這一小衆可再生能源路線的發展作出了預測。這意味着，中國光熱度電成本至少還有一半的下降空間。
光熱技術又被稱為“聚光太陽能發電 (CSP) ”，利用光學原理令大面積的太陽能集中，再由光熱轉換原理令太陽能換化為熱能，熱能通過熱機驅動轉換為電力。
“光熱發電具有長周期、大容量儲熱的特點，可以提供24小時穩定電力，發揮煤電機組基本負荷的供熱作用。”清華大學碳中和研究院院長助理、環境學院教授魯玺在報告發布會上表示，光熱電站可以利用儲能系統雙向連接電網，與風光互補發電，提高間歇性的可再生能源的消納比例。
中國光熱發電行業尚處于大規模推廣的初期階段，不具備成本優勢，未實現成熟商業化發展，
據魯玺介紹，目前新建光熱電站的度電成本為0.7-1元/千瓦時。聚光吸熱、儲換熱系統是決定光熱發電電價的重要因素，占據了整個光熱電站成本的77%。
中國科學院電工研究所研究員王志峰在上述會上表示，目前中國以槽式、塔式為主的光熱發電技術邁入了可以商業化的階段，接下來就是降低成本，完成産業鍊的商業化。
報告稱，光熱發電的成本降低主要有三大驅動因素：一是研發和示範項目所帶來的技術創新和提升；二是工業化的大規模生産帶來的産品組件成本的下降；三是更大規模電站的開發帶來的規模化效應。
據王志峰介紹，截至2023年12月底，中國共有42個光熱發電項目正在建設。
據CSPPLAZA光熱發電網統計，截至2023年1月，中共有28個在建/推進中光熱發電項目。這意味着，2023年中國增加的在建光熱發電項目或達14個。
此前公開數據顯示，截至2023年10月，中國在運的光熱發電項目僅有8個，總裝機規模588 MW。
上述報告建議，政府應為光熱發電産業提供資金、電價等方面的支持性政策，以加速該行業的産業化和商業化。
對于目前的光伏技術趨勢，魯玺也在發布會上給出預測：“到2030年，TopCon和異質結電池技術的市場占比有望從2022年的11.8%提升到74%，成為主流的光伏技術産品。鈣钛礦與矽電池結合形成的疊層電池，也是未來鈣钛礦電池技術發展的一個方向，它的轉換效率有望大幅提高到35%。”
圖表來源：《中國碳中和目标下的風光技術展望》
針對中國風光整體發展，報告預計，2024-2030年，中國風力、光伏（含光熱）發電裝機量将增長兩倍。到2030年，風光總裝機量将占所有電源的45%，發電量占總發電量的比重将提升至27%。
根據電力規劃設計總院2023年8月底發布的報告，2022年，中國風電、光伏發電量分别為7624億千瓦時和4251億千瓦時，占總發電量的比重分别為8.8%和4.9%，合計占比13.7%。
報告稱，到2060年，風光裝機量将占所有電源裝機規模的83%，發電占比超過65%。
報告表示：“2024-2030年這一階段，迫切需要快速發展與風光相配套的制氫和儲能技術，促進風光消納，以降低相應成本，并逐步建立新型電力系統”。
對于風能、太陽能接下來的可持續發展問題，國網能源研究院國網三級顧問、原副院長蔣莉萍在會上表示：風能及太陽能是低碳新型電力系統的重要組成部分，相互之間是“我們”的關系，不能再是“你”“我”關系，需要共同以安全可靠供電和實現經濟轉型為目标，打造新的電力生态格局，包括構建适應未來發展及新格局的市場機制。
國網能源研究院新能源研究所正高級工程師李瓊慧表示，除常規的電能量市場、調峰輔助服務市場外，還需建立容量市場和綠電市場，後者可以把一部分新能源的發電成本向用戶側疏導，提升新能源可持續發展能力。
上述報告還對不同地區的風光裝機占比，作了預測。
報告預測，到2060年，東北地區将以風力發電為主，風電裝機占該地區電源裝機的60%以上，主要原因在于太陽輻射有限但風力資源豐富。華北、西北太陽能和陸上風能資源都豐富，屆時預計60%的電源裝機量将來自太陽能裝機，30%來自風電裝機。
圖表來源：《中國碳中和目标下的風光技術展望》
南方省份因海上風電資源豐富，預計風電（主要為陸上山地風電與海上風電）的裝機量将達到該地區總裝機量的30%。
華東除海上風電資源外，還有較多适合鋪設分布式光伏的工商業和住宅建築面積，屆時該地風光裝機量占比将達到七成，其中風電占30%、光伏占40%。
西南省份由于資源條件限制與充沛的水電資源，風光的裝機量和發電量都将僅占20%左右。
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