中国电力科学研究院新能源研究所所长王伟胜日前在出席中国太阳能热发电大会上就《太阳能热发电在新能源并网中的作用》这一主题发表了演讲。他模拟了为光伏发电系统配置一定比例的光热发电装机后，对电网光伏接纳能力带来的影响。
他指出，我国是全球新能源规模最大、发展最快的国家。风电并网容量10年增长100倍，光伏5年增长100倍，新能源已成为我国第3大主力电源。2030年，新能源将成为我国第2大主力电源。但与之相对的是，我国大规模新能源集中接入电网的安全运行问题突出，新能源发电单元脱网事故时有发生。由于调峰能力不足及传输断面受限，加之新能源资源具有不确定性、波动性和不可储存性，弃风/光现象不可避免。
当前，我国新能源并网问题已愈加严峻，如果不能增加新能源发电的稳定性，使其可以有效参与调峰，要实现更高比例的新能源并网装机将难以实现。王伟胜认为，光热发电这种可调的新能源电力对电网光伏接纳能力就有直接利好影响。
以西北某地区为例，若2020年光伏规划装机为1000万千瓦，经模拟计算，预计2015和2020年的弃光率分别为4.37%和7.48%。这表明随着光伏装机规模的进一步扩大，弃光率也进一步提高。
进一步研究表明，在2020年1000万千瓦光伏规划装机的基础上，分别新增200万千瓦光伏和光热装机，两种场景下的弃光率分别为13.02%和10.17%。这意味着新增光热装机可显著降低光伏弃光率。
对于1000万千瓦光伏+200万千瓦光热装机，分别考虑光热电站不同储热时间（2h，4h和10h），三种场景下的弃光率分别为10.17%、7.53%和5.82%。这凸显了光热发电储热系统的价值，储热时间越长，其对整体太阳能发电园区的上网电量增益越大。
再以1000万千瓦光伏+200万千瓦光热为例，假设（400万千瓦光伏+200万千瓦光热）位于同一区域，则不同储热时间（2h和10h）的光热电站发电输出如下图。上边为2小时储热光热电站的输出图，下边为10小时储热光热电站的输出图。分别模拟了天气情况较好（左边曲线）和天气不太好（右边曲线）的出力情况。
而下图为在1000万千瓦光伏+200万千瓦光热装机下，假设（400万千瓦光伏+200万千瓦）光热位于同一区域，配置不同储热时间（2h和10h）光热电站时，400万千瓦光伏电站的输出功率图。上边为配2小时储热光热电站时光伏电站的输出图，下边为配10小时储热光热电站时光伏电站的输出图。分别模拟了天气情况较好（左边曲线）和天气不太好（右边曲线）的出力情况。由此图可见，配10小时储热光热电站时，光伏弃光率明显降低。
将光伏和光热发电项目混合开发一方面可降低整体项目的投资成本，同时利用光热的特殊优势可与光伏打捆上网，有效降低光伏发电的弃光率，另外可满足电力市场对可持续供电电源的需求。这种混合开发模式在全球已有多个案例。如SolarReserve拟在智利开发的CSP/PV混合供电项目，已在南非开发的Redstone光热电站（紧邻75MW的Lesedi光伏电站和96MW的Jasper光伏电站）等。
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