光热发电成本技术

前列，水能资源理论蕴藏量位居全国第五，黄河上游是全国十三大水电基地之一，调节性能十分优越;太阳能资源技术可开发量位居全国第二，光伏发电成本全国最低;风能技术可开发量位居全国前列，尤其是低风速风电开发

。《通知》的出台正值可再生能源发电成本逐步下降、普遍低于各地火电基准价的时机，通过创新调峰资源的疏导方式，有利于通过市场化的方式促进抽水蓄能、电化学储能和光热发电等行业自主发展，进而通过调峰资源的规模化发展
明确了调峰责任的划分：保障性规模内的项目由电网承担消纳责任，而市场化项目则需要由发电企业适当承担调峰责任，并且随着新能源发电技术进步、效率提高以及系统调峰成本的下降，将电网企业承担的消纳规模和比例有序

的是光热电站，而非光伏。 光伏与光热，都是利用太阳能发电。虽然原理不同，涉及技术也不一样，但为何前者天下知，后者却至今默默无闻？ 这背后的因素比较复杂。尽管光热在很多方面较光伏有优势，然而也不能

下降至0.15-0.35元/千瓦时，已和传统火电相当。业内人士表示，随着技术升级，光伏发电成本还会进一步下降，有望成为最便宜的能源。而平价上网将会带来行业需求的爆发，同时不再依赖国家补贴，成为一个
风电项目(下称新建项目)，中央财政不再补贴，实行平价上网。 国家发改委有关负责人解读称，截至2020年底，中国风电、光伏发电装机达到约5.3亿千瓦，是10年前的18倍。随着产业技术进步、效率提升

发电灵活调节、电网支撑和促进新能源消纳的优势，推进光热发电多元化开发建设。创新技术发展模式，示范推进光热与光伏一体化友好型融合电站。到2030年，青海光热电站装机规模达到300万千瓦以上。 稳步推进地热能

需要快速下降 中国经济时报：站在电网的角度，对未来太阳能热发电的发展有何期望？ 孙骁强：首先是成本进一步降低。受技术、融资和电价政策等多种因素影响，太阳能热电站建设和发电成本仍居高不下，而过去十年
电力可靠供应。 第三，光热电站涉网性能有待优化。目前已经投运的光热电站不多，还没有完全参与电网调峰的实践，光热电站的涉网性能有待进一步验证，有必要结合电网调峰、调频、调压等运行需求，合理优化光热电站技术

。创新技术发展模式，示范推进光热与光伏一体化友好型融合电站。到2030年，青海光热电站装机规模达到300万千瓦以上。 稳步推进地热能等其他清洁能源发展。深入推进共和至贵德、西宁至海东地区地热资源
度，推动科技标准体系建立。开展不同气候条件、应用场景下光伏发电系统及部件实证研究，建立测试认证体系。筹建先进储能技术国家重点实验室，拓展储能实证基地，形成光热发电技术体系。开展干热岩勘察和开采技术

截至2019年底，我国太阳能热发电站累计并网9座，总装机容量42万千瓦。5月21日，国家太阳能光热产业技术创新战略联盟常务副理事长兼秘书长、中国可再生能源学会太阳能热发电专委会秘书长杜
梳理回顾，重点分析了太阳能热发电成本下降路径，并结合首批光热发电示范项目的实际运行数据对行业发展提出建议。