中國電力科學研究院新能源研究所所長王偉勝日前在出席中國太陽能熱發電大會上就《太陽能熱發電在新能源并網中的作用》這一主題發表了演講。他模擬了為光伏發電系統配置一定比例的光熱發電裝機后，對電網光伏接納能力帶來的影響。

　　他指出，我國是全球新能源規模最大、發展最快的國家。風電并網容量10年增長100倍，光伏5年增長100倍，新能源已成為我國第3大主力電源。 2030年，新能源將成為我國第2大主力電源。但與之相對的是，我國大規模新能源集中接入電網的安全運行問題突出，新能源發電單元脫網事故時有發生。由于調峰能力不足及傳輸斷面受限，加之新能源資源具有不確定性、波動性和不可儲存性，棄風/光現象不可避免。

　　當前，我國新能源并網問題已愈加嚴峻，如果不能增加新能源發電的穩定性，使其可以有效參與調峰，要實現更高比例的新能源并網裝機將難以實現。王偉勝認為，光熱發電這種可調的新能源電力對電網光伏接納能力就有直接利好影響。

　　以西北某地區為例，若2020年光伏規劃裝機為1000萬千瓦，經模擬計算，預計2015和2020年的棄光率分別為4.37%和7.48%。這表明隨著光伏裝機規模的進一步擴大，棄光率也進一步提高。

　　進一步研究表明，在2020年1000萬千瓦光伏規劃裝機的基礎上，分別新增200萬千瓦光伏和光熱裝機，兩種場景下的棄光率分別為13.02%和10.17%。這意味著新增光熱裝機可顯著降低光伏棄光率。

　　對于1000萬千瓦光伏+200萬千瓦光熱裝機，分別考慮光熱電站不同儲熱時間（2h，4h和10h），三種場景下的棄光率分別為10.17%、7.53%和5.82%。這凸顯了光熱發電儲熱系統的價值，儲熱時間越長，其對整體太陽能發電園區的上網電量增益越大。

　　再以1000萬千瓦光伏+200萬千瓦光熱為例，假設（400萬千瓦光伏+200萬千瓦光熱）位于同一區域，則不同儲熱時間（2h和10h）的光熱電站發電輸出如下圖。上邊為2小時儲熱光熱電站的輸出圖，下邊為10小時儲熱光熱電站的輸出圖。分別模擬了天氣情況較好（左邊曲線）和天氣不太好（右邊曲線）的出力情況。

　　而下圖為在1000萬千瓦光伏+200萬千瓦光熱裝機下，假設（400萬千瓦光伏+200萬千瓦）光熱位于同一區域，配置不同儲熱時間（2h和10h）光熱電站時，400萬千瓦光伏電站的輸出功率圖。上邊為配2小時儲熱光熱電站時光伏電站的輸出圖，下邊為配10小時儲熱光熱電站時光伏電站的輸出圖。分別模擬了天氣情況較好（左邊曲線）和天氣不太好（右邊曲線）的出力情況。由此圖可見，配10小時儲熱光熱電站時，光伏棄光率明顯降低。

　　將光伏和光熱發電項目混合開發一方面可降低整體項目的投資成本，同時利用光熱的特殊優勢可與光伏打捆上網，有效降低光伏發電的棄光率，另外可滿足電力市場對可持續供電電源的需求。這種混合開發模式在全球已有多個案例。如Solar Reserve擬在智利開發的CSP/PV混合供電項目，已在南非開發的Redstone光熱電站（緊鄰75MW的Lesedi光伏電站和96MW的 Jasper光伏電站）等。