2026年光热电站控制策略与储能协同优化研究

2026/03/242026年光热电站控制策略与储能协同优化研究汇报人:1234CONTENTS目录01

行业背景与政策驱动02

光热发电技术原理与系统组成03

光热电站控制策略优化04

储能系统协同优化技术CONTENTS目录05

实证案例分析06

经济性与市场机制07

技术挑战与创新方向08

未来展望与政策建议行业背景与政策驱动01光热发电在新型电力系统中的定位调峰电源与长时储能双重功能光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够有效平抑风电、光伏发电等新能源出力的波动性，是加快构建新型电力系统的重要支撑。提升电力系统灵活性光热发电无需经过制粉过程，与常规燃煤发电机组相比具有更高的负荷跟踪速率，能够通过参与电网调峰调频来提升电力系统灵活性。规模化发展目标明确根据《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，到2030年我国光热发电发展总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当。支撑新型电力系统建设全国政协委员、中国广核集团董事长杨长利指出，光热发电是用新能源解决新能源发展问题的重要方式，可支撑新型电力系统建设与能源转型。国家光热发电规模化发展政策解读政策出台背景与核心目标光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，是构建新型电力系统的重要支撑。我国已掌握主流技术，产业链初步形成，电站单位千瓦建设成本从10年前约3万元降至1.5万元，度电成本降至0.6元上下，具备规模化发展基础。2030年关键发展指标到2030年，我国光热发电发展总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当，技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展。核心政策举措强化规划引导，开展资源普查和布局；加强应用市场培育，在大型能源基地配置光热发电，建设支撑调节型电站及源网荷储一体化系统；支持系统支撑调节作用发挥，优化运行方式，推动参与电力市场；鼓励技术创新，推动高参数大容量技术，促进降本增效；完善政策保障，在投融资、电力市场、绿电价值、土地要素等方面提供支持。促进降本增效的主要路径通过规模化发展带动产业链成熟和规模效应释放；加快技术水平提升，推广高参数大容量技术，推进30万千瓦等级大型光热电站建设，提升核心技术自主化和关键装备国产化；充分发挥支撑调节价值，支持配置电加热系统的光热电站通过电力市场发挥长时储能功能获得收益；加强政策保障，如支持发行基础设施REITs、明确可靠容量补偿、提升绿色收益等。2026年行业发展核心目标与挑战规模化装机目标根据国家《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，到2030年我国光热发电发展总装机规模力争达到1500万千瓦左右，2026年作为“十五五”开局之年，需为实现此目标奠定坚实基础。度电成本控制目标目标到2030年度电成本与煤电基本相当。当前光热发电度电成本已降至0.6元上下，2026年需通过技术创新和规模化发展进一步推动成本下降。技术自主化与领先目标2026年需持续提升光热发电核心技术自主化和关键装备国产化水平，推动高参数大容量技术推广，实现技术国际领先并完全自主可控。核心挑战：初始投资与市场竞争力光热发电仍面临初始投资大、市场竞争能力偏弱的挑战。尽管电站单位千瓦建设成本从10年前的约3万元下降至1.5万元，但相较于其他新能源仍需政策支持和市场机制完善以提升竞争力。核心挑战：系统支撑调节价值未充分体现光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，但其在调频、调压、黑启动和惯量支撑等方面的系统支撑调节价值尚未完全通过电力市场机制转化为经济收益。光热发电技术原理与系统组成02主流光热发电技术类型对比

槽式光热发电技术采用抛物面槽形反射镜线聚焦太阳光，加热传热工质（如导热油），通过蒸汽发电。具有技术成熟度高、商业化应用广泛的特点，如中广核德令哈50MW槽式光热电站。

塔式光热发电技术利用大量定日镜点聚焦太阳光至中央吸热塔，可直接加热熔盐储热，储热容量大、温度高。我国已建成中控德令哈50MW、首航高科敦煌100MW等塔式项目，具备长时调峰能力。

碟式光热发电技术通过碟形抛物面反射镜聚焦太阳能，直接驱动斯特林发动机或微型燃气轮机发电，系统效率较高，但单机容量小，适用于分布式能源场景，目前商业化应用相对较少。

菲涅尔式光热发电技术采用平面反射镜阵列线聚焦太阳光，结构简单、成本较低，但聚光效率相对槽式略低，适用于中低温供热或低参数发电，在工业供热领域有一定应用潜力。塔式与槽式光热系统工作原理塔式光热系统工作原理塔式光热发电利用成千上万独立控制的定日镜组成圆周型镜场，将太阳光聚集到中央吸热塔接收器上，加热介质（如熔盐），产生高温蒸汽推动汽轮机发电，可直接储热。槽式光热系统工作原理槽式光热发电采用抛物面光学元件，将平行于槽形抛物面主轴线的太阳辐射聚焦到集热器加热传热工质（如导热油），通过换热产生蒸汽发电，常采用间接储热方式。塔式与槽式聚光方式差异塔式通过点汇聚方式收集太阳能，槽式以线聚焦方式收集；塔式光热系统通常采用熔盐直接储热，槽式多采用熔盐间接储热，二者在聚光效率和储热特性上存在差异。储热系统核心技术与材料创新01高参数储热技术突破2026年光热储热技术向高参数大容量方向发展，逐步推动30万千瓦等级大型光热电站建设，通过提升工作温度和压力，提高能源转换效率，助力度电成本与煤电基本相当目标的实现。02熔盐储热材料性能优化熔盐储热材料在光热发电中应用广泛，2026年持续优化其热稳定性、腐蚀性和成本，如通过掺杂改性等方式，提升熔盐的使用温度范围和循环寿命，降低系统运维成本。03新型储热材料研发进展积极研发钠离子电池、钒钛电池、氢储能等新型储热材料，拓展光热储热技术路径。例如，液流电池因循环寿命长、长时放电能力强，在电网侧长时调峰领域展现出良好应用前景。04储热系统集成与智能化控制推动储热系统与光热发电系统的深度集成，结合智能化与数字化技术，实现储热过程的精准调控。如利用AI技术动态预测热源和负荷，优化储热系统的充放电策略，提升整体运行效率。光热电站控制策略优化03聚光系统追踪控制技术槽式聚光器追踪控制

槽式光热发电系统采用抛物面光学元件，通过控制槽形抛物面反射镜围绕其主轴线旋转，将平行于主轴线的太阳辐射聚焦到集热器，以加热传热工质。其追踪控制需确保反射镜实时对准太阳，以最大化太阳能收集效率。塔式定日镜场追踪控制

塔式光热发电系统通过控制成千上万独立的定日镜组成圆周型镜场，将太阳光反射并聚焦到镜场中央的吸热塔接收器上。定日镜需根据太阳位置进行双轴追踪，以实现高能流密度的辐射加热。追踪精度提升与能效优化

聚光系统追踪控制的核心目标之一是提高太阳能收集效率。通过优化定日镜或槽式反射镜的跟踪精度，可有效提升光热转换效率，进而提高整个光热发电系统的能效及经济性。集热场温度与压力协同控制

槽式集热场出口温度控制目标槽式集热场出口温度通常需控制在400℃以内，以防止导热油高温分解或设备因过热损坏，并确保集热场温度均匀性，避免局部过热。

塔式吸热器温度安全阈值塔式吸热器应避免区域局部过热，如温度超过1000℃可能造成材料变形或损坏，严重时导致吸热器失效，需精确控制以保障安全稳定运行。

传热工质流量调节策略通过导热油流量控制槽式集热场出口温度，针对多组槽式集热单元串联和大规模储热带来的大迟延特性，优化流量调节参数以实现温度平稳控制。

压力与温度耦合调节机制集热系统中，温度变化会引起压力波动，需建立压力与温度的耦合调节模型，动态调整传热工质流量和储热系统运行状态，维持系统压力在安全范围内。配图中配图中配图中配图中发电系统负荷调节与变工况控制宽负荷调节范围与快速变负荷能力光热发电系统具备宽负荷调节范围和快速变负荷能力，能够有效发挥深度调峰作用，提升电力系统对新能源的接纳能力。动态建模与控制策略优化针对光热发电系统非线性、大迟延和强耦合的特性，需开展面向控制的动态建模工作，优化调度和参数优化技术，以保障系统在变工况下的稳定运行。集热、储热与发电协同控制研究集热、储热和发电系统的协调控制策略，动态调整储热和放热方案，在太阳辐射强度波动时保持发电功率稳定，确保系统安全、稳定和经济运行。电加热系统配置与长时储能功能鼓励光热电站配置或预留电加热系统，支持其通过电力市场发挥长时储能功能获得收益，增强对电力系统的调节作用和自身经济效益。智能化控制与数字化技术融合应用

AI驱动的动态预测与优化调度利用AI技术动态预测太阳直接辐射强度（DNI）、环境温度等关键参数，结合储热系统状态，以能效或收益为优化目标进行储热与发电调度，提升光热电站运行经济性。

智能感知与自适应控制技术集成先进传感器网络，实时监测集热场温度、压力、流量等运行数据，通过自适应控制算法，动态调整聚光器追踪精度、传热工质流量等，确保系统在复杂工况下安全稳定运行。

数字孪生与虚拟电厂技术构建光热电站数字孪生模型，实现物理系统与虚拟模型的实时交互，支持故障诊断、性能优化及全生命周期管理。融入虚拟电厂技术，参与电网调峰、调频等辅助服务，提升系统灵活性与收益。

储能系统智能化管理与协同通过智能化能量管理系统（EMS），优化储能充放电策略，实现光热储热与电化学储能、压缩空气储能等新型储能技术的协同运行，平抑新能源出力波动，增强电力系统稳定性。储能系统协同优化技术04光热与电化学储能协同机制

调峰互补协同机制光热发电凭借熔盐储热实现8-12小时长时调峰，电化学储能则利用快速响应特性提供短时调频与尖峰负荷支撑，二者结合可构建多时间尺度调峰体系，提升电力系统稳定性。

运行优化协同策略在宁夏“沙戈荒”大基地等场景中，采用“光热+电化学储能”组合，光热承担基荷与腰荷，电化学储能响应日内快速负荷波动，通过智能调度算法优化充放电计划，提升新能源消纳能力。

技术融合创新路径探索光热电站配置电加热系统与电化学储能协同，在光照不足时利用低谷电加热熔盐，结合电化学储能快速补能，实现“长时储能+短时响应”的技术互补，降低度电成本至0.6元左右。长时储能技术在光热电站中的应用熔盐储热技术：光热电站的核心长时储能方案光热发电系统通常采用熔盐作为储热介质，如塔式光热采用直接储热，槽式光热采用间接储热，可实现8-12小时以上稳定放热，有效平抑太阳能的间歇性和不确定性。光热+储能一体化：提升系统调节能力与经济性光热电站通过储热系统可深度参与电网调峰调频，提升电力系统灵活性。国家《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出，支持配置电加热系统的光热电站发挥长时储能功能，度电成本目标2030年与煤电基本相当。长时储能技术融合：多元技术协同增效探索“光热+电化学储能”“光热+压缩空气储能”等融合模式，如宁夏布局光热与光伏基地协同，利用光热长时储热特性与电化学储能快速响应优势，提升新能源消纳能力与系统稳定性。储热-发电系统功率调度优化策略

01基于负荷预测的日前调度计划结合太阳辐射强度、环境温度等预测数据，以及电网负荷需求，制定储热系统充放热计划和发电机组出力曲线，实现源荷匹配。如光热电站可根据次日预测DNI，提前调整熔盐储热罐的储热策略。

02实时功率平衡与动态调节针对太阳辐射波动、负荷变化等实时扰动，通过储热系统快速响应，动态调整发电功率。例如，当实际DNI低于预测值时，储热系统释放能量补充发电，维持输出稳定。

03多能互补协调控制与光伏、风电等新能源协同运行，利用储热系统平抑其出力波动。如“光伏+光热+储能”组合模式，光热储热可弥补光伏夜间出力不足，提升系统整体稳定性。

04参与辅助服务的调度策略根据电力市场需求，优化储热-发电系统参与调峰、调频等辅助服务。利用光热发电宽负荷调节范围和快速变负荷能力，响应电网调度指令，获取辅助服务收益。多能互补系统协同控制方法

风光储联合出力平抑策略针对光伏出力的间歇性和波动性，采用储能装置进行协同调控。当光伏输出功率P1高于负荷功率P0时，储能单元进入充电模式；当P1低于P0时，储能单元切换至放电模式，有效平抑功率波动，提升系统供电稳定性。

光热-电化学储能联合调峰技术利用光热发电的长时储热特性与电化学储能的快速响应能力，构建联合调峰系统。光热系统提供基荷电力与长时调峰，电化学储能则快速响应电网调频需求，如宁夏探索的“光热+电化学储能”模式，提升整体调节效率。

源网荷储一体化协同优化在绿电园区等场景中，整合光伏、风电、储能及负荷需求，通过智能调度实现多能互补。例如，灵武市“风光火储氢”一体化项目，结合储能低谷电制氢、高峰供电，实现能源梯级利用与收益最大化。

多能协同的智能控制算法运用AI技术动态预测电价、负荷及新能源出力，优化充放电策略。通过光储一体化系统集成控制，提升储能利用率20%以上，如采用模型预测控制（MPC）实现多能系统的实时协同与经济运行。实证案例分析05国内大型光热电站储能协同案例

中广核德令哈50MW槽式光热电站采用熔盐间接储热技术，配套储能系统可实现连续稳定发电，有效平抑太阳能的间歇性，提升了新能源消纳能力，为后续“光热+”融合场景积累了经验。

中控德令哈50MW塔式光热电站利用大规模定日镜场聚焦集热，结合储热系统，具备较强的调峰能力，其运行数据为塔式光热与储能协同优化控制策略研究提供了实践支撑。

首航高科敦煌100MW塔式光热电站拥有大容量储热系统，可实现24小时连续稳定发电，在电网调峰、调频方面发挥重要作用，是光热电站与储能协同提升电力系统稳定性的典型代表。

中电建青海共和50MW塔式光热电站通过储热系统与光热发电的协同运行，提高了能源转换效率和供电可靠性，为青海省构建新型电力系统及新能源消纳贡献了力量。宁夏光热+储能示范项目运行分析示范项目概况与技术路线宁夏依托“沙戈荒”大基地，布局光热+储能一体化项目，采用熔盐光热储能技术，适配新能源基地调峰需求，部分项目结合电化学储能形成技术互补，提升系统稳定性。运行效益与市场收益示范项目通过容量电价（165元/千瓦·年）获得保底收益，叠加电力现货峰谷价差（约0.28元/千瓦时）及辅助服务增收，实现“容量电价保底+现货价差增收+辅助服务增效”的三元盈利模式。协同优化效果与经验启示项目通过光热与储能协同运行，有效平抑光伏出力波动，提升新能源消纳能力，如某项目配套储能后出力波动率从30%降至7%以下，弃电率压降至2.3%，为“沙戈荒”风光基地提供可复制的调峰方案。国际先进光热储能协同技术借鉴

美国SolarTwo熔盐储热技术美国SolarTwo光热电站采用熔盐作为吸热和储热介质，实现了稳定的电力输出，为后续光热电站的商业化运行奠定了技术基础。

西班牙PS10塔式光热系统西班牙PS10塔式光热发电系统通过定日镜场聚焦太阳能，结合储热技术，有效平抑了太阳能的间歇性，提升了系统运行的稳定性。

摩洛哥努奥三期光热项目摩洛哥努奥三期光热发电项目在光热与储能协同方面展现了先进的技术集成能力，其经验为大规模光热储能项目的建设提供了参考。

智利Atacama1塔式光热技术智利Atacama1塔式光热发电系统在高参数大容量技术应用上具有特色，为光热发电技术的降本增效和规模化发展提供了借鉴。经济性与市场机制06光热储能系统成本结构与降本路径当前成本构成分析光热储能系统成本主要包括聚光集热系统、储热系统、发电系统及其他辅助设施。据行业数据，目前电站单位千瓦建设成本约1.5万元，度电成本降至0.6元上下。规模化发展降本效应国家《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出，通过年均近300万千瓦的增速，发挥规模效应，带动产业链成熟和成本下降，目标到2030年度电成本与煤电基本相当。技术创新驱动成本优化逐步推动高参数大容量技术推广，稳步推进30万千瓦等级大型光热电站建设，加快关键技术材料与装备研发，全面提升核心技术自主化和关键装备国产化水平，是降本增效的核心路径。政策保障与市场机制完善完善容量电价机制，支持光热电站通过电力市场发挥系统调节功能获取收益，推动符合条件项目发行基础设施REITs等盘活存量资产，多举措提升电站经济效益，间接促进成本回收与下降。容量电价机制对项目收益的影响

01容量电价：光热电站的保底收益支柱2026年宁夏执行165元/千瓦·年容量电价，与煤电同价，为合规电网侧新型储能提供稳定保底收益。国家能源局《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》提出支持符合条件的光热发电容量按可靠容量给予补偿，明确容量电价是光热电站收益的重要组成部分。

02长时储能项目的容量电价优势宁夏明确6小时放电时长储能项目方可享受全额容量电价，倒逼项目向长时转型。以100MW×6h独立储能电站为例，每年可获容量电费1650万元，为长时储能项目提供稳定的收益保障，提升项目投资吸引力。

03容量电价与市场化收益的协同容量电价为光热电站提供基础收益安全垫，叠加电力现货价差、辅助服务等市场化收益，形成“容量电价保底+现货价差增收+辅助服务增效”的三元盈利模式。如宁夏“白天光伏大发、晚上缺电”的电源结构，使现货峰谷价差达0.28元/千瓦时，进一步提升项目整体收益。辅助服务市场参与策略与收益模型

调峰服务参与策略利用光热电站宽负荷调节范围和快速变负荷能力，在电力负荷高峰时段释放储热电量，平抑光伏等新能源出力波动，获取调峰补偿收益。如浙江嵊州某工业园区风光储项目，单次调峰有效响应收益约8000元。

调频服务响应机制配置快速响应的储能系统（如锂离子电池、飞轮储能），与光热电站协同，提供高精度、快速的频率调节服务，提升电网稳定性，获取调频市场收益。青海某特高压配套风光基地通过储能参与调频，项目年收益提升15%。

容量电价保底收益模型参照国家发展改革委、国家能源局政策，光热电站可按可靠容量获取容量电价补偿。如宁夏执行165元/千瓦·年容量电价，