2026年光热电站控制策略与多能互补协同优化研究

汇报人:12342026/05/092026年光热电站控制策略与多能互补协同优化研究CONTENTS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05

多能互补系统集成与协同调度CONTENTS目录06

实证案例分析07

经济性与市场机制08

技术挑战与创新方向09

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

01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。

02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。

03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。

04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。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。国家光热发电规模化发展政策解读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。技术成熟度高、商业化应用广泛，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。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。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。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。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。储热系统核心技术与材料创新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01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。02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。03传热工质流量与压力动态调节通过调节泵组频率和阀门开度，实时控制传热工质流量，维持集热场进出口压力稳定，确保热量高效传递，如槽式系统中导热油流量偏差需控制在±5%以内。04多场协同控制策略优化结合AI技术动态预测太阳辐照度和环境温度，建立温度-压力-流量多变量耦合模型，实现集热场全局协同控制，提升系统运行效率与安全性。智能调控算法在光热电站中的应用

多能互补系统协同调度算法研究不同时间尺度（秒级、分钟级、小时级、日前）下，风、光、储、热、荷等多种异质能源的互补特性与协同调度模型，开发考虑气象预测不确定性、市场电价信号、设备运行约束的鲁棒优化与模型预测控制算法，实现系统经济性与安全性的最优平衡。

基于AI的储热系统充放电优化利用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，如华电科工股份有限公司正开展熔盐关键设备参数化建模及控制策略开发项目。

光热与光伏协同发电运行策略研究“光热+光伏”一体化复合调度协同发电运行策略，以及项目分期建设、运行对减少弃光率、提高利用率的影响，如华电当雄龙仁100MW光热+800MW光伏一体化项目正开展相关研究。

高比例新能源接入下的稳定控制算法针对高比例电力电子设备接入带来的系统惯量下降、宽频振荡等问题，研究光热电站、储能系统等提供的虚拟惯量、快速调频、阻尼控制等辅助服务技术，开发基于广域测量信息的自适应稳定控制算法。储能系统协同优化技术04熔盐储热系统与光热发电协同机制储热与发电系统动态匹配控制基于太阳辐照度预测与负荷需求，动态调整熔盐储热系统的充放热策略，实现光热发电出力与电网需求的实时匹配，提升系统调峰能力。熔盐温度与压力协同优化技术通过智能化控制算法，精确调控熔盐在吸热、储热、放热过程中的温度与压力参数，如塔式吸热器温度控制在1000℃安全阈值内，确保系统高效稳定运行。多能互补场景下的储热调度策略在“光热+光伏”等多能互补系统中，熔盐储热系统作为能量缓冲枢纽，根据风光出力波动特性，优化储热资源分配，如西藏开投安多项目通过储热平抑光伏间歇性。熔盐储热系统与电力市场协同运营支持配置电加热系统的光热电站参与电力市场，通过熔盐储热的长时储能功能，在电价高峰时段释放电能获取收益，推动储热价值市场化体现。光热熔盐储热与电化学储能协同调峰光热熔盐储热凭借其长时储热特性（可达10小时以上）承担基荷及腰荷调节，电化学储能（如100兆瓦/200兆瓦时磷酸铁锂电池）则利用其快速响应能力进行短时功率补偿与频率调节，二者结合可实现多时间尺度调峰。压缩空气储能与氢储能的跨季节协同压缩空气储能（如50兆瓦/300兆瓦时系统）适用于日内及日间能量搬移，氢储能通过电解水制氢实现跨季节大规模能量存储，在冬季供暖或夏季用电高峰时释放，形成“短期-长期”储能协同体系。多能互补系统中的储能容量优化配置基于风光出力预测与负荷需求，通过智能算法优化光热熔盐储热、电化学储能、压缩空气储能等容量配比。例如，在1000兆瓦多能互补项目中，配置50兆瓦光热储热+100兆瓦电化学储能+50兆瓦压缩空气储能，可使清洁能源消纳率提升至95%以上。储能系统与虚拟电厂的协同调度将分散的光热储热、电化学储能等资源聚合为虚拟电厂，参与电力市场辅助服务。如光热电站通过储热系统提供可靠容量支撑，电化学储能提供调频服务，共同提升系统经济性与灵活性，参考华电当雄“光热+光伏”项目协同策略。多类型储能技术协同应用策略储能系统经济性优化路径

规模化发展与产业链成熟降本通过规模化发展带动产业链成熟和规模效应释放，电站单位千瓦建设成本已从10年前约3万元降至1.5万元，推动度电成本下降。

高参数大容量技术推广应用加快技术水平提升，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以降本增效。

系统支撑调节价值市场化转化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，将其在调频、调压、黑启动和惯量支撑等方面的系统支撑调节价值转化为经济收益。

政策保障与绿色金融工具创新完善政策保障，在投融资、电力市场、绿电价值、土地要素等方面提供支持，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。多能互补系统集成与协同调度05光热+光伏+储能多能互补系统架构

风光储多能协同发电系统组成以风、光为主要一次能源，光热电站提供稳定出力与调峰支撑，配套电化学储能（如100兆瓦/200兆瓦时磷酸铁锂电池）、压缩空气储能（如50兆瓦/300兆瓦时）及氢储能（如5兆瓦电解水制氢）等，构建多时间尺度调节能力。

光热与光伏协同运行模式光热凭借熔盐储热平抑光伏出力波动，如西藏开投安多土硕100兆瓦光热+800兆瓦光伏一体化项目，通过光热稳定出力特性提升系统供电可靠性，降低弃光率。

多能互补系统集成与智能调控平台建设多能互补集成优化调控平台，集成数字化感知终端与通信网络，运用AI技术动态预测热源和负荷，优化储热充放电策略，实现源、网、荷、储各环节协同优化与精准调度。

典型项目案例与技术路径如拉萨当雄龙仁100MW光热+800MW光伏一体化项目，采用槽式光热技术，配套220kV升压站；中广核当雄乌玛塘50兆瓦光热项目，采用8.6米大开口纯熔盐槽式聚光集热技术，探索牧光互补模式。多时空尺度协同优化调度技术

多时间尺度协同调度模型构建研究不同时间尺度（秒级、分钟级、小时级、日前）下，风、光、储、热、荷等多种异质能源的互补特性与协同调度模型，实现系统经济性与安全性的最优平衡。

不确定性因素下的鲁棒优化算法开发考虑气象预测不确定性、市场电价信号、设备运行约束的鲁棒优化与模型预测控制算法，提升多能互补系统在复杂工况下的调度可靠性。

光热与光伏多能协同控制策略基于光热和光伏发电技术特点，结合项目地区的负荷消纳情况，优化槽式光热电站系统设计，研究“光热+光伏”一体化复合调度协同发电运行策略，减少弃光率、提高利用率。

多能互补系统智能调控平台技术建设多能互补集成优化调控平台，配套数字化感知终端、通信网络及安全防护体系，实现对源、网、荷、储各环节的协同优化与精准调度，提升整体运行效率。虚拟惯量与快速调频技术应用针对高比例电力电子设备接入导致的系统惯量下降问题，光热电站、储能系统及同步调相机可提供虚拟惯量和快速调频服务，增强电网抗扰动能力。宽频振荡抑制策略研究研究光热电站与储能系统协同阻尼控制技术，通过优化控制算法，有效抑制高比例新能源并网引发的宽频振荡现象，保障系统稳定运行。孤网运行与黑启动能力构建如中石油独山子石化热电厂光伏熔盐储能示范项目，采用国内首套100%绿电直供、孤网运行技术，光热电站可作为黑启动电源，提升系统极端情况下的恢复能力。多能互补系统惯量支撑优化在“光热+光伏+储能”多能互补系统中，通过协调控制不同能源形式的出力响应特性，优化系统惯量分布，提升高比例新能源接入下的电网稳定性。高比例新能源接入下的系统稳定控制实证案例分析06国内典型光热+多能互补项目实践单击此处添加正文

西藏开投安多土硕100MW光热+800MW光伏一体化项目全球海拔最高塔式光热电站，2026年4月完成全部15927面定日镜安装任务，采用塔式光热技术，配套大规模光伏，打造高海拔标杆光热工程。中广核当雄乌玛塘50MW光热+光伏一体化项目全球海拔最高的槽式光热电站，2026年4月已完成临建搭设，同步开展设备招标、采购及基础开挖等工作，采用槽式光热技术与光伏协同。拉萨当雄龙仁100MW光热+800MW光伏一体化示范项目2026年4月启动未压覆矿藏评价等10项前期专题办理及接入系统设计等工作，建设100MW槽式光热电站与800MW光伏电站，探索高海拔多能互补模式。鲁能阜康市多能互补项目10万千瓦光热工程2026年4月化学制水系统一次性调试成功并产出合格除盐水，各项水质指标达标，为光热与其他能源形式互补奠定基础。高寒高海拔地区光热光伏协同案例单击此处添加正文

西藏开投安多土硕100兆瓦光热+800兆瓦光伏一体化项目全球海拔最高塔式光热电站，2026年4月完成全部15927面定日镜安装任务，采用塔式光热技术与光伏协同，依托长时储热调节能力，打造高海拔标杆光热工程。中广核当雄乌玛塘50兆瓦光热项目全球海拔最高的槽式光热电站，2026年4月已完成临建搭设，同步开展设备招标、采购及基础开挖等工作，将与光伏形成多能互补系统。华电当雄龙仁100MW光热+800MW光伏一体化项目该项目开展高寒高海拔地区“光热光伏”多能互补关键技术研究，包括大开口槽式集热器适应性、系统优化及协同发电运行策略研究，以减少弃光率、提高利用率。当雄县100MW光热+800MW光伏一体化项目中国能建西藏首个自主投资光热项目，总投资37.44亿元，2026年4月正式开工，采用自主知识产权的8.6米大开口纯熔盐槽式聚光集热技术，结合牧光互补发展模式。国际光热多能互补项目经验借鉴

摩洛哥Noor3项目：规模化塔式光热与多能协同摩洛哥Noor3150MW塔式光热电站是北非地区目前规模最大的塔式光热发电项目，由中国电建集团山东电力建设第三工程有限公司总承包，中国能建集团西北电力设计院有限公司负责总体设计，蓝科高新联合苏美达能源共同承建熔盐储罐拓建项目并提前一个月机械竣工，其在高参数熔盐储热与多能互补系统集成方面为我国项目提供了工程管理与技术实施经验。

欧美技术创新：智能调控与多能互补模式探索IEASolarPACES执行秘书长ChristophRichter分享了国际太阳能热发电技术研发亮点，欧美国家在光热与风电、光伏等多能互补系统的智能调控算法、市场机制设计以及高比例可再生能源接入下的系统稳定性控制等方面的研究，为我国光热多能互补项目在智能化运维与市场化运营方面提供了借鉴。

国际合作模式：技术共享与产业链协同国际大型光热多能互补项目普遍采用跨国技术合作与产业链协同模式，如核心设备联合研发、工程建设经验共享、运营维护标准统一等。我国企业参与国际项目（如摩洛哥Noor3）的过程中，在学习先进技术与管理经验的同时，也推动了我国光热装备的国产化与国际化，为国内项目的规模化发展积累了宝贵的国际合作经验。经济性与市场机制07光热多能互补项目成本构成分析

初始投资成本占比光热多能互补项目初始投资中，光热电站占比最高，约60%-70%，其中塔式光热因定日镜场和吸热塔等核心设备，单位千瓦建设成本约1.5万元；光伏部分占比约20%-30%，储能系统（含电化学、压缩空气等）占比约10%-15%。

关键设备成本细分聚光集热系统是光热部分主要成本来源，槽式集热器占光热设备成本的40%-50%，塔式定日镜场占比约35%-45%；储能系统中，熔盐储热材料及储罐成本占储能总投资的30%-40%，电化学储能电池成本占比约50%-60%。

运营维护成本结构项目年运维成本约占总投资的2%-3%，其中光热电站运维占比超60%，主要包括定日镜清洁与校准（约200万元/年·100MW）、熔盐管道维护及换热设备检修；光伏部分运维成本较低，约0.02-0.03元/千瓦时。

度电成本影响因素当前光热多能互补项目度电成本约0.5-0.6元/千瓦时，光热储热时长、年利用小时数（目标2500小时以上）及规模化效应是关键影响因素。如30万千瓦级光热项目通过技术优化，度电成本较10万千瓦级可降低15%-20%。电力市场机制下的收益模式创新容量补偿机制的构建与实施光热电站凭借其调峰电源和长时储能双重功能，在新型电力系统中具有重要价值。需推动建立可靠容量补偿机制，明确其在保障电力系统安全稳定运行中的收益，如对具备长时储热能力的光热电站给予合理的容量电价补贴。辅助服务市场的参与策略支持光热电站参与电力市场的调频、调峰、黑启动和惯量支撑等辅助服务。利用其负荷跟踪速率高的优势，通过提供优质辅助服务获得额外收益，例如在调频市场中，根据响应速度和调节精度获取相应的服务报酬。绿电价值的市场化实现路径完善光热发电的绿电价值体现机制，推动其参与绿电交易。通过绿电证书交易、绿色电力溢价等方式，使光热电站的清洁属性转化为经济收益，提升项目的市场竞争力，吸引更多投资。多能互补项目的收益协同优化在“光热+光伏”“光热+风电”等多能互补项目中，优化各能源形式的出力组合和市场参与策略。通过协同参与电力市场交易，实现整体收益最大化，如利用光热电站的稳定出力平抑新能源波动，提高整体项目的上网电量和电价水平。绿色金融工具在项目中的应用

绿色债券与REITs融资支持支持发行基础设施REITs，为光热电站等清洁能源项目提供稳定融资渠道，降低初始投资压力，如2026年相关政策明确鼓励此类金融工具应用。

绿色信贷与专项贷款金融机构针对光热+光伏一体化等多能互补项目提供低息绿色信贷，贷款期限可匹配项目运营周期，助力项目降本增效，