在建光熱項目規模近3GW
報告指出，據不完全統計，至截至2022年10月15日，我國正處于前期準備/可研/備案階段的光熱項目合計裝機規模達到2300MW，招投標項目規模1005MW，在建項目規模2695MW，在建規模為已投運規模589MW的4.6倍，光熱發展大大提速。
新增的在建項目基本為風光熱儲多能互補項目，總裝機規模更大，涉及的資金規模、企業范圍更廣，在國家政策鼓勵、多方合力推動下，落地可能性大大提高。
在建項目中，根據目前的項目進度及平均建設周期進行估計，預計2023/2024年將分別有1110/1585MW光熱項目建成投運
表：國內光熱裝機規模預測（單位：萬千瓦）
報告預測，受到光照資源、地理條件等因素的限制，我國適合發展光熱的地區主要為內蒙古、新疆、青海、甘肅四省，以這四省到2030年的新增新能源裝機規模來測算光熱未來的發展空間，計算得到2030年國內新增光熱裝機規模將達到13GW。“光伏+光熱儲能”經濟性優于“光伏+鋰電池”
報告指出，光熱與光伏、風電配建，縮小鏡場投資可提高投資回報率。
風光熱一體化項目中，光熱憑借其儲熱系統起到調峰作用，同時可以將棄風棄光的能量通過電加熱儲存起來；光熱通過與光伏、風電配建，可以縮小鏡場投資，從而提高項目整體的經濟性。
1）調峰作用：在電力系統中光伏發電出力較高時，光熱發電機組可將太陽能資源以熱能的形式儲存在儲罐中，機組降低出力運行，為光伏發電讓出發電空間；晚高峰時段，光熱通過儲熱系統發電，滿足電網晚高峰負荷需求；電網夜間進入低谷負荷期間，光熱發電機組可以停機，給風電讓出發電空間。
在多能互補項目中，光熱與風電、光伏配合，即白天由光伏作為發電主力，光熱主要在晚高峰期間發電，發電量有所減少，因此其聚光鏡場可以適當縮小，減少項目投資額。
過往單獨的100MW光熱電站需要接近30億元投資額，而目前多能互補中的100MW光熱電站通過縮小鏡場，僅需要16~20億元左右的投資額。
2）通過電加熱儲存棄風、棄光的能量：風光熱（儲）相互調節的大基地項目中的儲熱，首先是用光熱發電的鏡場聚熱實現儲能和發電，其次是用光伏、風電在棄風棄光時段所產生的電力加熱熔鹽儲熱，該環節是用棄掉的電力儲熱。如果電網無棄風棄光，所產生的電力將直接并網銷售。
電力規劃設計總院以目前新疆電網為例進行過模擬計算，假定建設100萬千瓦~500萬千瓦不同規模的太陽能熱發電機組，可減少棄風棄光電量10.2%~37.6%。
與目前應用最為普遍的電化學儲能對比來看，光熱儲能的成本低于電化學儲能。以新疆為例，新建的新能源項目需要配置裝機規模25%*4h的電化學儲能，或配置裝機規模1/9的光熱儲能，若新建900MW的光伏項目，則需要225MW/900MWh的鋰電池儲能系統或100MW/900MWh的光熱系統。
1）初始投資來看，光熱高于鋰電池：按當前鋰電池儲能系統1800元/千瓦時的成本計算，則需要16.2億元的儲能系統投資。而建設一個100MW*9小時儲能的光熱發電項目，投資預估為16~20億元。
2）項目整體度電成本來看，光熱低于鋰電池：第一，考慮到鋰電池充放次數的限制，在電站25年的生命周期內大約需要更換1~2次電芯，更換成本大約為900元/kWh；
表：光熱儲能與鋰電池儲能度電成本對比
而光熱電站的生命周期一般可達25~30年，后期基本無需進行設備、材料的更換，只需要少量的運營維護成本；第二，光熱集發電與儲能于一身，其發電能夠帶來一部分收入。
在上網電價0.262元/度（不考慮調峰電價），折現率6%，自有資金比例20%，貸款利率4.9%，還款周期15年的假設下，計算得到“900MW光伏+100MW*9h光熱”的項目整體度電成本為0.2861元/度，“900MW光伏+225MW*4h鋰電池”的項目整體度電成本為為0.2967元/度，光熱儲能比鋰電池儲能更具有經濟性。
