前言

　　在全球能源结构加速转型、环保要求日益严苛的当下，煤与光热耦合发电技术作为一种创新的能源利用模式，正逐渐崭露头角，成为能源领域的新热点。

　　技术创新引领能源变革

　　近年来，煤炭与新能源融合发展的研究不断深入，其中太阳能光热与燃煤发电融合技术备受关注。光热电站与燃煤机组互补集成的相关研究集中于槽式、塔式光热系统。槽式采用导热油作为工质，聚光集热温度不超过 400°C，多用于替代燃煤机，耦合方案主要为替代回热抽汽加热锅炉给水;塔式采用熔融盐，温度可达 600°C，集成方案较多，如塔式光热替代高温回热抽汽加热给水、加热锅炉给水等。这些技术的创新实现了光热与燃煤发电的集成和协同运行，为提高煤炭利用效率、减少碳排放提供了可能。

　　技术创新与协同优势显著：煤与光热耦合发电技术实现了光热与燃煤发电的有机集成和协同运行。通过将光热系统与燃煤机组深度融合，能够充分发挥两者的优势，实现能源的高效转换与利用。例如，在光热资源充足时，光热系统可提供额外的热量，减少燃煤的消耗;而在光热不足或夜间等时段，燃煤机组则可稳定供电，保障电力供应的连续性，有效弥补了光热发电和燃煤发电各自的短板，使整个发电系统更加稳定、可靠。

　　提升调峰能力，助力新能源消纳：光热发电具有可调节、长周期储能的特点，其配置的储热系统能够在电网低谷时储存多余的热量或电能，在电网需要时释放出来，辅助煤电机组顶峰，相当于给煤电机组配备了一个超级 “充电宝”。这不仅大大提升了煤电机组的调峰容量，还有助于解决新能源电力的间歇性、波动性问题，为大规模新能源的接入和消纳提供了有力支撑。据测算，全球首套煤电机组耦合熔盐储热示范工程投运后，机组调峰容量达到 75% 额定负荷，年可增加新能源消纳电量 3 亿千瓦时，保障近 2 万户居民和企业使用可再生的绿色电力。

　　显著的节能减排与环境效益：该技术在减少碳排放和污染物排放方面效果显著。一方面，利用光热替代部分燃煤，可直接减少煤炭的使用量，从而降低二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等温室气体和污染物的排放。如国信靖江发电公司的示范工程，年减少 10 万吨燃煤和 24 万吨二氧化碳排放，对改善环境质量、实现 “双碳” 目标具有重要意义。另一方面，光热系统本身是一种清洁能源利用方式，在运行过程中不产生额外的污染物，与燃煤发电耦合后，整体上提升了发电系统的清洁度。

　　降低发电成本，提高经济性：尽管煤与光热耦合发电项目的初始投资相对较大，但从长期运行来看，具有降低发电成本的潜力。一方面，随着光热技术的不断进步和规模化发展，光热设备的成本逐渐降低;另一方面，通过光热与燃煤的优化耦合，提高了能源利用效率，减少了燃料消耗和运营成本。此外，该技术还能有效利用煤电企业现有的基础设施和人力资源，降低了项目的建设和运营难度，进一步提高了项目的经济性。

　　增强能源供应安全性与稳定性：在能源供应多元化的背景下，煤与光热耦合发电技术使能源供应更加灵活多样。既保留了煤炭资源作为稳定能源供应的基础保障作用，又充分利用了太阳能光热这一可再生能源，降低了对单一能源的依赖，提高了能源供应的安全性和稳定性。即使在遇到极端天气或其他突发情况导致某一种能源供应受限的情况下，耦合发电系统仍能通过灵活调整光热与燃煤的比例，确保电力的稳定供应。

　　推动产业协同发展：煤与光热耦合发电技术涉及多个领域的产业协同合作，不仅促进了光热发电产业的发展，还带动了与之相关的特种玻璃、钢铁、水泥、熔融盐等传统产业的升级和发展，同时也为智能控制、储能等新兴产业提供了广阔的应用空间，形成了一个相互促进、协同发展的产业生态。这有助于推动整个能源产业链的优化升级，提升我国在全球能源领域的竞争力。

　　应用案例展示技术实力与潜力

　　国信靖江熔盐储热耦合煤电项目：全球首套煤电机组耦合熔盐储热示范工程在江苏国信靖江发电有限公司顺利投入运行。该项目由国信靖江发电公司联合西安热工研究院共同研发而成，具有完全自主知识产权，核心设备全部国产化。通过应用熔盐储热技术，当电网低谷的时候，把靖江电厂过剩的电能用熔盐储存起来，一部分用于靖江工业企业的生产供汽，另一部分在电网需要的时候释放出来，辅助煤电机组顶峰。该工程投运后，机组调峰容量达到 75% 额定负荷，年可增加新能源消纳电量 3 亿千瓦时，保障近 2 万户居民和企业使用可再生的绿色电力，年减少 10 万吨燃煤和 24 万吨二氧化碳排放，对煤电行业进一步优化调频、提升调峰和安全供热能力具有重要的示范意义和推广价值5。

　　华能海门电厂熔盐电加热项目：华能首台(套)“基于熔盐储热的调频调峰安全供热综合提升示范项目” 在华能海门电厂顺利投运，这是全国首例熔盐储热耦合百万机组、四机联调汽水电控调频调峰示范项目。该项目熔盐电加热功率 60 兆瓦，储能容量 120 兆瓦时，额定产汽量 90 吨 / 小时，利用熔盐大规模储热实现了机组安全灵活运行、深度调频调峰、高效经济对外供热，填补了南网区域电热熔盐辅助煤电调峰、调频、供热保障的技术空白。

　　北方魏家峁煤电熔盐储热调峰示范工程：上海中如智慧能源集团有限公司参与北方魏家峁煤电有限责任公司的首台套 60 万千瓦及以上燃煤电厂耦合高温蒸汽熔盐储热系统示范工程。该项目采用 “熔盐储热 + 水储热” 的技术方案，当机组在低负荷时，可将煤电机组产生的高温蒸汽通过梯级利用后储存于熔盐中;当机组在中高负荷运行时，再将储存在熔盐中的热量释放出来，直接用于机组发电的用热环节。这一方案不仅极大提高了机组深度调峰的能力，保障了电网安全稳定运行，同时也解决了低负荷时存在的脱硝烟温低、辅汽不足的问题，推动了火电行业的环保升级和可持续发展。

　　市场规模稳步增长

　　全球范围内，煤与光热耦合发电项目逐渐增加，主要集中在太阳能资源丰富和煤炭消费量大的地区，如美国、中国、印度等。据国际能源署(IEA)的数据，全球煤与光热耦合发电的装机容量从 2015 年的不足 100 兆瓦增长到 2024 年的超过 500 兆瓦，预计未来几年将继续保持快速增长。在我国，截至 2024 年底，已建成和在建的煤与光热耦合发电项目总装机容量达到了 300 兆瓦左右，随着国家对煤炭清洁高效利用和新能源发展的支持力度不断加大，中国煤与光热耦合发电市场有望迎来更大的发展空间。

　　竞争格局初现端倪

　　目前，煤与光热耦合发电市场的主要参与者包括传统的煤炭企业、电力企业、光热发电企业以及一些科研机构和技术供应商。大型煤炭企业和电力企业凭借资源和资金优势，在项目建设和运营中发挥着重要作用;光热发电企业则在光热技术研发和设备制造方面具有专业优势;科研机构和技术供应商为项目提供技术支持和解决方案。各参与者之间在技术创新、项目投资、市场份额等方面展开了激烈的竞争，一些企业通过合作与创新，不断提升自身的竞争力。

　　政策助力市场发展

　　各国政府纷纷出台政策措施，鼓励和支持煤与光热耦合发电技术的发展。中国发布的《煤电低碳化改造建设行动方案》提出要统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，其中包括煤与光热耦合发电等技术路径;美国也通过能源部的项目资助和税收优惠等政策，支持煤与光热耦合发电技术的研发和示范项目建设。这些政策的出台为煤与光热耦合发电技术的市场推广提供了有力的保障。

　　挑战与机遇并存

　　尽管煤与光热耦合发电技术市场前景广阔，但仍面临一些挑战。技术方面，光热系统与燃煤发电系统的耦合匹配、热能存储和转换效率、系统的稳定性和可靠性等还需要进一步优化和完善;经济方面，项目的初始投资较大，包括光热设备的购置和安装、系统的改造和集成等费用较高，限制了该技术的大规模推广和应用;市场认知方面，目前该技术在市场上的认知度和接受度相对较低，投资者和用户对其了解和信心不足。然而，随着技术的不断进步和成本的进一步降低，以及政策的持续支持和市场需求的增长，煤与光热耦合发电技术有望克服这些挑战，实现更大的发展。

　　未来，煤与光热耦合发电技术将朝着多元化的方向发展，与其他新能源技术如光伏发电、风力发电等进行深度融合，实现多能互补和协同发展，同时与碳捕集、利用与封存(CCUS)技术、氢能技术等相结合，打造更加清洁、低碳、高效的能源系统。煤与光热耦合发电技术在能源转型的浪潮中具有巨大的发展潜力，有望为实现全球能源可持续发展目标做出重要贡献。

来源：灵动核心

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