光伏+光热储能经济性优于光伏+锂电池。
单独光热的度电成本目前在 0.55 元/度左右，自有资金 IRR 高达 17%~21%。我们按照 首批示范项目披露的建造成本和设计年发电量，以 6%的折现率计算了光热的度电成本， 50MW 的项目大约为 0.58 元/度，100MW 的项目大约为 0.52 元/度；由于首批示范项目 能够享受 1.15 元/度的补贴电价，若能够按照设计年发电量运行，项目的自有资金 IRR 高达 17%~21%。
2.1 降低总投资和运维成本
首先，选取设计优化、加工成熟度高的设备可以降低电站造价。在太阳能热发电站总投 资中，聚光、吸热和储热系统成本所占比例较高，设备价格仍有下降空间。在聚光场中， 若定日镜用钢量降低、生产效率提高、采用新的传动结构以及镜场控制系统的软硬件成 本下降，电站造价可降低 10.7%~15.4%；在吸热器系统中，材料国产化、加工优化及产 业规模化可以使得电站造价降低 1.03%~1.49%；在储换热系统中，通过储罐设计优化等 可以使得电站造价降低 3.59%~5.66%；在热力发电系统中，通过设计优化、集中采购可 以使得电站造价降低 1.4%~2.1%。
国际经验证明技术进步、规模化与批量生产均对光热电站降本有显著效果。据 2021 中 国太阳能热发电行业蓝皮书，国际经验中技术进步对太阳能热发电成本降低的贡献率约 42%，规模化的贡献率约 37%，批量生产的贡献率约 21%。据光热发电蓝皮书，规模化 发展带来的电站总投资下降幅度可达 18.42~27.56%。
其次，运维成本的下降也能降低电站全生命周期的成本。据 IRENA 的报告，光热发电站的运维成本主要包括保险和维护两大类，国外光热电站降低运维费用的方式侧重在维护， 一种降低维护费用的方法是采用预测分析工具，另一种方法是以最小化清洁成本的方式 设计电站。国际上槽式太阳能光热电站平均运维成本约合人民币 0.15~0.211 元 /kWh， 塔式光热电站约合人民币 0.211~0.282 元 /kWh。
2.2 提高效率
光热发电需要经过多个能量转换和传输过程，减少各环节的能量损耗是增效的关键。从 光—热—功转化过程来看，光热发电主要包括光的聚集与转换过程、热量的吸收、蓄存 与传递过程和热功转换过程。聚光、吸热及热功转换过程是构成系统能量和效率损失的 主要部分，约占总损失的 97%，因此提高光热发电效率关键在于提高聚光、吸热及热功 转换过程的效率。
在现有熔盐塔式技术路线体系下，进行优化后光电转换效率可提升 12~27%。其中，提 高定日镜清洁技术的清洁度可使得转换率提升 2-6%；提高截断效率可提升转化率 1-2%； 提升汽轮机效率可提升转化率 1-1.5%；优化吸热器涂层可提高吸热器表面吸收率，从而 使得转换效率提升 1-2%。
2.3 光热与光伏、风电配建，缩小镜场投资可提高投资回报率
风光热一体化项目中，光热凭借其储热系统起到调峰作用，同时可以将弃风弃光的能量 通过电加热储存起来；光热通过与光伏、风电配建，可以缩小镜场投资，从而提高项目 整体的经济性。 1）调峰作用：在电力系统中光伏发电出力较高时，光热发电机组可将太阳能资源以热能 的形式储存在储罐中，机组降低出力运行，为光伏发电让出发电空间；晚高峰时段，光 热通过储热系统发电，满足电网晚高峰负荷需求；电网夜间进入低谷负荷期间，光热发 电机组可以停机，给风电让出发电空间。 在多能互补项目中，光热与风电、光伏配合，即白天由光伏作为发电主力，光热主要在 晚高峰期间发电，发电量有所减少，因此其聚光镜场可以适当缩小，减少项目投资额。 过往单独的 100MW 光热电站需要接近 30 亿元投资额，而目前多能互补中的 100MW 光 热电站通过缩小镜场，仅需要 16~20 亿元左右的投资额。 2）通过电加热储存弃风、弃光的能量：风光热（储）相互调节的大基地项目中的储热， 首先是用光热发电的镜场聚热实现储能和发电，其次是用光伏、风电在弃风弃光时段所 产生的电力加热熔盐储热，该环节是用弃掉的电力储热。如果电网无弃风弃光，所产生 的电力将直接并网销售。电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算，假定 建设 100 万千瓦~500 万千瓦不同规模的太阳能热发电机组，可减少弃风弃光电量 10.2%~37.6%。
与目前应用最为普遍的电化学储能对比来看，光热储能的成本低于电化学储能。以新疆 为例，新建的新能源项目需要配置装机规模 25%*4h 的电化学储能，或配置装机规模 1/9 的光热储能，若新建 900MW 的光伏项目，则需要 225MW/900MWh 的锂电池储能系统 或 100MW/900MWh 的光热系统。
1） 初始投资来看，光热高于锂电池：按当前锂电池储能系统 1800 元/千瓦时的成本计 算，则需要 16.2 亿元的储能系统投资。而建设一个 100MW*9 小时储能的光热发电 项目，投资预估为 16~20 亿元。 2） 项目整体度电成本来看，光热低于锂电池：第一，考虑到锂电池充放次数的限制， 在电站 25 年的生命周期内大约需要更换 1~2 次电芯，更换成本大约为 900 元/kWh； 而光热电站的生命周期一般可达 25~30 年，后期基本无需进行设备、材料的更换， 只需要少量的运营维护成本；第二，光热集发电与储能于一身，其发电能够带来一 部分收入。 在上网电价 0.262 元/度（不考虑调峰电价），折现率 6%，自有资金比例 20%，贷款利率 4.9%，还款周期 15 年的假设下，计算得到“900MW 光伏+100MW*9h 光热”的项目整 体度电成本为 0.2861 元/度，“900MW 光伏+225MW*4h 锂电池”的项目整体度电成本 为 0.2967 元/度，光热储能比锂电池储能更具有经济性。
