光熱發電規模化發展提速

近日，由中國能建中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司（以下簡稱“西北院”）總承包建設的玉門“光熱儲能+光伏+風電”示範項目10萬千瓦光熱儲能工程取得併網通知書，標誌着項目具備整套啓動條件，進入併網發電倒計時，該項目爲全球在建最大規模熔鹽線性菲涅爾光熱電站。當前，三峽能源、中廣核、中國能建等多個大型能源企業都在積極推動光熱發電項目建設。

爲加快光熱發電發展，2023年4月，國家能源局發佈《關於推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》提出，結合沙漠、戈壁、荒漠地區新能源基地建設，儘快落地一批光熱發電項目。力爭“十四五”期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬千瓦左右。一年多時間過去，光熱發電規模化發展提速明顯。

新建開工機組增加

提到太陽能發電，人們腦海中通常會浮現整齊平滑的太陽能電池板方陣，這是人們對太陽能發電的普遍印象。實際上，太陽能發電家族中，還有一種重要的發電形式——太陽能光熱發電。與光伏直接將光轉換爲電不同，光熱發電技術是將太陽能轉化爲熱能，通過熱功轉換過程發電。光熱發電機組配置儲熱系統後，可實現24小時連續穩定發電，是我國構建新型能源體系的重要一環。

光熱發電根據聚光集熱的技術路線，一般分爲塔式、槽式、線性菲涅爾式及碟式等。目前全球範圍在運行電站中，糟式裝機容量最大，塔式次之，線性菲涅爾式較少，碟式光熱技術目前尚無商業運行電站。

爲推動我國光熱發電技術產業化發展，國家能源局2016年啓動首批20個光熱發電示範項目，裝機規模總量達134.9萬千瓦，開啓了我國光熱發電的商業化進程。但由於成本高昂等原因，此後幾年並未延續良好發展勢頭。

在第一批太陽能熱發電示範項目結束建設至2023年大約4年時間，國內幾乎沒有新建較大的光熱電站。西北院是我國最早開展光熱技術研發的工程設計企業，光熱發電投運項目佔比超過全國70%。據西北院新能源工程公司總經理高紅旗觀察，隨着去年國家能源局及新疆、甘肅、內蒙古等省份一系列涉及支持光熱發電建設的新政策發佈，國內光熱發電新建開工機組數量明顯增加。

國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟秘書長杜鳳麗介紹，截至2023年底，我國各省份在建和擬建的太陽能熱發電項目超40個，總裝機容量約4800兆瓦，預計最晚將於2025年完成建設，其中約有1200兆瓦預計於2024年建成。

本批次光熱電站規模增長的同時，分佈區域更廣，更強調調峰作用。“本批次光熱電站主要跟隨風光大基地同步規劃實施，光熱電站在這些基地中是不可或缺的調節性電源。”西北院玉門光熱項目經理黎建鋒介紹，以玉門“光熱儲能+光伏+風電”示範項目爲例，整體項目建成後，年上網新能源發電量約17.5億千瓦時，可有效破解新能源大基地大規模開發後面臨的棄電問題，對於構建新型電力系統具有重要示範意義。

記者注意到，與首批示範光熱電站投資主體以光熱技術和裝備企業爲主不同，本批次投資主體多以傳統電力投資企業爲主，如三峽集團、國家能源集團、大唐集團、中廣核、中國能建、中國電建等。

高紅旗告訴記者，首批企業投資的主要動機是開發新技術，開拓新領域。新一批企業投資建設光熱電站的目的，更多的是支撐自身光伏或風電業務健康發展，踐行“雙碳”目標。

產業配套能力增強

光熱發電規模化發展的背後，是產業鏈逐漸完善和成本持續降低。

“光熱產業已經具備規模化發展條件。”國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟副理事長、西北院科技創新中心總經理趙曉輝表示，我國光熱產業鏈體系覆蓋了從原材料到具有自主知識產權的核心裝備各個環節，包括鋼鐵、水泥、超白玻璃、高溫吸熱及傳儲熱材料、保溫材料、塔式定日鏡、塔式吸熱器、槽式集熱器、高精度傳動箱、就地控制器、滑壓汽輪機等。在國家第一批光熱發電示範項目中，國產技術及裝備的可靠性和先進性在電站投運後得到了有效驗證。

在中國廣核新能源控股有限公司黨委副書記、總經理李光明看來，“十四五”時期以來，我國光熱產業自主創新能力顯著提升。通過首批光熱示範項目運行實踐，我國已基本掌握光熱發電核心技術以及適應我國高海拔、高寒地區環境的光熱電站運維技術，具備關鍵裝備製造能力。

據不完全統計，我國現有光熱發電工程相關配套企業約600家，設備國產化率超90%，產業配套能力顯著增強，爲後續光熱發電技術大規模發展奠定了堅實基礎。

更低的成本也爲光熱發電推廣提供了前提條件。水電水利規劃設計總院近日發佈的《中國可再生能源工程造價管理報告2023年度》顯示，早期光熱發電項目造價普遍較高，單位千瓦總投資爲24000元至35000元。近期項目單位造價較早期明顯降低，單位千瓦總投資爲13500元至23000元。

“本批次光熱電站折算到每千瓦容量的單位成本明顯降低。”趙曉輝分析，主要是由於光熱電站在電力系統中的功能發生變化，從之前“能發盡發”的獨立電源調整爲“儲能調峰”，配套新能源電站吸納棄電，聚光系統規模明顯減小。另外，鏡場、三大主機、熔鹽罐等主要設備均實現國產化，設備價格明顯下降。加之上游產業技術進步、商業競爭日趨激烈，驅動系統技術成本降低。

有機構預測，如果保持一定市場和產業規模，隨着設備成本和建設成本下降，我國光熱發電成本還可以實現較大幅度下降，有望在“十四五”末期與燃氣發電成本相當，即電價降低到0.7元/千瓦時至0.8元/千瓦時，2030年進一步下降至0.5元/千瓦時左右。屆時考慮其靈活儲熱、可調節出力、可提供轉動慣量等優勢，在電力市場中將具備經濟性和競爭力。

核心技術仍待提升

“雙碳”目標爲光熱發電帶來了巨大發展空間，也再次提振了行業信心。但新一輪光熱發電投資熱潮能否持續，還要接受核心技術等一系列挑戰。

目前，制約我國光熱發電可持續發展的主要因素在於相關政策缺乏連續性，比如，2016年國家發展改革委覈定太陽能熱發電標杆上網示範電價後，企業建設熱情高漲；2020年年初出臺的《關於促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確，新增光熱項目不再納入中央財政補貼範圍，光熱發電發展勢頭受到明顯影響。

李光明認爲，光熱發電技術市場定位不明確，價格機制尚未健全。我國在建的“光熱+”一體化基地項目主要通過高比例的風電、光伏裝機配置一定的光熱裝機，但光熱裝機受制於平價上網的投資經濟性，裝機比重較低，不足以發揮光熱機組對電網的支撐作用。同時，現行融資環境、相關政策無法爲光熱發電健康發展提供有力支撐。

專家表示，藉着推動光熱發電規模化發展的東風，還需鼓勵有條件的地區儘快研究出臺支持光熱發電規模化發展的配套政策。內蒙古、甘肅、青海、新疆等光熱發電重點省份能源主管部門要積極推進光熱發電項目規劃建設，統籌協調光伏、光熱規劃佈局，在新能源基地建設中同步推動光熱發電項目規模化、產業化發展。

另據記者瞭解，以熔融鹽爲傳儲熱介質的第二代太陽能熱發電技術是目前的主力技術，雖然已經進行工程示範，但核心設備的可靠性和壽命有待提高，聚光和儲能設備成本太高，制約了光熱技術發展。

趙曉輝表示，聚光器成本約佔整個光熱電站投資的一半，未來應側重提高聚光準確度，減少吸熱器溢出損失。目前，包括聚光器在內的關鍵部件生產線技術在我國發展緩慢，需要在規模化實踐中完善產品質量控制技術和工藝，優化聚光、吸熱和傳熱部件的生產線和生產工藝。同時開展百萬千瓦級電/熱轉換方式研究，通過規模效應降低單位造價成本。（本文來源：經濟日報 記者：王軼辰）