目前，國內(nèi)有近30個“光熱+”大基地項目正在快速推進，其中約20個項目正在建設(shè)，部分項目已進入全面建設(shè)階段。總體來看，在首批示范后陷入沉寂的光熱發(fā)電正迎來新一波發(fā)展熱潮，光熱發(fā)電和熔鹽儲能兩種技術(shù)均在快速發(fā)展。

多位受訪人士告訴記者，“當(dāng)前新能源全面平價上網(wǎng)的條件下，新能源大基地中光熱配比較低，光熱性能發(fā)揮有限”“光熱發(fā)電項目高質(zhì)量發(fā)展，需按照市場化方式確定上網(wǎng)電價”。

行業(yè)逐步規(guī)范

光熱發(fā)電項目投資大、建設(shè)周期長，與光伏相比受關(guān)注程度偏低。但近兩年，在碳達峰碳中和相關(guān)政策引導(dǎo)下，光熱發(fā)電市場逐漸欣欣向榮。

今年，國家能源局通知提出，力爭“十四五”期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達到300萬千瓦左右。各省市規(guī)劃了一批風(fēng)光熱大基地項目，并陸續(xù)開標(biāo)開建。如今，國家能源集團、中國電建、三峽集團、中廣核集團、中國能建等央企均在建設(shè)光熱發(fā)電項目。

烏拉特100MW槽式光熱示范電站鏡場

近日，國家能源局綜合司發(fā)布2023年能源領(lǐng)域行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)制修訂計劃，涉及光熱發(fā)電、熔鹽儲熱的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)共有13項，比如《風(fēng)電光伏與光熱一體化發(fā)電項目規(guī)劃報告編制規(guī)程》《風(fēng)電光伏與光熱一體化發(fā)電項目可行性研究報告編制規(guī)程》《太陽能光熱發(fā)電站環(huán)境保護技術(shù)監(jiān)督規(guī)程》《太陽能光熱發(fā)電站汽輪機技術(shù)監(jiān)督規(guī)程》《太陽能光熱發(fā)電站集熱系統(tǒng)技術(shù)監(jiān)督規(guī)程》《太陽能光熱發(fā)電站儲熱換熱系統(tǒng)技術(shù)監(jiān)督規(guī)程》等。業(yè)內(nèi)人士認為，上述標(biāo)準(zhǔn)的修訂將規(guī)范光熱行業(yè)發(fā)展，避免技術(shù)亂象。

在受訪業(yè)內(nèi)人士看來，政策、企業(yè)正在合力促進光熱發(fā)電行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。我國光伏、風(fēng)電在經(jīng)歷了長期補貼激勵形成一定的規(guī)模效應(yīng)后成本逐漸下降，光熱發(fā)電目前尚未形成規(guī)模效應(yīng)。通過首批示范項目建設(shè)，國內(nèi)光熱發(fā)電行業(yè)初步實現(xiàn)了設(shè)備材料的批量化生產(chǎn)和生產(chǎn)工藝流程的優(yōu)化，但由于國內(nèi)光熱電站裝機規(guī)模較小，光熱發(fā)電成本依然較高。

價值打了折扣

談及光熱發(fā)電目前遇到的困難，業(yè)內(nèi)人士認為，關(guān)鍵在于“政策”和“成本”問題。一位央企相關(guān)人士接受記者采訪時直言，目前風(fēng)光熱一體化項目開發(fā)時，光熱發(fā)電按照當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)電價上網(wǎng)大多虧損，需要通過風(fēng)電和光伏發(fā)電的利潤空間來彌補，地方政府依據(jù)開發(fā)商能夠接受的最低投資收益確定光熱與風(fēng)電和光伏的容量配比，光熱建設(shè)方案并非最優(yōu)技術(shù)方案，削弱了光熱靈活調(diào)節(jié)的優(yōu)勢。

“雖然光熱的價值已經(jīng)得到了廣泛認可，但是由于尚未形成規(guī)模效應(yīng)，且沒有經(jīng)歷長時間的補貼激勵，現(xiàn)階段成本仍然較高，也導(dǎo)致光熱發(fā)電在多能互補項目中裝機占比較小。”浙江可勝技術(shù)股份有限公司董事長金建祥對記者分析，目前光伏和光熱的配比在6:1-9:1之間，并不能完全滿足風(fēng)光大基地自我調(diào)節(jié)需求。

全國首個達產(chǎn)的光熱電站——青海中控德令哈50MW塔式熔鹽儲能光熱電站

金建祥認為，降低光熱發(fā)電成本，一方面要靠規(guī)模擴大；另一方面，技術(shù)創(chuàng)新尤為重要，希望同行能夠更多關(guān)注技術(shù)創(chuàng)新。

“如果當(dāng)前的發(fā)展勢頭保持下去，同時推動新技術(shù)逐步走向應(yīng)用，光熱發(fā)電成本快速下降指日可待。”金建祥表示，未來光熱發(fā)電的單機規(guī)模將快速擴大到20-30萬千瓦，預(yù)計經(jīng)過3年左右時間，光熱發(fā)電成本將降到0.6元/千瓦時以內(nèi)，考慮到其自帶儲能的特性，這一成本將具有競爭力。未來，在多能互補項目中，風(fēng)電、光伏、光熱配比將達到1:1:1，從而使光熱的調(diào)峰性能得到保障。

針對光熱價值打折扣問題，上述央企相關(guān)人士建議，有條件的省份和地區(qū)可研究出臺財政、價格、土地等支持光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展的配套政策，提前規(guī)劃百萬千瓦級、千萬千瓦級光熱發(fā)電基地，率先打造光熱產(chǎn)業(yè)集群。

上網(wǎng)電價與供求關(guān)系掛鉤

電力規(guī)劃設(shè)計總院原副院長孫銳對記者表示，現(xiàn)在的光熱發(fā)電行業(yè)已經(jīng)按照市場化方式發(fā)展，但光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價并沒有按照市場化的方式確定，導(dǎo)致在項目開發(fā)的競標(biāo)中，也并沒有按照完全市場化方式進行。

孫銳直言，目前對于光熱發(fā)電項目，電網(wǎng)公司是按照當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電的基準(zhǔn)電價結(jié)算，超出燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價部分的成本無法通過上網(wǎng)電價回收。在這種情況下，采用多能互補一體化項目的方式，為光熱發(fā)電搭配風(fēng)電和光伏發(fā)電，通過風(fēng)電和光伏發(fā)電的利潤空間來彌補光熱發(fā)電的虧損。這種建設(shè)方式帶動了光熱發(fā)電的市場需求，有效緩解了光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈的生存危機，不失為一種權(quán)宜之策。然而，在一體化項目中，光熱發(fā)電是虧損的，開發(fā)商為了達到合理的投資收益，不得不減少光熱發(fā)電部分的投資，致使光熱發(fā)電聚光集熱系統(tǒng)的規(guī)模大大縮小，造成光熱發(fā)電的性能大打折扣，喪失了長時儲能的技術(shù)優(yōu)勢。因此，為使光熱發(fā)電得到健康的發(fā)展，在新型電力系統(tǒng)中更好地發(fā)揮作用，建立光熱發(fā)電項目的成本傳導(dǎo)機制是當(dāng)務(wù)之急。

“以上網(wǎng)電價為標(biāo)的，通過市場競爭確定光熱發(fā)電項目的上網(wǎng)電價和開發(fā)商，有利于降低光熱發(fā)電成本、激勵相關(guān)企業(yè)的技術(shù)進步。由于光熱發(fā)電項目電站內(nèi)部系統(tǒng)配置非常靈活，不同的系統(tǒng)配置決定了光熱發(fā)電機組的性能差異和發(fā)電成本的高低。”孫銳認為，要在招標(biāo)前通過系統(tǒng)研究確定光熱發(fā)電在系統(tǒng)中的功能定位，并將對機組的功能要求寫入招標(biāo)文件中，在滿足招標(biāo)文件技術(shù)要求的前提下，上網(wǎng)電價最低者中標(biāo)。通過招標(biāo)確定的上網(wǎng)電價需要向后端傳導(dǎo)。此外，要使上網(wǎng)電價與供求關(guān)系掛鉤，根據(jù)受端電網(wǎng)的峰谷分時電價模式，確定電源的上網(wǎng)電價系數(shù)，充分利用價格機制激勵電源參與系統(tǒng)調(diào)峰，降低系統(tǒng)的調(diào)峰成本。