国家发改委、国家能源局等十部门近日联合发布通知，印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》，并同步启动2023年首批示范项目申报工作。其中，大容量、低成本太阳能热发电示范被纳入“非化石能源先进示范项目”范围，为今年以来，日趋火热的光热发电提供了新的政策助力。
作为能够提供稳定的高品质绿色电力和辅助调频调峰服务，并且不受回收问题和安全风险困扰的光热发电，对于构建新型电力系统，无疑是理想的选项。电力规划设计总院高级顾问孙锐指出，光热发电在新能源基地中将发会其长时储能和灵活调节的技术优势，对新能源基地起到重要的支撑作用。
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解决发展“死循环”
受新能源装机快速增长影响，今年以来，储能行业持续火热，截至6月底，全国已投运电力储能项目累计装机规模70.2GW，同比增长44%。作为具有新能源发电和热储能功能的光热发电，今年受到较多政策青睐。今年3月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》（简称《通知》），给光热发电带来规模化发展机遇。
《通知》明确，力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。“《通知》的发布，对行业发展有着非常重要的意义，在这一政策的激励下，产业链内的相关企业都会愿意较多的投入。”在浙江可胜技术股份有限公司董事长兼首席科学家金建祥看来，“这一政策将是光热发电行业发展进入‘良性循环’的推手。”
金建祥进一步解释说，过去，光热发电处于一个“恶性循环”中，因为应用规模太小，所以价格始终降不下来，导致应用推广进一步受到限制。而《通知》的到来，让行业看到了前景，使得企业愿意做一些研发，甚至愿意做一些前期的亏本投入，从而推动技术进步和成本的下降，推动行业进入“良性循环”。
对此，常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科表示，《通知》在很大程度上解决了一直以来光热行业“先有鸡还是先有蛋”的问题，即“光热降本需要市场规模的支撑，而规模化的市场推广需要光热降本”的死循环，率先从国家政策层面确立了光热市场规模，形成了明确的市场预期。从长远来看，必将带动光热行业发展的一波新高潮，通过市场规模的建立逐步带动光热全产业链的降本增效。
在国家政策出台的引导下，地方政府也逐渐青睐光热发电产业，例如，青海省能源局近期发布了《推动“十四五”光热发电项目规模化发展的通知》。俞科认为，青海省以光热配比、镜储配置、调峰调频、技术性能、光热业绩等为主要条件，竞争性配置光热一体化项目。他认为，这是新能源一体化项目的正确发展方向，在新型电力系统中，新能源要从单纯满足“量”的要求，逐步过渡到“质、量”并举的要求。
此外，不久前，绿色电力证书实现对可再生能源发电的“全覆盖”，将为光热发电带来更多收益。金建祥指出，绿证制度对于光热发电经济性的改善，将做出重大贡献。尤其是在多能互补的模式下，如果有了绿证的支持，风电、光伏就能有更多的收益来补贴光热，有助于提高多能互补项目中光热的配比，改善电网的调峰调频的性能。
3年有望拥有成本竞争力
对于电力系统而言，光热发电的优势十分明显。孙锐认为，新能源基地中，若没有生物质发电，光热发电就会是唯一可以连续稳定24小时发电的电源，能发挥调峰、调频、提供转动惯量和旋转备用的功能。同时，在极端气象条件下，如果出现风电和光伏发电受阻、储能电站无能可储的情况，光热发电机组可利用天然气发电，保证有一定功率的电力输出，与建设天然气发电机组相比，仅需要在光热电站中增设天然气加热熔盐系统，备用成本低。
因此，光热发电在多能互补的新能源项目中，受到较多青睐。据金建祥介绍，从去年下半年开始，光热与风电、光伏协同发展的模式得到快速推广。在这种模式下，风电和光伏的价格优势可以弥补光热成本高的缺陷，实现低于煤电价格上网，而光热则可以解决风电、光伏的波动性问题，促进其并网消纳。
“如果当前的发展势头保持下去，同时推动新的技术逐步走向应用，光热发电成本的快速下降将指日可待。”金建祥表示，未来，光热发电的单机规模将快速扩大到20~30万千瓦，随着单机规模和总装机规模的扩大，以及技术的进步，预计经过3年左右时间，光热发电成本将降到0.6元以内，考虑到其自带储能的特性，这一成本将拥有竞争力。未来，在多能互补项目中，风电、光伏、光热配比将达到1:1:1，从而使光热的调峰性能得到保障，使得电力系统更加稳定。
俞科指出，从碳中和目标以及新型电力系统的规划来看，未来光热发展的空间广阔。“未来，光热对标的是调峰火电。”他表示，根据光热的技术特性，它具备长时储能、调峰、调度、支撑电网的特点，与燃煤火力机组的发电特性相近。随着电力系统中光伏的占比不断提高，需要同步增加电力系统的调节能力，以应对日落后晚高峰时段的电力缺口。
在俞科看来，虽然目前有多种储能调节技术，但对于能够完全覆盖晚高峰时段且经济可行的长时储能技术选项并不多。他强调，作为与火电发电特性相近的光热，除了个别极端天气情况外，光热完全可以替代调峰火电作为调峰电源。未来调峰火电的装机需求完全可以由光热进行替代，真正实现用清洁能源调节清洁能源的新型电力供给体系。
建立“电价传导机制”
现阶段，解决经济性问题，仍是光热发电行业发展的重要目标。金建祥指出，迄今为止，光热的价值已经得到了广泛认可，但是由于尚未形成规模效应，且没有经历过长时间的补贴激励，目前成本仍然较高。“由于现阶段光热成本较高，光热在多能互补项目中装机占比较小，”他表示，目前光伏和光热的配比在6:1到9:1之间，并不能完全满足储能的需求。
金建祥强调，如果别的储能成本都在快速下降，而光热降本的速度没有跟上，一定是没有前途的。他认为，光热发电成本的降低，一方面要靠规模的扩大，包括单机规模的增长，也包括总装机规模的扩大；另一方面，技术的创新尤为重要。持续的降本需要新技术的研发，需要把技术创新提到一个更高的高度，希望行业同行能够更多的关注技术创新。
在俞科看来，解决成本问题，可以从“内因”和“外因”两方面着手：内因是指光热技术本身的降本增效，提高技术自身的价格竞争力，比如通过市场装机容量的规模化预期，落实为全产业链的规模化效应，保证产业链的连续稳定生产，使平摊到单个单元或设备的生产成本达到最优；通过引入新理念、研发新技术，在相同或相近成本的前提下，提高系统转换效率，使光热技术在性价比上达到最优。
而在外因方面，俞科表示，可以通过电力市场化改革，推动合理电价传导机制的建立，使电力价格能够正确反应市场供求关系，即：在供过于求的下午和凌晨时段电力价格应当降低，在供不应求的早晚高峰时段电力价格应当上升。这样电力商品能够从原本单一的以“量”定价，变为以“质”和“量”共同定价，才能使光热以及各种调节电源的储能和调峰价值能够得到真正的体现。
基于光热发电与生俱来的优势，业内普遍期待“电价传导机制”的建立。“建立光热发电上网电价的传导机制是解决光热发电高质量发展的当务之急，也是构建新型电力系统不可或缺的政策措施。”孙锐指出，将峰谷分时销售电价模式向上传导至电源上网侧，可有效激励电源参与系统调峰，是电源上网电价反应供求关系的最佳模式。
（图片来源：veer图库）
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