□吳昊

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國家發展改革委、國家能源局等10部門近日聯合發布通知，印發《綠色低碳先進技術示范工程實施方案》，并同步啟動2023年首批示范項目申報工作。其中，大容量、低成本太陽能熱發電示范被納入“非化石能源先進示范項目”范圍，為今年以來日趨火熱的光熱發電提供了新的政策助力。

作為能夠提供穩定的高品質綠色電力和輔助調頻調峰服務，并且不受回收問題和安全風險困擾的光熱發電，對于構建新型電力系統，無疑是理想的選項。電力規劃設計總院高級顧問孫銳指出，光熱發電在新能源基地中將發揮長時儲能和靈活調節的技術優勢，對新能源基地起到重要的支撐作用。

解決發展“死循環”

受新能源裝機快速增長影響，今年以來，儲能行業持續火熱，截至6月底，全國已投運電力儲能項目累計裝機規模70.2吉瓦，同比增長44%。作為具有新能源發電和熱儲能功能的光熱發電，今年受到較多政策青睞。今年3月，國家能源局發布《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》（以下簡稱《通知》），給光熱發電帶來規模化發展機遇。

《通知》明確，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。“《通知》的發布對行業發展有著非常重要的意義，在政策的激勵下，產業鏈內的相關企業都會愿意加大投入。”在浙江可勝技術股份有限公司董事長兼首席科學家金建祥看來，“這一政策將是光熱發電行業發展進入‘良性循環’的推手。”

金建祥進一步解釋說，過去，光熱發電因為應用規模太小，所以價格始終降不下來，導致應用推廣受到限制。而《通知》的發布，讓行業看到了前景，使得企業愿意加大研發力度，甚至愿意做一些前期的虧本投入，從而推動技術進步和成本下降，推動行業進入“良性循環”。

對此，常州龍騰光熱科技股份有限公司總經理俞科表示，《通知》在很大程度上解決了一直以來光熱行業“先有雞還是先有蛋”的問題，即“光熱降本需要市場規模的支撐，而規模化的市場推廣需要光熱降本”的死循環，率先從國家政策層面確立了光熱市場規模，形成明確的市場預期。從長遠來看，必將帶動光熱行業發展的一波新高潮，通過市場規模的建立逐步帶動光熱全產業鏈降本增效。

在國家政策出臺的引導下，地方政府也逐漸青睞光熱發電產業。例如，青海省能源局近期發布了《推動“十四五”光熱發電項目規模化發展的通知》。俞科認為，青海以光熱配比、鏡儲配置、調峰調頻、技術性能、光熱業績等為主要條件，競爭性配置光熱一體化項目，這是新能源一體化項目的正確發展方向，在新型電力系統中，新能源要從單純滿足“量”的要求，逐步過渡到“質”“量”并舉的要求。

此外，不久前，綠色電力證書實現對可再生能源發電的“全覆蓋”，將為光熱發電帶來更多收益。金建祥指出，綠證制度對于光熱發電經濟性的改善，將作出重大貢獻。尤其是在多能互補的模式下，有了綠證的支持，風電、光伏就能有更多收益來補貼光熱，有助于提高多能互補項目中光熱的配比，改善電網調峰調頻的性能。

3年有望擁有成本競爭力

對于電力系統而言，光熱發電的優勢十分明顯。孫銳認為，新能源基地中，若沒有生物質發電，光熱發電就會是唯一可以連續穩定24小時發電的電源，能發揮調峰、調頻、提供轉動慣量和旋轉備用的功能。同時，在極端氣象條件下，如果出現風電和光伏發電受阻、儲能電站無能可儲的情況，光熱發電機組可利用天然氣發電，保證有一定功率的電力輸出，與建設天然氣發電機組相比，僅需要在光熱電站中增設天然氣加熱熔鹽系統，備用成本低。

因此，光熱發電在多能互補的新能源項目中，受到較多青睞。據金建祥介紹，從去年下半年開始，光熱與風電、光伏協同發展的模式得到快速推廣。在這種模式下，風電和光伏的價格優勢可以彌補光熱成本高的缺陷，實現低于煤電價格上網，而光熱則可以解決風電、光伏的波動性問題，促進其并網消納。

“如果當前的發展勢頭保持下去，同時推動新的技術逐步走向應用，光熱發電成本的快速下降將指日可待。”金建祥表示，未來，光熱發電的單機規模將快速擴大到20萬千瓦~30萬千瓦。隨著單機規模和總裝機規模的擴大，以及技術的進步，預計經過3年左右時間，光熱發電成本將降到0.6元以內，考慮到其自帶儲能的特性，這一成本將擁有競爭力。未來，在多能互補項目中，風電、光伏、光熱配比將達到1：1：1，從而使光熱的調峰性能得到保障，使得電力系統更加穩定。

俞科指出，從碳中和目標以及新型電力系統的規劃來看，未來光熱發展的空間廣闊。“未來，光熱對標的是調峰火電。”他表示，根據光熱的技術特性，它具備長時儲能、調峰、調度、支撐電網的特點，與燃煤火力機組的發電特性相近。隨著電力系統中光伏占比不斷提高，需要同步增加電力系統的調節能力，以應對日落后晚高峰時段的電力缺口。

在俞科看來，雖然目前有多種儲能調節技術，但對于能夠完全覆蓋晚高峰時段且經濟可行的長時儲能技術選項并不多。他強調，作為與火電發電特性相近的光熱，除了個別極端天氣情況外，光熱完全可以替代調峰火電作為調峰電源。未來，調峰火電的裝機需求完全可以由光熱進行替代，真正形成用清潔能源調節清潔能源的新型電力供給體系。

建立“電價傳導機制”

現階段，解決經濟性問題，仍是光熱發電行業發展的重要目標。金建祥指出，迄今為止，光熱的價值已經得到了廣泛認可，但是由于尚未形成規模效應，且沒有經歷過長時間的補貼激勵，目前成本仍然較高。“由于現階段光熱成本較高，光熱在多能互補項目中裝機占比較小。”他表示，目前光伏和光熱的配比在6：1到9：1之間，并不能完全滿足儲能的需求。

金建祥強調，光熱發電成本的降低，一方面要靠規模的擴大，包括單機規模的增長，也包括總裝機規模的擴大；另一方面，技術的創新尤為重要。持續的降本需要新技術的研發，需要把技術創新提到一個新高度，希望行業同行能夠更多地關注技術創新。

在俞科看來，解決成本問題，可以從“內因”和“外因”兩方面著手。內因是指光熱技術本身的降本增效，提高技術自身的價格競爭力，比如通過市場裝機容量的規模化預期，落實到全產業鏈的規模化效應，保證產業鏈的連續穩定生產，使平攤到單個單元或設備的生產成本達到最優；通過引入新理念、研發新技術，在相同或相近成本的前提下，提高系統轉換效率，使光熱技術在性價比上達到最優。

而在外因方面，俞科表示，可以通過電力市場化改革，推動合理電價傳導機制建立，使電力價格能夠正確反映市場供求關系，即在供過于求的下午和凌晨時段電力價格降低，在供不應求的早晚高峰時段電力價格上升。這樣電力商品能夠從原本單一的以“量”定價，變為以“質”和“量”共同定價，才能使光熱以及各種調節電源的儲能和調峰價值得到真正體現。

基于光熱發電與生俱來的優勢，業內普遍期待“電價傳導機制”的建立。“建立光熱發電上網電價的傳導機制是解決光熱發電高質量發展的當務之急，也是構建新型電力系統不可或缺的政策措施。”孫銳指出，將峰谷分時銷售電價模式向上傳導至電源上網側，可有效激勵電源參與系統調峰，是電源上網電價反映供求關系的最佳模式。

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