觀察丨光熱發電規模化發展尚需爬坡過坎
來源：中國電力報 時間：2024-02-26 14:05
來自甘肅敦煌光電產業園區的實地調研
中國能源新聞網見習記者 李東海
1月18日，國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟和中國可再生能源學會太陽能熱發電專業委員會聯合發布了《中國太陽能熱發電行業藍皮書2023》（以下簡稱“《藍皮書》”）。《藍皮書》顯示，截至2023年底，我國兆瓦級規模以上光熱發電機組累計裝機容量58.8萬千瓦。
光熱發電兼具發電、調峰和儲能等功能，產業發展如何突圍？近日，記者實地探訪甘肅省敦煌市光電產業園區，與光熱電站負責人、相關專家溝通交流，從中獲悉，建設成本高居不下、技術路線相對復雜、光熱電價補貼政策發生變化是影響光熱發電規模化發展的三個主要因素。
項目盈利需加大技術攻關
從甘肅省敦煌市向西出發約20千米，臨近敦煌光電產業園區，一座閃耀光芒的大型建筑如同一座燈塔矗立在戈壁荒灘，分外耀眼。
這里是首航節能10萬千瓦塔式熔鹽光熱發電站，記者所見的“燈塔”實為高260米的吸熱塔。由12000多面巨大鏡面組成的矩陣，以同心圓狀簇擁在吸熱塔周圍，場景與西部地區民間的社火節目“九曲黃河陣”頗為相似。
據敦煌首航節能新能源有限公司總經理劉福國介紹，首航節能塔式熔鹽光熱發電站是我國首批光熱發電示范電站之一。該電站裝機容量為10萬千瓦，配置了11小時熔鹽儲熱系統，可實現24小時連續發電，2018年12月底并網發電。
記者了解到，按照規劃設計，該電站一年可發電約3.9億千瓦時，相當于每年可減排二氧化碳35萬噸、粉塵10萬噸、二氧化硫1萬噸、氮氧化物0.5萬噸，年節約標準煤13萬噸。
“2023年，首航節能光熱電站發電量約2.35億千瓦時，為歷年來發電量最大，實現了盈利。同時，該項目作為敦煌地區新能源的靈活調節電源，有力保障了當地新能源整體外送電力的質量。”劉福國說。
談到該電站的運營情況，劉福國坦言，電站能夠盈利，與國家政策的補貼紅利有很大關聯。
“除政策補貼外，電站為自主設計、投資和建設，擁有百分之百自主知識產權，這也是項目盈利的關鍵。為進一步實現技術路線優化升級、降本增效，我們將著眼于在設備低負荷狀態下延長連續運行時間，并以此作為技術攻關的主要方向。”劉福國介紹。
“示范項目的順利建設運營，對于示范引領產業發展意義重大。發展初期，國家的政策支持對推動光熱發電降本增效、自主規模化發展至關重要。”針對光熱產業現狀，中國可再生能源學會太陽能熱發電專業委員會秘書長杜鳳麗表示。
政策調整影響產業發展
光熱產業的發展并非一路坦途。
2016年9月，國家發展改革委、國家能源局相繼發布《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，明確核定全國統一的太陽能熱發電標桿上網電價為每千瓦時1.15元（含稅），并公布了我國首批20個太陽能熱發電示范項目，包括9個塔式電站、7個槽式電站和4個菲涅爾電站，總裝機134.9萬千瓦。
政策一經發布，對國內光熱發電市場產生了重大利好。業界普遍認為其是推動光熱發電技術進步和產業發展的重要舉措。我國光熱發電的商業化進程自此開啟。
時到2020年，光熱產業補貼政策出現重大變革。2020年1月22日，財政部、國家發展改革委、國家能源局聯合發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提出，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，按規定完成核準（備案）并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量太陽能光熱發電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
2021年6月，國家發展改革委發布《關于落實好2021年新能源上網電價政策有關事項的函》，再次將光熱項目不再享受中央財政補貼進行了明確。首批光熱發電示范項目于2021年底前全容量并網的，上網電價繼續按每千瓦時1.15元執行，之后并網的中央財政不再補貼。
隨著這兩項政策相繼發布，光熱項目不再享受中央財政補貼最終“靴子落地”。
“我國光熱產業尚處于示范發展階段。補貼政策發生重大調整，不僅可能導致產業陷入停滯不前的窘境，還有可能讓剛剛培育起來的產業夭折。”彼時，業內人士對光熱產業的長遠發展表示擔憂。
對此，杜鳳麗坦言，任何行業都不可能永遠依靠補貼存活，但光熱發電處于發展初期，裝機容量較小，現階段不具備平價上網條件，仍然需要國家給予有效的激勵政策，通過更多的項目工程和技術創新，實現光熱發電的市場化發展。
2023年4月，國家能源局發布的《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》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。
對于此項政策的發布，杜鳳麗認為，這是光熱產業走向規模化的一個強烈信號。她表示，光熱發電是能夠為新型電力系統提供支撐的綠色友好型電源，可大幅提高我國可再生能源電力外送的比重，是促進能源轉型目標實現的有效途徑之一。
專家建議確定合理上網電價
當前，在各地陸續推出發電側分時上網電價政策、全國新型儲能容量電價政策呼之欲出的大背景下，光熱發電的電量價值和容量價值如何才能得到合理反映？
國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟理事長、中國科學院電工研究所研究員王志峰向記者介紹，2023年以來，隨著并網光熱電站運行經驗的積累和運行水平的逐步提高，在運各太陽能熱發電示范電站的運行性能不斷提高，逐步進入穩定發電期，發電量大幅提升。
王志峰提出，當前，光熱發電正處于規模化發展和技術快速進步階段，隨著規模化成本降低和發電效率提高，熔鹽儲能光熱發電的度電成本將進一步下降。預計到2025年塔式光熱電站度電成本將下降至0.61元，2027年降低至0.53元左右。
“即便如此，光熱運營成本與光伏、風電項目相比依然較高。”王志峰表示，當前，光熱發電產業雖然發展迅速，成本快速下降，但與光伏風電相比依然較高；產業鏈配套齊全，但電站項目少，拉動強度不足；光熱調峰啟動，但機組容量小，不足以體現光熱的價值。加上建設成本偏高、技術路線復雜、電價政策補貼取消等因素疊加，光熱產業規模效應尚未釋放，導致光熱度電成本仍較高，阻礙了其快速邁向大規模發展。
“隨著電力市場建設和頂層設計的不斷完善，光熱發電將最終通過市場化確定價格而非政府定價，要不斷提升其在電能量市場中的競爭優勢，適應光熱發電在現階段的系統調節性以及未來基礎保障性電源轉型需要，從而確保電力系統發電容量的長期充裕性。”王志峰說。
長期關注光熱產業發展的電力規劃設計總院高級顧問孫銳表示，目前，光熱發電按照當地燃煤發電的基準電價上網是虧損的，投資方為了達到合理的投資收益，只能大幅削減光熱發電投資，聚光集熱系統的容量大幅度縮減，導致光熱發電機組的發電量和靈活調節功能大打折扣，喪失了長時儲能的技術優勢。
孫銳認為，要使光熱發電在新能源基地中更好地發揮作用，解決上網電價的傳導機制問題是當務之急。將峰谷分時銷售電價模式傳導至電源上網側，可使上網電價充分反映供求關系，激勵電源參與系統調峰。
“通過競價招標方式和開發商確定上網電價，不僅有利于促進光熱發電的技術進步，降低光熱發電成本，同時可以為相關企業參與國際競爭積累經驗，為能源轉型的先立后破起到示范作用。”孫銳說。
責任編輯：閆弘旭
