补位新型电力系统 光热发电离风口还有多远？

在加速构建“以新能源为主体的新型电力系统”的背景下，作为清洁电力以及有助于解决新能源发电波动性问题的成熟路径，太阳能(7.090, 0.00,0.00%)热发电(也称光热发电)将扮演什么角色?艰辛前行多年的光热发电，是否即将迎来一次巨大的发展机遇?

从内蒙古乌拉特中旗及青海德令哈市的两座商业化运营的太阳能热发电站的建设运营情况，或可一见端倪。

(乌拉特中旗太阳能热发电项目)

“要珍惜太阳能热发电资源”

内蒙古自治区巴彦淖尔市东北部的乌拉特中旗导热油槽式100MW太阳能热发电项目，是目前国内最大的光热电站。项目年发电量达到约3.92亿千瓦时，每年可节省标煤12万吨、减排二氧化碳30万吨。

项目业主方之一常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科介绍，“蒙西电网每天下午6点到晚上10点左右会出现晚高峰结构性缺电，而内蒙古乌拉特中旗导热油槽式100MW太阳能热发电项目的投运为缓解地区结构性缺电发挥了很大作用。”

他表示，太阳能热发电机组配置储热系统，可实现24小时连续稳定发电，可替代燃煤电站作为基础负荷，提高风电、光伏等间歇性可再生能源消纳比例，并可作为离网系统的基础负荷电源;同时，机组启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组，可深度参与电网调峰，保证电网及电源的高效利用;此外，太阳能热发电还可根据电网用电负荷的需要，参与电力系统的一次调频和二次调频，确保电网频率稳定，保证电网安全。

“光热电站的负荷调节范围可以达到5%-100%”，中国船舶(15.640,0.00, 0.00%)集团新能源有限公司专业人士介绍。该公司是乌拉特中旗项目设计、工程管理、调试、运维方。

构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现碳达峰、碳中和的重要抓手，但同时也面临诸多挑战。电力规划设计总院(8.650, 0.00, 0.00%)高级顾问孙锐指出，光伏发电和风力发电受到气象条件制约，发电功率具有间歇性、波动性和随机性，对电力系统的安全性和供电可靠性造成了重大挑战。

他认为，要构建新型的电力系统，对储能容量的需求是巨大的，同时还需要更多的具有交流同步发电机特性的灵活调节电源。

“电力系统的运行，需要连续、稳定的电源作为支撑。”浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥介绍，中控德令哈50MW塔式熔盐储能太阳能热发电项目为例(配置7小时储能)，在2020年2月1日至2月13日期间，实现了机组292.8小时的连续、不间断稳定运行。光热电站通过配置更大容量的储能系统，还可进一步提高不间断运行的时长。

由于太阳能热发电与生俱来的“优势”，其对电网的“友好性”正逐渐得到认可。国网能源研究院副院长蒋莉萍日前指出，对于电力系统而言，太阳能热发电是一个非常好的技术，具有常规电源的可调度性，同时又是清洁能源，是构建以新能源为主的新型电力系统的一个重要支撑性技术，西部地区一定要珍惜当地太阳能热发电的资源。

对此，国家电网有限公司西北分部规划部副主任孙骁强指出，现代电力系统正逐步向高比例可再生能源和高比例电力电子设备趋势发展，在此背景下，新能源发电机组与传统同步发电机有重大区别，其出力的波动性及机组对电网的弱支撑性，对电网确保电力电量供应及电力系统的安全，都带来了挑战。

以新能源为主体的新型电力系统，其自身发展与重构需要围绕两大方面来解决一些关键问题，一方面是以高比例可再生能源确保电力电量供应，需要重点解决可靠替代火电、调峰能力提升、可再生电源发电量占比提高的问题;另一方面是电力系统安全，需要重点保障频率安全、电压安全、功角稳定。

孙骁强表示，“光热电站固有的特点，使其同时具备解决这两大方面问题的能力，在支撑新型电力系统安全稳定运行及确保供电方面大有可为。”

众多传统行业的新生之机?

青海的新能源规模化开发已经开展多年，以100%清洁能源使用为目标，要打造清洁能源建设、使用和输出全链条示范省，但也面临着缺乏灵活可调的支撑电源、本地消纳负荷不足等巨大的挑战。

光热发电可以作为当地的支撑电源与调节电源，配套建设光伏、风电，既可利用现有特高压通道外送，提高现有通道的利用率，也可为新建外送通道提供电力支持与稳定运行支撑。

而且，从首批示范项目来看，太阳能热发电不仅有助于清洁能源对传统能源的替代，还可促进当地经济社会综合发展以及生态环境的改善。

据金建祥介绍，青海中控德令哈50MW光热电站的建设，直接带动了当地高端机械制造(高精度定日镜支架)、化工材料(熔盐)等多个产业的发展，培养了海西华汇、联大化工等多家在行业内具备竞争优势的当地企业，德令哈市更是提出了“打造中国光热之都”的发展愿景。

同时，光热电站的建设、运营不仅为当地提供大量的工作机会，提升当地就业水平，助力乡村振兴，还有利于改良、修复当地的生态环境。

俞科介绍，光热电站就业人数是同等规模光伏电站的10倍，“以内蒙古乌拉特中旗导热油槽式100MW光热发电项目为例，3年建设期可带动1000余人就业，运营期可带动200人就业。”

在生态环境方面，他强调，光热电站大多建在荒漠化土地上，且光热发电具有逐时精确跟踪太阳的特性并建有防风墙，能够降低项目场址的蒸发量、减小风沙移动速度，有利于当地生态改善。

金建祥表示，“在项目建设期，沙丘就会被平整成平地，减少风沙;同时由于镜场能阻挡风沙，可大大减缓地表风速，从而减少地表风沙的流动、保护土壤免受侵蚀，一定程度上起到了防风固沙的作用;此外因为阳光被定日镜反射，致使镜场内蒸发量明显减少，再加上定日镜用少量水清洗后，水渗流入土壤，增加了土壤湿度，为植物生长提供了必要的水分，有利于植被恢复。”

此外，俞科认为，将太阳能热发电产业做大做强，可作为推动传统装备制造业转型升级和培育战略新兴产业的重要抓手。

他指出，太阳能热发电产业首先能够有效转移钢材、水泥、玻璃等过剩产能，其设计制造电站所用技术设备与传统造船行业、火电行业具有技术同源性，有助于在我国能源转型过程中帮助传统产业链企业获得新生。同时，太阳能热发电能够为新能源、新材料、高端装备制造等战略新兴产业发展构建新的增长引擎，并有利于提升产业链各环节的制造业和科技工业水平。

“乌拉特中旗项目全生命周期有25亿的纳税额，而且光热项目拉动就业多，产业链长，生态环境效益好，集热场所用材料都可以回收。”中船新能源有关人士这样说。

由于看好光热发电的前景，央企和民企都在进入这个领域。依托示范项目的带动，中国光热产业在技术和设备方面，正在跻身国际一流。

常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科介绍，中国船舶集团新能源有限公司依托船舶动力系统的设计、质量、装备制造体系优势，开展了大量的首台套研制、系统集成创新和结构优化等工作，已形成光热领域的科研、设计、质量、工艺、供应链以及试验验证体系，并将技术成果应用于项目，创造了光热项目单日系统注油570吨的世界记录、单日注油38个集热回路的世界记录、集热场一次流量平衡调节精度的世界记录、全球首创太阳能化盐实现220吨/小时的最快世界记录(传统天然气化盐约40吨/小时)，拦截率、光热转换效率等核心指标达到国际领先水平。

他谈到，“截至7月21日，内蒙古乌拉特中旗槽式100MW太阳能热发电项目2021年已发电12568.8万千瓦时。在7月18日-7月21日期间，机组连续4天、不间断、稳定、高负荷运行，发电量超过800万千瓦时。期间，7月19日，单日发电量达到206.4万千瓦时;7月份以来，在夜间电网结构性缺电的情况下，保持90%以上高负荷运行。”

俞科表示，通过内蒙古乌拉特100MW项目的示范，龙腾光热也实现了集热设备的完全国产化和进口替代，掌握了关键核心技术，参与到国际标准的制定。

(乌拉特中旗太阳能热发电项目)

政策缺乏连续性 亟待明确战略定位

虽然首批示范项目已经建设投产，但太阳能热发电产业目前仍处于初期发展阶段，发电装机规模仍然较小，作为一种零碳排放的可再生能源，也往往被政策和市场“忽视”，整个行业仍存在诸多瓶颈。

电力规划设计总院高级顾问孙锐认为，目前制约我国光热发电可持续发展的主要因素在于相关政策缺乏连续性。

他表示，国家发改委价格司在批复第一批示范项目的上网电价文件中，仅仅明确2018年底前并网发电项目的上网电价，对以后并网发电项目的上网电价一直没有明确，使得投资方担心如果不能在2018年底前并网发电，上网电价存在不确定性，投资回报难以保障，导致部分投资方就放弃了项目建设。

“再比如，2020年初出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，该文件在光热发电领域产生了极大震动，光热发电的良好发展势头立即跌入谷底。”孙锐指出，在我国光热发电产业发展的初期阶段，上网电价形成机制尚未完成市场化改革之前，取消电价补贴，意味着抑制了市场需求，生产企业没有订单，投资建设的生产线闲置，企业资金链断裂，技术骨干也将流失，使近10年时间发展起来的产业链面临“生死存亡”的境地。

对此，金建祥也表示，缺乏连续性的政策支持，是当前太阳能热发电面临的重要难题。他指出，自2016年推出首批示范项目后，国家一直未明确光热发电下一步的支持政策。由于政策缺乏延续性，导致当前我国光热发电缺乏明确的市场发展空间，成本也无法通过规模化应用持续降低，处于起步阶段的光热发电产业，有被扼杀在摇篮中的风险。

同时，他还认为，光热发电的价值无法在现有电力市场机制下得到合理体现，现行的融资环境、土地政策、税收政策无法为光热发电的健康发展提供有力支撑，也是当下制约行业发展的瓶颈。

金建祥建议，在“十四五”规划中，明确光热发电的战略定位，并规划一定装机容量，通过规划引导行业加大研发投入，适当扩大行业规模，推动光热发电成本的逐步下降，并在一定期限内继续给予光热发电一定的补贴，给起步阶段的光热发电走向平价上网一个合理的缓冲期。

他还提到，在今年4月发布的《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》中明确抽水蓄能电站实行的两部制电价政策，而光热发电自带大规模熔盐储能系统，完全可以在电力系统中承担与抽水蓄能电站同样的角色，建议参照抽水蓄能价格政策，落实储能型光热电站的价格形成机制，以体现光热发电的独特价值。

此外，金建祥还表示，“十四五”期间，在风电、光伏装机规模集中、比例迅速提高的地区，可以布局建设一批“光热+光伏/风电”多能互补示范项目，以光热发电作为调峰手段，通过多种能源的有机整合和集成互补，缓解风光消纳问题，促进可再生能源高比例应用。

在俞科看来，政策导向上应发挥光热发电的调峰特性，引导“光热+光伏/风电”的可再生能源基地建设模式，深入推进源网荷储和多能互补项目建设;完善跨区峰谷分时电价政策，并将销售电价模式向电源侧传导，体现光热发电的基础负荷和调峰价值，推动我国光热产业可持续发展。

目前，光热产业在项目和技术上已有一定基础，对于未来新能源为主体的电力系统的意义也毫无疑问，但是否能成为新能源行业下一个风口，还取决于能否获得持续政策支持，加速规模化降本和技术创新迭代。