由中國改革報社《能源發展》周刊主辦、北京國發智慧能源技術研究院承辦的“第五屆能源創新與發展論壇”日前在京閉幕，電力規劃設計總院原副院長孫銳在主旨演講中指出，聚光儲熱發電是集發電和儲能為一身的可再生能源發電方式，電力輸出穩定可靠、調節性能優越，可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷，也可以承擔高峰負荷，可參與電力系統的一次調頻和二次調頻，并能夠減少電力系統對儲能電站容量的需求，在西北的電力外送通道送出端配置聚光儲熱發電機組，替代煤電機組，可顯著提升輸電通道的可再生能源電力比重。
國發能研院、綠能智庫認為，隨著光伏、風電等新能源發電裝機大規模涌現，對于調峰電源的需求也將大幅上升，作為兼具綠色與可調功能的新型電源，光熱將在未來能源體系中扮演重要的角色。
光熱發電增強電網的穩定性
配置儲熱系統的光熱發電機組能夠保持穩定的電力輸出，可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷，也可以作為電力系統中的調峰機組承擔高峰負荷。相比燃煤發電，光熱發電機組調節特性更優，可迅速響應電網負荷需求，快速調節機組的出力，可以參與電力系統調峰和調頻。
光熱電站是清潔能源中具備儲能功能的少數技術方案之一，有利于風、光集中發電時出力的調節，降低風、光棄用比例，增強電網的穩定性。據孫銳測算，以新疆電網為例，安裝光熱發電機組500萬千瓦，可減少棄風棄光電量37.6%。
圖1 新疆地區光熱新增裝機與減少棄風棄光電量占比的關系
在國際可再生能源署IRENA發布的《張家口2050年能源轉型戰略》中，2035年正常情境下，可再生能源份額達53%;而通過加強電氣化或氫能利用，可再生能源份額會繼續增加，達到75%。通過對比一次能源發電量，光熱發電增長明顯，是煤電減少后支撐可再生能源的有效手段之一。
圖2 張家口2035年多種情景下光熱發電量對比
另外，在煤電裝機停批緩建的背景下，可再生能源特高壓外送通道外送能力將受調峰電力不足的影響。通過建設光熱電站替代被停建的煤電，風、光等可變可再生能源外送能力將會加強。
國發能研院、綠能智庫認為，光熱發電具備儲能能力，在大規模儲能方面具有較大優勢，適合作為基荷和調峰電源增加風電和光伏發電的裝機規模并降低棄用率，對逐步降低煤電比重，減少碳排放等都具有重要意義。
我國光熱發電潛力巨大
與風電和光伏相似，我國的光熱資源也非常豐富。通常光熱發電能力由當地太陽直接輻射量決定，內蒙古自治區西部、甘肅省西北部、青海海西州和新疆自治區東部等區域年太陽直接輻射量超過1800kWh/m2，非常適宜進行光熱發電項目的建設。據統計，上述四省適宜建設光熱發電基地的國土面積約78萬km2，可建設光熱發電項目約7800GW。
圖3 中國直接輻射量分布圖
據孫銳測算，考慮光資源、土地資源和水資源情況，我國光熱發電裝機容量在2030、2035和2050年可以分別實現1.2億千萬、2.2億千瓦、5.2億千瓦。
成本下降有賴規?；瘧?/strong>
根據IRENA《RE Capacity Statistics 2019》中的數據，路上風電、光伏發電和光熱發電從2010年至2018年全球和中國新增裝機量見圖4，新增裝機中國占比如圖5。與光熱發電不同，光伏發電從2013年起開始顯著增長并持續高位發展，中國新增光伏裝機長期保持全球領先。
圖5 中國部分可再生能源新增裝機在全球的占比
補貼政策上對比來看，光伏發電在2011年出臺地面電站標桿電價政策，補貼強度1.15元/KWh，2013年降為1元/KWh，2014年后西部一類地區降為0.9元/KWh，此后數次降低，直到2018年調整為0.5元/KWh。光熱發電在2016針對示范項目出臺1.15元/KWh補貼政策，至今尚未有新政策出臺。
國發能研院、綠能智庫通過梳理發現，光伏和光熱在國內幾乎同時起步，但差距在2013年后被迅速拉大，這從圖6中可以找到一些答案。光伏系統造價持續降低，2018年比2013年平均降低52.9%，光熱系統成本則僅降低17.5%。
電站系統成本的顯著降低歸因于規模的擴大和產業鏈完善。就光伏來說，是中國少有的生產端、應用端均全球領先的行業，據統計，2013年太陽能硅片、電池、組件全球前十大廠商中中國企業分別占據70%、60%和60%，而當年，中國光伏新增容量占全球比重剛突破30%。
圖6 各種可再生能源電站建造成本(2010-2018)
而光熱產業鏈遠未像光伏一樣壯大，據了解，業務單純聚焦于光熱發電市場的企業普遍運營較困難，國內現有市場不足以支撐其獲得健康發展。相應的，絕大多數供應商也不僅僅依靠光熱市場，由于規模有限，對光熱領域的投入也有限。
但從CSPPLAZA了解到的數據表明，我國光熱發展正在出現快速發展的跡象。2018年，全球光熱發電建成裝機容量新增936兆瓦，總裝機在2017年5133兆瓦的基礎上增至6069兆瓦，增幅為18.23%。其中，中國光熱發電市場新增裝機215兆瓦，占全球總新增裝機量的22.97%，這顯然比IRENA數據更加令人樂觀。
截至2018年底，我國共有10個示范項目在實質性建設，包括了首批示范項目中的9個，以及魯能50兆瓦的塔式項目，見表1。
表1實質性建設的光熱示范項目
國內上游企業也在快速增多，據統計，截至2018年底，我國具有槽式玻璃反射鏡生產線6條，槽式真空吸熱管生產線10條，機械傳動箱生產線5條，液壓傳動生產線2條，導熱油生產線3條，熔融鹽生產線3條，定日鏡生產線5條，槽式集熱器生產線3條，塔式吸熱器生產線3條。得益于示范項目的帶動，孫銳表示，設備國產化率超過90%。
更可喜的是，已有眾多中國企業參與到國際光熱市場中，2018年，上海電氣成功中標迪拜950兆瓦光熱光伏混合發電項目，2019年，我國企業參加總包的摩洛哥250MW槽式、150MW塔式光熱電站相繼投運。
IRENA《Renewable Power Generations Costs in 2018》數據顯示，2018年全球新增光熱加權平均價格在USD 0.185/KWh(圖7)，比2017年下降26%，比2016年下降46%，這主要得益于中國等新興市場的貢獻。
圖7 各種電站級可再生能源LCOE(2010-2018)
盡管取得了快速下降，但光熱電站建設成本和LCOE目前仍是制約光熱規?；l展的最大挑戰。
國網青海省電力公司發售部主任張桂紅曾在2018年一次論壇上表示，青海海南州到河南駐馬店的特高壓外送通道，規劃消納新能源1835萬千瓦，其中風電500萬，光伏1200萬，光熱是135萬千瓦。到2025年，海西州配套的1000萬的光熱，加上海南州300萬，還有總共1300萬千瓦的光熱電站。光熱技術的創新進步需要加快，“如果電價很高，售端市場就沒有接納的能力”。
國發能研院、綠能智庫認為，2018年以來，國內光熱市場出現明顯起色，產業鏈逐步完善，建造成本下降明顯，國外市場參與度不斷增加，這些都有利于光熱產業健康發展。但限于資源、技術成熟度等，光熱大規模發展只能遠離東部、南部等負荷集中的地區，并在西部與風電和光伏發電協同發展。把握好光熱電站的戰略意義和定位，扎實做好全產業鏈降本提效，光熱應用規模會快速擴大，有望與相關政策形成良性共振，與化學儲能形成優勢互補，并成為未來我國以可再生能源為主體的能源體系中的重要一環。
