确定光热发电发展之策已是当务之急丨电规总院聚焦“十四五”规划⑥

北极星火力发电网讯:要实现我国能源发展战略目标，“十四五”期间太阳能发电、风力发电装机比重必将进一步提升。然而，光伏发电和风电的间歇特性，需要配套储能电站才能承担电力保障，因此，电力系统对储能电站容量的需求也将随之越来越大。光热发电集发电与储能为一身，是可以提供可靠电力和灵活调节特性的可再生能源发电方式，是实现我国能源转型不可或缺的重要技术手段。

（来源：微信公众号“中国能源报”ID:cnenergy 作者：孙锐）

一、发展光热发电的必要性

1.聚光储热发电的技术优势

光热发电最主要的技术优势是通过配置储热系统，机组的发电功率稳定可靠，基本不受光照强度变化的影响，可以实现连续24小时发电，并具有优良的调节性能，是极具发展前景的可再生能源发电技术。

（1）出力稳定

光热发电机组配置储热系统，发电功率稳定可靠，当储热系统容量足够大时，光热发电机组可实现24小时连续稳定发电。因此，它可以在电网中承担基本负荷。

（2）调峰性能优异

光热发电机组启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组，可参与电网调峰。光热发电机组的优良调峰性能，可增强电力系统消纳新能源电力的能力，减少弃风、弃光损失。

（3）参与电力系统调频

光热发电可根据电网用电负荷的需要，快速地调节汽轮发电机组的出力，参与电力系统的一次调频和二次调频，还可为电力系统提供转动惯量支撑，维持系统频率稳定。

（4）可应对极端天气条件

在风电和太阳能发电比重较大的电网中，在连续的极端气象条件下，电力系统缺少发电功率时，光热发电机组可以作为应急保障发电机组，利用天然气加热熔盐（或导热油），实现机组满负荷稳定发电。光热发电机组要具备这种发电模式，仅需具备天然气供给条件并配置备用的天然气熔盐（或导热油）加热炉，备用成本低。

（5）可兼做储能电站

光热发电机组配置大容量熔盐储热系统，具备利用夜间弃风电力加热熔盐进行储能的条件，在次日早高峰时段利用储热系统发电，从而起到储能电站的作用。在这种模式下，其新增投资成本只有额外增加的熔盐电加热设备。

2.光热发电在国际上的发展现状

截至2020年3月底，全球光热发电装机约6550MW，主要分布在西班牙、美国、中国、摩洛哥、南非、印度、以色列和阿联酋等国家。全球在建的光热发电机组主要分布在阿联酋、摩洛哥、智利、中国和希腊等国家。全球部分光热发电项目见表1。

3.我国光热发电产业在国际市场上的地位

“十三五”期间，我国光热发电产业发展迅速，其核心技术和设备已走向国际市场，其具有很大的成本优势，已成为国际光热发电产业链中的重要一环，有力推动了国际光热发电成本的下降。

摩洛哥努奥二期200MW槽式光热发电机组和努奥三期150MW熔盐塔式光热发电项目分别为目前世界上单机最大的槽式和塔式光热发电项目，我国山东电建三公司与西班牙SENER公司联合承担了总承包工作，西北电力设计院有限公司参与了工程设计工作。

阿联酋迪拜950MW太阳能光热光伏混合发电项目（1×100MW熔盐塔式光热发电项目、3×200MW导热油槽式光热发电项目和250MW光伏发电项目组成）为全球最大装机规模光热发电项目，上海电气电站集团承担总承包工作，国内多家设计单位和设备厂家参与建设工作。中国丝路基金参与投资该项目，中国工商银行、中国银行和中国农业银行等中资银行提供超过70%的贷款。通过融资、税收和土地一系列优惠政策，该项目电价仅为7.3美分/kWh。

中国葛洲坝集团国际工程有限公司和浙江中控太阳能技术有限公司作为联合体中标了希腊MINOS 50MW熔盐塔式光热发电项目的总承包合同，开创了中国光热发电产业以“技术+设备+工程”模式走向国际市场的先河。

二、我国发展光热发电的有利条件

1.我国的资源条件

我国具有丰富的太阳能直接辐射资源，主要分布在内蒙古自治区西北部、甘肃省西部、青海省的柴达木盆地和新疆维吾尔自治区东部。同时，这些地区具有广袤的未利用土地资源，具备大规模开发光热发电基地的条件。目前，地方政府已规划10余个光热发电基地，总规划容量60GW，“十四五”期间可供开发的规模超过8GW。

根据对以上地区土地资源、水资源及用水指标调研，内蒙、甘肃、青海、新疆哈密和兵团十三师等地区可支撑光热发电的发展规模如表2所示。

2.我国光热发电产业发展现状和优势

我国经过10余年的技术开发，已经掌握了光热发电的核心技术，特别是“十三五”期间，在国家能源局组织的第一批光热发电示范项目的带动下，我国光热发电产业发展迅猛，已经形成了完整的产业链，涌现出众多的专业从事光热发电技术开发和设备制造的企业，开发了一系列具有自主知识产权的技术和专用设备。经国外第三方检测，国内生产的光热发电的关键设备（集热管、集热器、定日镜等）的技术参数及关键技术指标已与国际成熟供货商产品相当。吸热器、换热器、汽轮发电机组及其辅机等设备制造技术与传统火力发电行业差异不大，国内相关企业已经开发了光热发电相关设备，可以满足大规模发展光热发电的市场需求。第一批光热发电示范项目中使用的设备、材料国产化率超过90%。有关光热发电工程设计、设备制造、安装、运行维护及性能验收等标准正在陆续编制，逐步建立和完善光热发电标准体系。

2018年底并网发电的示范项目，经过约半年时间的善后工作，已投入商业运行，运行情况良好。以中控德令哈50MW为例，从2019年9月底移交生产并进入为期一年的性能考核期，截止到2020年3月26日，除了受天气影响外，没有因设备故障而影响发电，实际运行158天，累计发电量7486.96万千瓦时，平均发电量达成率97.06%，其中2020年前三个月的发电量达成率超过100%。验证了我国自主研发的光热发电技术及装备的可靠性和先进性。一些从事光热发电技术开发、设备制造、工程设计、施工安装的企业已经参与到国际市场竞争中，有些企业已经成为国际光热发电项目的供货商。我国光热发电产业已成为实施“一带一路”战略的优势产业。

3.我国光热发电的成本下降趋势

2018年12月31日以前投运的第一批光热发电示范项目执行含税上网电价1.15元/千瓦时。通过示范项目建设，国内光热发电行业初步实现了设备材料的批量化生产和生产工艺流程的优化，目前开展前期工作的光热发电项目的初始投资成本相比光热发电示范项目有了进一步降低。以在甘肃玉门地区某100MW熔盐塔式光热发电机组（配置12小时的熔盐储热系统）为例，设计年发电量约3.9亿千瓦时，按经营期25年，项目资本金财务内部收益率10%测算，项目经营期含税上网电价约1.03元/千瓦时。

随着未来我国光热发电产业的进一步发展，产能的不断扩大和技术的不断提高，光热发电成本下降空间很大。以2018年投运的光热发电项目的技术和政策等边界条件为基础，对国内光热发电项目的上网电价趋势进行预测，当我国累计光热发电装机容量达到6.5GW时，光热发电的上网电价会下降到约0.76元/kWh。