光热发电现状及展望-北极星火力发电网

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截至2017年底，全球光热发电装机达到513.3万千瓦，其中西班牙、美国、南非、印度以及摩洛哥装机规模较大，分别为 236.2万千瓦、183.2万千瓦、30.56万千瓦、20.5万千瓦以及18.1万千瓦。2017年全球新增光热装机11.6万千瓦，其中南非新增10万千瓦，阿曼、丹麦分别新增 0.924万千瓦以及 0.548万千瓦。截至2018年6月底，我国光热装机约7.9万千瓦左右，典型的项目主要有中控德令哈1万千瓦塔式光热电站、首航节能敦煌1万千瓦塔式光热电站以及中广核新能源德令哈5万千瓦槽式光热项目，其余主要为小型实验项目。另外，预计首航敦煌10万千瓦塔式光热电站与中控德令哈5万千瓦塔式光热电站将在 2018年底投产。

二、我国光热发电规划与政策简析

国家规划明确光热发电发展目标。《能源发展“十三五”规划》及《太阳能发展“十三五”规划》等明确， 2020年光热发电装机达到 500万千瓦，同时光热发电成本将低于 0.8元 /千瓦时。但是从目前项目建设进展情况来看，实现 2020年目标存在较大的挑战。示范项目正式推出。2015年9月，国家能源局发布了《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，决定组织一批光热发电示范项目建设，同时，提出了详细的技术规范。 2016年9月份，国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定第一批示范项目共 20个，总计装机容量134.9万千瓦。光热电价正式出台。2016 年 9 月，国家发展改革委印发了《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定全国统一光热发电标杆上网电价为1.15元 /千瓦时，同时，鼓励地方相关部门对光热企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进光热发电产业发展。2018年5月，国家能源局发布了《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》，决定将示范项目建设截至期限从 2018年底延至2020年底，同时建立逾期投运项目电价退坡机制。

三、我国光热发电面临的挑战

(一)光热发电技术成熟度不足光热发电是一种新型技术，可靠性仍需验证。虽然光热发电国产化率达到了 90%左右，但是在系统集成、关键设备制造(如熔盐阀门、菲涅尔式二次反射镜等)等方面仍然存在不足。部分实验项目仍存在储能介质在管内凝固、跟踪装置精度不足、管束集热不均、参数未能达标、效率不及预期、设备质量出现缺陷等问题。我国商业化运营的光热电站仅有7.9 万千瓦，运行年限最长的为4年(中控德令哈项目)，大部分设备的性能未能得到有效验证，另外，运行与维护经验严重缺乏。同时，受技术因素制约，光热发电成本仍然较高。

(二)项目所处的地理环境不具优势环境较为恶劣，设备质量受到考验。光热发电效率与直接光照强度(DNI)有关。我国高光照强度地区主要在西北地区，包括甘肃、青海、内蒙古、新疆以及河北等地。西北地区普遍存在多风沙、温差大、水资源稀少等不利因素，这对设备的质量以及运行效率等提出了更加严格的要求。另外，光照强度较高的地区往往远离负荷中心，这为输电设施的建设带来了较多困难，同时，也进一步增加了输电成本。

(三)部分政策不够完善扶持政策不够完善，影响行业发展。光伏、风电发展之初，国家通过实施较大力度的投资补贴、税收优惠、固定电价等政策进行推动，目前光伏与风电等可再生能源已经形成一套比较完整的政策支持体系。但是国家对光热发电的扶持政策仅为固定电价(1.15元 /千瓦时)，税收、土地、投资补贴等并未明确。另外，光热发电一般配备储能装置，能够稳定发电出力，实现削峰填谷等，但是目前的政策未能对光热发电的灵活性进行有效激励。部分地方土地税收存在不合理情况，制约项目开发。光热发电往往需要占据较大面积，一座 5万千瓦商业化光热电站占地面积为2.5～3 平方千米左右。部分地区存在政府职能交叉、用地性质划分不明确等问题，对企业用地造成很大制约。例如，中广核德令哈 5万千瓦槽式光热发电项目，土地性质为未利用荒山，但是需要交纳场地租赁费(2000亩，200元 /年/亩)、当地牧民的经济补偿款和草原占用费等等，严重影响了企业经营与发展。光热发电补贴机制不够完善，影响企业资金流动性。光热发电标杆电价由当地上网电价与补贴电价两部分组成。当地上网电价按月结算，补贴电价按年结算。由于补贴部分数额较大，较长的补贴周期将严重影响企业资金周转。

四、我国光热发电展望

虽然光热发电面临一系列挑战，但是相比光伏与风电，光热发电能提供稳定的发电出力，可实现削峰填谷。而光伏发电或风电要实现稳定出力和连续发电，需配备同等容量的电储能(例如锂电池)，成本可高达 3 万～ 5万元 /千瓦，远高于光热发电的约 2.5万元 /千瓦。因此，我国光热发电仍具有一定的发展潜力。

(一)多种技术共同发展槽式光热发电技术运行年限较久，积累了丰富的经验 ;塔式光热发电技术具有较高的运行效率，部分项目已经开始运行 ;菲涅尔式光热发电技术数量较小，目前部分性能正在试验。从储能介质看，目前呈多样发展，熔盐、工业油、水蒸气等已经被多个项目应用。在首批示范项目中，多项技术共同开发。未来，光热发电项目建设将总结首批示范项目的运行经验，结合光照条件、电网灵活性要求、地理环境等多种因素进行技术选择。

(二)光热光伏互补将成为一种新模式在技术原理上，光热发电只能利用光照中的直射部分，且需要大量的工业用水，但光热发电具有一定的灵活性 ;光伏发电可以利用太阳全辐射发电，基本不需要工业用水(清洗除外)，但光伏发电不具有灵活性。综上，光热与光伏发电在技术方面具有一定的互补性。目前摩洛哥的努尔瓦尔扎扎特项目一期、二期和三期采用光热技术，四期采用光伏技术，待项目全部建成后，光热与光伏发电将进行互补，平滑发电出力。总体来看，光热与光伏互补具有一定的发展潜力。

(三)辅助服务机制(市场)为光热发电发展护航辅助服务机制(市场)将成为推动光热发展的重要因素。与光伏、风电项目相比，光热发电在成本方面具有先天不足，但是灵活性方面光热发电具有非常强的优势。总体来看，较高的电价难以支撑更多项目的发展，预计未来国家将不断完善辅助服务机制(市场)，通过辅助服务价值弥补光热发电成本上的不足，进一步激励产业发展壮大。

(四)光热发电为能源企业转型提供机遇近几年，国家正在对快速发展的风电与光伏发电降温，对建设与并网提出了严格的要求，同时，多次下调补贴额度，影响企业盈利预期。相比之下，国家对光热发电开始重视，制定了宏伟的发展规划，支持示范项目建设，出台示范项目电价。随着国家政策的不断完善，光热发电的优势将进一步显现。光热发电将成为支撑我国能源转型的重要技术之一，同时为企业转型提供机遇。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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