“一个飞速发展，一个进展缓慢。”同为光利用，光热发电和光伏发电两种技术路线的成绩却大不相同。截至目前，光伏累计装机规模超390GW，2022年新增装机创下87.4GW历史新高。反观光热发电，截至2022年累计装机规模尚不足600MW，真可谓同光不同命。
随着“双碳”目标的提出，以及各地对新能源配储政策的出台，光热发电终于迎来新的发展机遇。近日，国家能源局综合司《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》提出，力争“十四五“期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右，并要求结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目。其中，内蒙古80万千瓦，甘肃70万千瓦，青海100万千瓦，宁夏10万千瓦，新疆20万千瓦。国家能源局《2023年能源工作指导意见》中也提出，积极推进光热发电规模化发展。蛰伏多年，光热发电终要崛起？
(相关资料图)
成本掣肘，发展缓慢
光热发电是指利用聚光装置，将太阳辐射能转化为热能，然后通过常规的热机将热能转化为电能的技术。光热发电系统可分成集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统四部分。
按聚焦方式及结构的不同，光热技术可以分为塔式、槽式、碟式、菲涅尔式四种。目前上述四种技术路线中，塔式和槽式发电应用较为广泛。据相关机构统计，我国已有光热发电系统中，塔式技术占比约 60%，槽式技术占比约28%，线性菲涅尔技术约占12%。而在全球范围内，塔式技术占比20%，槽式技术占比76%。
2015年，我国光热发电商业化迎来重要突破。当年9月30日，国家能源局发布《关于组织太阳能热发电示范项目》文件，点燃了光热企业的投资热情，申报规模高达8.8GW。
2016年9月，国家能源局正式发文，启动首批20个太阳能热发电示范项目建设。据了解，首批光热示范项目实行补贴退坡制，2018年12月31日前全部建成投产的首批示范项目执行每千瓦时1.15元（含税）标杆上网电价。后续，相关部门规定，2021年底前全容量并网的首批光热示范项目均执行1.15元/kWh的标杆电价。
尽管有1.15元/kWh的补贴刺激，但受成本限制以及疫情的影响，首批光热示范项目进展并不理想。2020、2021年光热发电项目几乎处于停滞阶段，截至目前仅有8个项目实现了并网发电。而此前业内期待的第二批示范项目也无疾而终。
截至目前已并网发电的首批光热发电示范项目
按照相关部门规定，除首批光热示范项目外，2020年及之后的新增光热发电项目，补贴支持由中央转到地方。失去国家补贴的支持，初始投资成本较高的光热发电再次迎来压力。
据了解，光热发电项目的投资成本主要集中在集热系统、吸热系统、储换热系统，设备系统成本占比在8成左右。相关机构统计，2022年主流的10万千瓦装机、12小时储热塔式光热单位千瓦造价在2.5万~3万元。尽管过去十余年间光热发电成本快速下降，但较风电、光伏仍有较大差距。
随着“双碳”目标的提出，风电、光伏等新能源装机规模大幅攀升，截至2022年底，风电、光伏累计装机规模达到365GW和393GW。风、光自身间歇性、波动性特征，对电网造成了一定冲击。而光热发电既具有灵活性，又兼具储能特性，能够一定程度解决光伏、风电的间歇性和不确定性，成为三北地区风光基地配套储能的重要路径之一。
风光大基地、一体化项目带火光热
光热发电的重要性，已在多个国家级政策中被提及。国家发改委《可再生能源“十四五”规划》中提到，“有序推进长时储热型太阳能热发电发展。推进关键核心技术攻关，推动太阳能热发电成本明显下降。在青海、甘肃、新疆、内蒙古、吉林等资源优质区域，发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力，建设长时储热型太阳能热发电项目，推动太阳能热发电与风电、光伏发电基地一体化建设运行，提升新能源发电的稳定性可靠性。”
在国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》中提到，增强电源协调优化运行能力，建设系统友好型新能源场站。因地制宜建设天然气调峰电站和发展储热型太阳能热发电，推动气电、太阳能热发电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。并提出在青海、新疆、甘肃、内蒙古等地区推动太阳能热发电与风电、光伏发电配套发展。
据了解，在风光热一体化项目中配置光热，既可以起到调峰作用，同时可以将弃风弃光的能量通过电加热储存起来。此外，光热发电通过与光伏、风电配建，可以缩小镜场投资，从而提高项目整体的经济性。
根据国家能源局数据，在第一、二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单中已明确了约150万千瓦光热发电项目。公开信息显示，在青海、甘肃、吉林等地已公布的大基地项目中，多地区配置了光热发电，规模达到800MW。此外，新疆第二批市场化项目中，光热发电项目规模达到1.65GW。
上表统计各地区公示的部分大基地项目清单
按照甘肃、内蒙古、青海等地在“十四五”可再生能源规划，上述三地“十四五”期间光热发电新增装机规模为2.81GW，加之新疆两批市场化项目，合计总规模在4GW以上。
而据北极星太阳能光伏网不完全统计，除风光大基地项目外，企业申报、签约的一体化项目，多以光伏+光热、光伏+风电+光热为主。截至目前，签约、规划的在建、拟建光热项目超4.5GW。
上述项目根据公开信息统计，仅供参考
根据上表可见，在规模为1GW的光伏+光热项目中，光伏与光热设置比例为9:1或者7:1,储热时长在8-16个小时不等，其中西藏扎布耶源网荷储一体化综合能源供应项目储能市场最高为24小时。从技术路线来看，塔式熔盐技术占据主流。
截至目前，上述项目部分已经启动招投标，按照发展规划大部分项目将在2023-2024年集中落地。
从示范项目走向规模化发展，光热发电潜力有待激活。国家能源局文件指出，鼓励有条件的省份和地区尽快研究出台财政、价格、土地等支持光热发电规模化发展的配套政策，提前规划百万千瓦、千万千瓦级光热发电基地，率先打造光热产业集群。按照国际能源署(IEA)的预测，中国光热发电到2030年、2040年、2050年装机量分别为29GW/88GW/118GW，将成为继美国、中东、印度、非洲之后全球第四大市场。
