“目前光熱發電的形勢比以前好”“光熱可參與電網深度調峰”“必須重視光熱發電在整個新能源發電系統中的價值”……記者近日采訪發現，在我國加速構建“以新能源為主體的新型電力系統”的過程中，光熱被普遍看好。

但與光伏項目相比，光熱項目整體規模小、投資價格高，儲能優勢還未體現出來。特別是行業政策缺乏連續性，光熱發展仍存在諸多瓶頸。

“是構建新型電力系統的支撐性技術”

浙江中控太陽能技術有限公司董事長金建祥向記者介紹，太陽能熱發電自帶大規模、低成本、安全環保的儲能系統，可替代火電成為電力系統的基荷電源。中控德令哈50兆瓦塔式熔鹽儲能太陽能光熱發電項目配置了7小時儲能，實現了292.8小時不間斷穩定運行。

常州龍騰光熱科技股份有限公司總經理俞科接受記者采訪時說：“中核龍騰內蒙古烏拉特100兆瓦槽式光熱示范電站的投運，有效緩解了蒙西電網晚高峰結構性缺電現象。”

俞科告訴記者，太陽能熱發電機組配置儲熱系統，發電功率穩定可靠，可實現24小時連續穩定發電，可提高風電、光伏等間歇性可再生能源消納比例，并可作為離網系統的基礎負荷電源。同時，啟動時間、負荷調節范圍等性能優于燃煤機組，可深度參與電網調峰。此外，還可根據電網用電負荷的需要，參與電力系統的一次調頻和二次調頻，確保電網頻率穩定，保證電網安全。

太陽能熱發電對電網的“友好性”正逐漸得到認可。國網能源研究院副院長蔣莉萍日前指出，太陽能熱發電具有常規電源的可調度性，同時又是清潔能源，是構建新型電力系統的重要支撐性技術。

作為儲能電源更具經濟性

記者在采訪中了解到，光熱更像是一種“不要錢”的儲能電源。通過配置更大容量的儲能系統，可大幅提升電力系統的調節能力，如配置15小時的儲熱系統，可實現24小時滿負荷發電。

浙江中控太陽能技術有限公司副總裁余顥繽向記者表示，在相同的儲能調峰補貼下，“光伏+光熱儲能”調峰電站的綜合上網電價低于“光伏+鋰電池”儲能；當儲能補貼高于0.12元/千瓦時的時候，“光伏+光熱”儲能調峰電站的上網電價能小于火電脫硫標桿上網電價0.3247元/千瓦時。“最重要的是，鋰電池在電站的生命周期內只需要更換兩次，首次更換成本為現價的60%，第二次更換為現價的40%。”

國家電網有限公司西北分部規劃部副主任孫驍強指出，未來我國新能源發展規模持續擴大，而靈活調節電源占比低，電力系統調峰調節能力嚴重不足。太陽能熱電站可以像氣電一樣啟停調峰，連續發電的最小出力可以降至20%，優于煤電的40%，調節速率約是常規煤電機組的2倍，汽輪機的啟動時間僅為常規煤電機組的1/3—1/4。可以與光伏、風電互補運行，實現“以新能源調節新能源”“以新能源促進新能源消納”。

新型電力系統需要圍繞兩大方面來解決一些關鍵問題，一方面是以高比例可再生能源確保電力電量供應，重點解決可靠替代火電、調峰能力提升、可再生電源發電量占比提高的問題；另一方面是電力系統安全運行。孫驍強表示：“光熱電站同時具備解決這兩大方面問題的能力，在支撐新型電力系統安全穩定運行及確保供電方面大有可為。”

行業持續發展亟需政策紓困

在電力規劃設計總院高級顧問孫銳看來，制約我國光熱發電可持續發展的主要因素，在于相關政策缺乏連續性。國家發改委在批復第一批示范項目的上網電價文件中，僅僅明確了2018年底前并網發電項目的上網電價，使得部分投資方擔心投資難以保障，放棄了項目建設。

“2020年初出臺的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，明確新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，產生了極大震動，光熱的良好發展勢頭立即跌入谷底。”孫銳指出，在當時取消電價補貼，意味著抑制了市場需求，生產企業沒有訂單，投資建設的生產線閑置，企業資金鏈斷裂，技術骨干流失，使近10年時間發展起來的產業鏈，到了“生死存亡”的境地。

金建祥持有相同意見，自2016年推出首批示范項目后，國家一直未明確下一步的支持政策，導致“光熱發電的價值，無法在現有電力市場機制下得到合理體現，現行的融資環境、土地政策、稅收政策無法為其健康發展提供有力支撐。”

金建祥建議參照抽水蓄能價格政策，落實儲能型光熱電站的價格形成機制。他還表示，“十四五”期間，可以布局建設一批“光熱+光伏/風電”多能互補示范項目，以光熱發電作為調峰手段，通過多種能源的有機整合和集成互補，緩解風光消納問題，促進可再生能源高比例應用。

在俞科看來，政策導向上應發揮光熱發電的調峰特性，引導“光熱+光伏/風電”的可再生能源基地建設模式，深入推進源網荷儲和多能互補項目建設；完善跨區峰谷分時電價政策，并將銷售電價模式向電源側傳導，體現光熱發電的基礎負荷和調峰價值，推動我國光熱產業可持續發展。