光热发电或步入发展快车道

9月22日，2016年首届德令哈光热大会在青海省海西州首府德令哈市召开。会议以“聚焦清洁能源高地，打造世界光热之都”为主题，与会嘉宾就光热产业在能源结构转型中的作用和发展前景进行了深入探讨。

作为电力系统友好型电源，光热发电可以有效缓解光伏和风电的出力波动，减少弃风弃光的矛盾，大幅提高电力系统的消纳能力，对于加快提高可再生能源在能源结构中的比重起到积极作用。然而就在不久前，光热发电还在静默徐行，直到太阳能热发电标杆电价落地。

光热电价开启市场建设序幕

“最近出台的光热电价和首批热发电示范项目，是整个行业发展的良好起点。”国家能源局新能源司相关负责人说。

其实早在十几年前，我国对于光热发电技术的研究就已开始，目前已有多个科研机构、高校等掌握了太阳能热发电的技术特性，为工程应用奠定了良好的基础。同时，多家专有技术公司开发了具有自主知识产权的技术和产品，建设了很多试验装置和试验工程，包括浙江中控青海德令哈10兆瓦塔式电站、中广核太阳能德令哈50兆瓦槽式电站等。据了解，光热发电的设备和材料国产化率可以达到90%以上，国内设备和材料的生产能力可满足工程需要。目前有几十个项目在开展前期工作，首批项目已经全面启动，总装机容量134.9万千瓦的20台机组即将开工建设。

然而此前正是由于“产业等政策”导致业主一直处于观望态度。而今年9月1日，国家发改委下发了《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时，由此才真正意义上拉开了光热发电市场建设的序幕。而紧随其后《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》明确了首批20个太阳能热发电示范项目名单，这无疑给产业注入了一剂强心针。

示范项目助推产业规模化发展

示范项目的出台对于促进技术产业化、培育全产业链生产能力，形成具有自主知识产权的先进技术以及健全政策和行业管理体系，推动产业规模化发展有重要意义。

2010年，全球太阳能热发电装机只有200万千瓦左右，而2015年底，这一数字就达到了500万千瓦。国际上，太阳能热发电已经处于爆发期。美国相继建成了新月沙丘、伊凡帕等典型项目，很多发展中国家，如印度、摩纳哥等也在建设太阳能热发电的项目，并且直接替代传统化石能源。

在这五年间，我国太阳能热发电产业也已经有了一定积累，十几条试验回路建成，在北京八达岭建成一兆瓦的示范项目。在“十二五”后期，我国总共建成了一万千瓦的商业化示范项目。理论研究、技术设备、整个产业链都具备了规模化发展的基础，首批示范项目的落地将有助于推动产业规模化发展。

产业发展仍面临诸多难题

虽然光热电价政策和首批示范项目已经落地，但是光热发电产业依然任重道远。

据电力规划设计总院副院长孙锐介绍，目前国际市场上光热上网电价是0.12-0.15美元，国际机构预测到2020年，商业电站发电成本可降低到0.08-0.09美元。我国开展前期项目的上网电价基本在1.18-1.25元，此次国家发改委批复第一批示范项目上网电价为1.15元。在电价构成中，投资成本和融资成本占60%以上。预计到2020年，光热发电项目的工程造价可降低到15000元/千瓦以下，电价可以降低到0.75元/千瓦时以下。加之到今年年底，我国可再生能源的补贴缺口将达600亿，如何在逐步摆脱补贴依赖的情况降本增效将是产业必须面对的难题。

此外，由于我国弃风弃光问题突出，而太阳能热发电地区恰恰又是消纳比较困难的地区。在这种情况下，如何将光热产业和消纳结合、和新能源产业整体形势结合是当下亟待需要解决的问题。

“目前，非水可再生能源发电面临的困境是：由于风力发电和光伏发电的间歇特性，在没有储能电站的情况下，间歇式电源只能作为电量的补充，不能作为电力的保障，因此，在系统运行中，需要可靠的电源机组为其旋转备用。由于我国西部地区缺少抽水蓄能和燃气机组，只能依靠燃煤机组进行调节。而燃煤机组的处理调节范围较窄，一般为50%-100%，当无法满足系统负荷调节要求时就不得不弃风、弃光。同时，燃煤机组处于低负荷运行状态时，煤耗率会显著增高，其能耗指标和经济性都会严重变差。所以，以上问题需要通过调整电源结构来解决。”孙锐说。

据了解，目前我国光热发电的产业链还不够完善，鲜有企业能够打通全产业链。首批示范项目要求2018年底前投运才能享受1.15元的电价，而这将给项目法人和从事工程建设的相关单位带来严峻挑战。