光熱發電：裝置日趨完善 模式逐漸成熟

日前，由中國能建中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司（以下簡稱中國能建西北院）總承包建設的玉門“光熱儲能+光伏+風電”示範項目10萬千瓦光熱儲能工程取得并網通知書，标志着項目具備整套啟動條件，進入并網發電倒計時。該項目為全球在建最大規模熔鹽線性菲涅爾光熱電站。

　　近年來，随着促進實作“雙碳”目标相關工作全面推進，三峽能源、中廣核、中國能建等多個大型能源企業都在積極推動光熱發電項目建設。

　　光熱發電受重視

　　所謂光熱發電，就是将太陽能轉化為熱能，通過熱功轉換過程發電。作為太陽能發電家族中的一員，根據聚光集熱的技術路線，一般分為塔式、槽式、線性菲涅爾式及碟式等光熱發電系統。

　　“與光伏直接将光轉換為電不同，光熱發電主要依靠太陽能熱集中器将太陽光聚焦在一個特定的區域上，使得該區域的溫度升高進而産生蒸汽，通過蒸汽驅動渦輪機發電。”胡楊新能創始人盧洋告訴中國城市報記者，光熱發電技術具有環境友好、可再生、高效等特點，其機組配置儲熱系統後，可實作24小時連續穩定發電，是大陸建構新型能源體系的重要一環。

　　2016年，國家能源局啟動首批20個光熱發電示範項目，裝機規模總量達134.9萬千瓦，标志着大陸光熱發電進入商業化程序。但由于成本高昂等原因，此後幾年并未延續良好發展勢頭。

　　為了更好發展光熱發電，2023年4月，國家能源局釋出《關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》，提出結合沙漠、戈壁、荒漠地區新能源基地建設，盡快落地一批光熱發電項目。力争“十四五”期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬千瓦左右。

　　一年多時間過去，光熱發電規模化發展提速明顯。

　　中國城市報記者在采訪中了解到，除了國家能源局的大力推動外，新疆、甘肅、内蒙古等省份為了支援光熱發電建設，頒布了一系列利好政策，國内光熱發電建立開工機組數量明顯增加。據國家太陽能光熱産業技術創新戰略聯盟秘書長杜鳳麗介紹，截至2023年底，大陸各省份在建和拟建的太陽能熱發電項目超40個，總裝機容量約4800兆瓦，預計最晚将于2025年完成建設，其中約有1200兆瓦預計于2024年建成。

　　“貴”成為發展掣肘

　　在衆多技術路徑中，塔式光熱發電系統作為目前光熱發電最主流的方式，通過大量可以自由轉動的定日鏡追逐太陽，再以聚焦方式将太陽能直射光反射到中間高聳的吸熱塔上，塔上的吸熱器會加熱流經的熔鹽，将熱量帶到附近的儲熱罐中儲存。

　　硝酸鹽混合物或碳酸鹽混合物制成的熔鹽作為傳熱媒體，其600攝氏度的沸點能更好地儲存熱量。具體來看，熔鹽泵會将低溫儲熱罐裡290攝氏度左右的熔鹽源源不斷地運送到吸熱器中，吸熱後熔鹽溫度會升高至560攝氏度以上，之後會通過管道運送至地面的高溫儲熱罐中。“這種儲能方式對應的就是光伏系統中的锂電池儲能，隻不過一種是熱儲能，一種是電化學儲能。”一位業内人士告訴中國城市報記者，高溫熔鹽被送至蒸汽發生器，産生出高溫高壓的蒸汽，推動蒸汽輪機發電機組發電，光能至此就被轉化為了電能。

　　“雖然目前光熱發電裝置和材料國産化率達到90%以上，但部分零部件如熔鹽閥等眼下主要還是依靠進口。”國務院國資委研究中心主任衣學東說。

　　水電水利規劃設計總院釋出的《中國可再生能源工程造價管理報告2023年度》顯示，早期光熱發電項目造價普遍較高，機關千瓦總投資為2.4萬元至3.5萬元。近期項目機關造價較早期明顯降低，機關千瓦總投資為1.35萬元至2.3萬元。

　　“原始成本太高是制約行業發展的一個重要原因。”一位長期從事光熱發電項目的負責人向中國城市報記者解釋，以目前常見的10萬千瓦裝機、8小時儲熱的塔式光熱電站為例，機關千瓦造價最低要1.2萬元，最高能接近2萬元。大面積的聚光系統，再加上吸熱與儲熱系統，能占到整個電站成本的八成以上。

　　而根據國際可再生能源署釋出的報告，光熱發電路線的度電成本高達0.108美元/千瓦時，同期的光伏度電成本僅為0.056美元/千瓦時，海上風電和水電為0.084美元/千瓦時和0.044美元/千瓦時。

　　除了成本太高之外，光熱發電項目對地理環境也有着較高要求。

　　“光熱電站，特别是塔式光熱發電系統，需要較大的場地來布置聚光反射鏡，以便有效地聚焦太陽光能。這就意味着大型電站最好是在沙漠、戈壁、荒漠等地區建設。如此就比光伏電站對環境的要求更為嚴格。”上述業内人士說。

　　此外，相關政策缺乏連續性、技術市場定位不明确、價格機制尚未健全等也制約了光熱發電的發展。

　　“光熱裝機受制于平價上網的投資經濟性，裝機比重較低，不足以發揮光熱機組對電網的支撐作用。同時，現行融資環境、相關政策無法為光熱發電健康發展提供有力支撐。”中國廣核新能源控股有限公司黨委副書記、總經理李光明說。

　　“光熱+”前景廣闊

　　随着光熱電站在電力系統中的功能發生變化，從之前“能發盡發”的獨立電源調整為“儲能調峰”，配套新能源電站吸納棄電，聚光系統規模明顯減小。是以光熱電站在規模增長的同時，分布區域變得更廣，更強調調峰作用。

　　“光熱發電與風電光伏一體化産業鍊長，可消化提升特種玻璃、鋼鐵、水泥、熔融鹽等傳統産業，還可帶動新材料、智能控制等新興産業發展。”廈門大學中國能源經濟研究中心教授孫傳旺說。

　　“現在光熱的出現一般是伴随着光伏、風電等新能源項目，起到優勢互補的作用。光熱發電系統輸出的是交流電，可以視為一個小型發電廠，擁有更好的調峰性能。”上述業内人士說，“以甘肅省瓜洲光熱儲能項目為例，該項目由40萬千瓦風電、20萬千瓦光伏以及10萬千瓦光熱發電共同構成，今年底正式投産發電後，按照負責機關三峽能源的計算，項目将作為基礎調節電源，與周邊光伏和風電形成總裝機規模70萬千瓦的多能互補清潔能源基地，年發電量将達到18億千瓦時。”

　　“風光熱一體化建設不僅可以推動光熱發電技術進步和産業化，也使得電力送出更穩定，光熱發電的儲能優勢比電化學儲能及其他方式更為顯著。”在内蒙古太陽能行業協會會長溫建亮看來，風光電站和光熱發電站一體化建設，可以發揮光熱發電站的儲能和調峰優勢，為風光電送出提供更友好的電力。

　　“光熱電站主要跟随風光大基地同步規劃實施，光熱電站在這些基地中是不可或缺的調節性電源。”中國能建西北院玉門光熱項目相關負責人介紹，以玉門“光熱儲能+光伏+風電”示範項目為例，整體項目建成後，年上網新能源發電量約17.5億千瓦時，可有效破解新能源大基地大規模開發後面臨的棄電問題，對于建構新型電力系統具有重要示範意義。

　　光熱的下一步該如何發展？在業内看來，除了提升光熱配比來進一步發揮光熱發電的調節性能外，培育新質生産力、降低裝置成本也是發展重點。

　　“要推動光熱發電與風電光伏一體化項目主要裝置實作全面國産化，降低裝置價格，減少驅動系統技術成本。同時積極開展綠色電力交易試點，适時将地方電力交易中心納入國家綠色電力證書交易平台，完善本地電力市場建設，以市場化方式促進新能源健康發展和高效消納。此外，還要調整光熱電站功能，降低綜合成本；推動一體化項目中光熱電站功能由‘能發盡發’的獨立電源轉變為‘儲能調峰’的靈活裝置，配套新能源電站吸納棄電，減小聚光系統規模。”孫傳旺說。

■中國城市報記者 康克佳