摘要：光熱發電是集光熱轉換發電、大規模儲熱和電網同步機特性，于一身的可再生能源發電方式。我國光熱發電產業鏈在首批示范項目的推動下，已初步建立，在滿足國內需求的同時，光熱發電產品開始走向國際市場。但是當前國內光熱發電產業還面臨市場規模有限、技術裝備水平有待提升、成本高、缺乏有效政策接續等問題。光熱發電亟需穩定的政策，保障產業的持續穩步發展，以促使成本下降。建議從價格政策、科技創新資金支持、多能互補一體化建設等方面，予以支持。

一、光熱發電產業優勢

光熱發電是目前已實現商業化的兩種太陽能發電技術之一，其利用聚光鏡等裝置以自動聚焦方式將太陽直射光能聚集，用于加熱介質并儲存熱能，再通過透平機組（如汽輪機或燃氣輪機）將熱能轉換為電能。光熱發電根據集熱形式不同分為塔式、槽式、菲涅爾式、碟式四類。塔式系統是利用平面反射鏡將太陽光反射到中心高塔頂部的吸熱器上，即采用點聚焦方式；槽式系統和菲涅爾式系統都是線聚焦方式，聚光反射鏡將太陽光反射到細長線型的管狀集熱器；碟式光熱發電是利用旋轉拋物面聚光鏡將太陽光聚集在集熱器上。光熱發電通常和儲熱系統結合，以塔式光熱發電技術為例，聚光鏡聚集太陽輻射進入塔頂的吸熱器，將儲熱介質從290℃加熱到565℃，存入塔下地面的高溫介質儲罐中，需要發電時將高溫儲熱介質泵入蒸汽發生器中，與水換熱產生高溫高壓過熱蒸汽，發電系統類似常規火力發電系統，蒸汽驅動汽輪機再帶動發電機發電。從光熱發電的原理、實際運行、產業發展潛力等來看，光熱發電具有如下優勢：

首先，具備持續發電能力。與光伏發電、風電具有顯著的波動性和間歇性不同，光熱發電可配置低成本的儲能設施，不僅具有良好的可持續電力輸出能力，同時可提供風電、光伏發電等波動性電源所不具備的轉動慣量和無功支撐。國際可再生能源署（IRENA）的數據顯示，西班牙有18個光熱發電站不間斷運行達三周，其中帶15小時儲能、裝機容量2萬千瓦的Gemasolar電站實現連續36天全天候運行。我國裝機容量5萬千瓦的中廣核德令哈光熱發電站連續運行32天（773小時），青海中控德令哈光熱電站連續運行12天（293小時），首航高科敦煌10萬千瓦光熱電站連續運行9天（216小時）。由于光熱發電的常規島部分與常規火電相同，因此如果有長達數天甚至數十天的無風、少光等極端天氣下，光熱發電系統可以利用天然氣補燃方式來保障電力供給。

其次，光熱發電可儲可調，可與風電、光伏形成優勢互補，有利于“三北”大型風光基地就地消納和外送消納。光熱發電儲調能力強，且提高儲調能力的邊際成本低，機組調峰深度最大可達80%，爬坡和啟停速度優于燃煤機組，可與燃氣發電相當。當風電、光伏發電大發的時候，光熱以儲熱為主，不發或者少發電，待夜間或者風小的時候將儲存的熱量通過汽輪機發電。清華大學能源互聯網研究院研究顯示，在青海安裝2200萬千瓦光伏和700萬千瓦風電，利用已有調節資源，青海電網在豐水期可連續三天全清潔能源供電；如在此基礎上配置400萬千瓦光熱發電，青海省在豐水期可實現創世界紀錄的連續30天全清潔能源發電。因此如果希望在風電和光伏發電滲透率較高時，繼續提升可再生能源電量占比，可通過配備一定規模的光熱發電，充分發揮多能互補下電力品質的效益，彌補風電和光伏不可控的不足。

第三，光熱發電可以有效承接我國煤電裝備產業。我國已經宣布不再新建境外煤電項目，同時近中期將控制煤電裝機規模，長期煤電將逐步退出。煤電作為我國的優勢產業，在產業規模、技術水平和從業人數上在全世界首屈一指，形成了完備的制造體系。煤電產業如何實現順利轉型是關系國計民生的重要課題。除了產熱方式不同外，光熱發電和煤電發電的原理相同，都需要配置常規島。根據相關企業調研，光熱產業可以充分利用煤電產業資源，包括常規島相關設計、集成、設備制造和服務等。原有煤電廠、氣電廠也可以改造成與光熱發電互補電廠，直接降低化石燃料的使用。部分關停的煤電機組可以改造為儲熱電站，僅投入少量資金通過加裝一套儲熱系統，原常規島均可利用。汽輪機廠則可以通過研制生產適用于光熱發電頻繁啟停和快速變負荷要求的主機設備，實現部分轉型。

第四，光熱發電有較大的技術進步空間和成本下降潛力。近年來，國際新投運的光熱發電電價呈現逐步下降趨勢。根據IRENA的數據顯示，光熱發電的度電成本在2010年~2020年間下降了約一半，2020年已降至0.65元/千瓦時~1.3元/千瓦時（10美分/千瓦時~20美分/千瓦時）。雖然光熱發電與風電、光伏發電相比成本高，但其可儲熱、出力可調節、響應速度堪比燃氣發電，使其在國際上有一定的應用市場。而且，通過技術進步和規模效應推動，光熱發電還有較大的成本下降潛力。國際能源署預測，2030年光熱發電電價將降至8.6美分/千瓦時，美國能源部目標是到2030年帶有12小時儲能的光熱發電電價降到5美分/千瓦時。在國內，如果在保持一定市場和產業規模，光熱發電成本可以實現較大幅度下降，其設備成本和建設成本下降是主要因素，有望在“十四五”末期達到與目前燃氣發電成本相當，即國內電價降低到0.7元/千瓦時~0.8元/千瓦時，2030年下降至0.5元/千瓦時左右，屆時考慮其靈活儲熱、可調節出力、可提供轉動慣量等優勢，在電力市場中將具備經濟性和競爭力。

二、光熱發電產業發展現狀與特征

光熱發電產業國外起步較早，在光熱發電的材料、設計、工藝及理論方面已經開展50多年的研究，并已得到商業化應用，2020年全球累計裝機容量達669萬千瓦。我國光熱發電雖然起步較晚，但是在國內示范項目的帶動下，已經初步建立了較完整的產業鏈，并實現部分產品出口國外。

其一，光熱發電項目建設處于試點示范階段。2016年，我國安排了首批光熱發電示范項目建設共20個項目，134.9萬千瓦裝機，分布在北方五個省區，電價1.15元/千瓦時。同時，國家鼓勵地方相關部門對光熱企業采取稅費減免、財政補貼、綠色信貸、土地優惠等措施，多措并舉促進光熱發電產業發展。2018年，國家能源局布置的多能互補項目中，有光熱發電項目。截至2021年底，我國光熱發電裝機容量約為59萬千瓦，共12個項目，主要分布在甘肅（21萬千瓦）、青海（21萬千瓦）、內蒙古（10萬千瓦）和新疆（5萬千瓦），另有2萬千瓦分布在其他省。從技術來看，我國首批光熱發電示范項目和多能互補項目中采用的技術以塔式技術較為常見，占比超過一半。

其二，光熱發電全產業鏈初步建立。通過首批光熱發電示范項目建設，我國光熱發電裝備制造產業鏈基本形成，光熱發電站使用的設備、材料得到了很大發展，并具備了相當的產能。在國家首批光熱發電示范項目中，設備、材料國產化率超過90%，在部分項目中，比如青海中控德令哈5萬千瓦塔式光熱發電項目，設備和材料國產化率已達到95%以上，并建立了數條光熱發電專用的部件和裝備生產線，具備了支撐光熱發電大規模發展的供應能力，年供貨量可滿足數百萬千瓦光熱發電項目裝機。當前，國內光熱發電產業鏈主要相關企業已超過500家。

其三，光熱發電產業開始走向世界。我國光熱發電制造業起步晚，但“十三五”以來技術和產業發展快速，相比國外有成本優勢，首批示范項目使我國光熱技術和產品具有了實際運行項目和經驗，開始走出國門。如中國能建和中控太陽能公司聯合體于2019年承建了希臘5萬千瓦光熱發電站項目，國家主席習近平與希臘總理米佐塔基斯共同見證了該項目的簽約儀式，這是中國光熱發電產業首次以“技術+裝備+工程+資金+運營”的完整全生命周期模式走出國門。上海電氣集團EPC總包了阿聯酋70萬千瓦光熱發電站項目，中國電建集團聯合體EPC承包了摩洛哥太陽能發電園35萬千瓦光熱發電項目。我國企業皇明太陽能公司早在2011年就向西班牙出口了長達25千米、30萬千瓦的光熱發電的核心部件鍍膜鋼管，2019年又向法國提供了16千米、0.9萬千瓦的吸熱管。

三、光熱發電產業發展瓶頸

首先，光熱發電成本依然較高。通過企業調研，當前新建光熱發電度電成本約0.9元/千瓦時~1.0元/千瓦時，仍遠高于陸上風電和光伏發電。初始投資高昂是光熱發電成本高的主要原因。以當前主流的10萬千瓦裝機、12小時儲熱塔式光熱電站為例，單位千瓦造價在2.5萬~3萬元。聚光、吸熱、儲換熱系統占據初始投資的主要部分，約占整個電站成本的77％左右，是決定光熱發電站造價高低最重要的因素。受制于國內光熱發電項目裝機規模小和政策不穩定造成的市場不穩定和延續性問題，上游設備制造企業通過首批國產化項目形成的規模化產能在近兩年嚴重開工不足，設備閑置、技術人員和熟練工人流失，也造成聚光鏡、集熱管、追蹤器、熔鹽等關鍵設備和材料的生產成本居高不下。

其次，是光熱發電的部分設備尚依賴進口。如熔鹽泵、熔鹽閥、熔鹽流量計、旋轉接頭等產品，在光熱電站中需求量有限，成本中占比低，但其工況環境嚴苛，技術參數要求高，國內產品質量相對國外不高，還以進口為主，國內廠商解決這些問題需要一定時間。此外，通過使用溫度更高、成本更低的吸熱和儲熱介質，采用超臨界二氧化碳透平技術等實現更高效率的發電技術方面，仍還有較長的路要走。

第三，產業發展嚴重依賴國家補貼。根據國家在2020年出臺的政策，2021年底前并網的光熱示范項目納入國家補貼范圍，能夠享受1.15元/千瓦時的電價；而對于2020年及之后的新增項目，政策規定將光熱發電電價補貼支持由中央轉到地方。因此，“十四五”時期或是光熱發電產業十分艱難的時期，“三北”地區省份制定單獨的電價補貼政策的可能性幾乎為零。由于新建光熱發電項目成本仍遠高于燃煤基準價，如果不采取有效措施，“十四五”光熱發電市場規模將大大萎縮，部分地方為儲備新項目所進行的大量前期工作也將浪費。需求萎縮將對我國光熱制造業造成巨大沖擊，光熱制造業將遭遇嚴冬甚至可能夭折。因此，國家補貼退出后，若無政策接續，光熱發電項目將難以為繼。

四、支持光熱發電穩步發展的相關建議

第一，要給予光熱發電穩定的價格政策。穩定的電價政策對可再生能源發展至關重要，建議借鑒2019年~2020年支持光伏發電、2020年~2022年支持生物質發電的做法，按照“以收定支”方式，在“十四五”期間每年安排一定數量的資金支持新增光熱發電項目建設。推動已建成項目納入補貼清單，同時對原投資方已明確退出的示范項目，應允許地方政府選擇合適的投資方繼續建設。

第二，通過專項資金，支持光熱發電新技術研發和新技術示范工程。建議通過可再生能源發展專項資金安排相關資金，采用類似于光伏“領跑者項目”的方式，以招標方式鼓勵技術先進、成本降低較快的技術路線，支持光熱發電先進技術研發和示范應用。同時，在國家發展改革委、科技部等科技創新項目中，安排資金支持光熱發電關鍵性或原創性技術的研究。例如，超臨界二氧化碳熱發電技術、600℃高溫槽式和塔式光熱發電技術、光熱發電與火電聯合運行技術、光熱儲能電站技術、太陽能高溫集熱和化學能耦合發電技術、光熱發電熱電聯產技術等。

第三，鼓勵風電光伏和光熱一體化項目的建設，實現產業的可持續發展。考慮到光熱發電成本在“十四五”期間仍較高，地方財政支持難度較大，基于在資源較好地區風電、光伏發電可以實現低價的前提下，建議沙漠、戈壁、荒漠大型風光基地中持續安排一定容量的光熱發電裝機，通過低價的風電、光伏發電項目平衡消化光熱發電的成本，實現風電、光伏、光熱（及水電）等多種可再生能源互補的平價上網就地消納或平價遠距離外送消納。“十五五”期間，通過電力市場建設，直接發揮光熱發電其快速響應和清潔能源優勢，確立在市場中的定位。建議在各類示范區、特高壓外送和多能互補基地建設中安排光熱發電項目，將配置一定規模的光熱發電的項目作為項目優選條件，充分發揮光熱電站儲熱可控輸出作用，進而保持光熱產業足夠的市場規模，為產業后續實現市場化發展提供基本條件。

作者簡介：常非凡，女，博士研究生，畢業于英國劍橋大學工程系。現任國家發展和改革委員會國際合作中心副研究員，從事宏觀經濟與可持續發展，新能源技術與智慧城市，公共服務與治理能力，“一帶一路”國際經貿與安全風險等研究。

注：本篇文章發表于《中國能源》雜志2022年第5期。