近日，甘肅省酒泉市阿克塞哈薩克族自治縣匯東新能源“光熱+光伏”試點項目（簡稱“阿克塞匯東新能源項目”）11960面定日鏡全部安裝完成。該項目是國內在建單機規模最大的塔式光熱項目。

與常見的光伏電站相比，光熱發電并不為人們所熟知。業內專家表示，在政策支持力度加大下，隨著大型風電光伏基地建設加快推進，作為落實市場化并網條件的配套選擇之一，光熱發電有望迎來規模化發展新階段。

迎來新發展熱潮

阿克塞匯東新能源項目是國內首批“光熱+光伏”試點項目。該項目由中國能源建設集團中國電力工程顧問集團華東電力設計院有限公司自主開發并承擔EPC總承包，總裝機容量750MW，包括110MW光熱發電和640MW光伏發電。項目建成后，年發電量將達17億千瓦時，每年可節約標煤50.7萬噸，減排二氧化碳147萬噸，相當于植樹造林近120萬畝。

中國能建華東電力設計院副總經理、總工程師葉勇健介紹說，在項目的開發過程中，華東院結合當地資源，提出“光熱+光伏”耦合發電的商業模式，一方面從技術上緩解了純光伏發電的波動性和間歇性，充分發揮光熱發電并網友好、快速調節、儲熱連續、發電穩定的優點；另一方面，以光伏發電的收益補貼光熱發電的高成本，實現“光熱+光伏”電站整體平價上網。

這只是我國推進光熱發電行業發展的一個縮影。2023年，國家能源局提出，力爭“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。自此，各省市自治區規劃了一批風光熱大基地項目，并陸續開標開建，光熱發電正迎來新一波發展熱潮。

數據顯示，截至2023年年底，我國兆瓦級規模以上光熱發電機組累計裝機容量588MW。目前，我國共有11座光熱電站并網發電，裝機容量570MW。截至2023年年底，我國各省市自治區在建和擬建光熱發電項目約43個，總裝機容量480萬千瓦。

光熱發電兼具調峰電源和儲能雙重功能，隨著我國新型能源體系、新型電力系統以及風光新能源大基地的加快建設，正迎來新的發展機遇。

面臨諸多挑戰

為推動我國光熱發電技術產業化發展，國家能源局2016年啟動首批20個光熱發電示范項目，裝機規模總量達134.9萬千瓦，開啟了我國光熱發電的商業化進程。經過多年發展，已建成投產了一批光熱發電項目，形成了具有自主知識產權的光熱產業鏈。但目前光行業面臨著諸多挑戰。

“光熱發電行業尚處于大規模推廣的初期階段，不具備成本優勢，未實現成熟商業化發展。”清華大學碳中和研究院院長助理、環境學院教授魯璽表示，目前新建光熱電站的度電成本為0.7-1元/千瓦時。聚光吸熱、儲換熱系統是決定光熱發電電價的重要因素，占據了整個光熱電站成本的77%。

王志峰也表示，由于光熱發電項目初期投資高，在沒有國家電價政策和補貼的情況下，光熱電站投資積極性不足，市場技術迭代機會欠缺，相關設計、施工、設備等未能有機會實現標準化、集約化，產業規模效應尚未釋放，導致度電成本仍較高，阻礙了快速邁向大規模發展。

同時，光熱發電技術創新仍有待提高。首航高科能源技術股份有限公司董事長黃文博說，光熱發電系統中太陽島、儲能島和發電島的技術研究與創新仍需加強，吸熱器材料及涂料等新材料、新設備國產化率仍待提高。此外，光熱發電不但需要規模化發展的政策時機，更需要有成熟實戰經驗的技術人才與運維團隊。

度電成本仍有下降空間

面對機遇與挑戰，如何推動光熱發電規模化發展？業內專家表示，要從做好前期規劃研究、結合風光大基地項目建設、提高光熱發電項目建設質量等方面，推動光熱發電規模化開發。

魯璽表示，要開展全國光熱發電中長期規劃布局研究，統籌謀劃光熱發電與風電光伏的協調發展，摸清光熱電站的場址范圍和可開發規模，安排好光熱發電項目的建設時序。同時，需要通過技術進步，推動光熱發電的度電成本至少下降一半。

王志峰建議，在風光大基地開發中，率先開展上網電價形成機制的市場化改革，研究出臺光熱發電機組的兩部制電價，結合全國典型光熱發電機組的投資成本，明確光熱機組容量電價的適用范圍和國家補償標準，為光熱發電投資提供一定程度穩定的預期和收入來源。

“同時，盡快開展光熱發電機組對電網支撐能力的研究；不斷總結現有商業化光熱電站的經驗，進行技術創新，提高核心設備的壽命和可靠性，降低成本；開展光熱發電前沿技術示范，持續深化基礎研究。”王志峰建議，盡快實施光熱單機規模大、容量比例高的“光熱+”一體化大基地示范項目，總結高比例“光熱+”大基地項目的發電以及調峰特性，推動光熱發電規模化發展。