光熱發電或步入發展快車道

    鋰電世界  9月22日，2016年首屆德令哈光熱大會在青海省海西州首府德令哈市召開。會議以“聚焦清潔能源高地，打造世界光熱之都”為主題，與會嘉賓就光熱產業在能源結構轉型中的作用和發展前景進行了深入探討。

    作為電力系統友好型電源，光熱發電可以有效緩解光伏和風電的出力波動，減少棄風棄光的矛盾，大幅提高電力系統的消納能力，對于加快提高可再生能源在能源結構中的比重起到積極作用。然而就在不久前，光熱發電還在靜默徐行，直到太陽能熱發電標桿電價落地。

    光熱電價開啟市場建設序幕

    “最近出臺的光熱電價和首批熱發電示范項目，是整個行業發展的良好起點。”國家能源局新能源司相關負責人說。

    其實早在十幾年前，我國對于光熱發電技術的研究就已開始，目前已有多個科研機構、高校等掌握了太陽能熱發電的技術特性，為工程應用奠定了良好的基礎。同時，多家專有技術公司開發了具有自主知識產權的技術和產品，建設了很多試驗裝置和試驗工程，包括浙江中控青海德令哈10兆瓦塔式電站、中廣核太陽能德令哈50兆瓦槽式電站等。據了解，光熱發電的設備和材料國產化率可以達到90%以上，國內設備和材料的生產能力可滿足工程需要。目前有幾十個項目在開展前期工作，首批項目已經全面啟動，總裝機容量134.9萬千瓦的20臺機組即將開工建設。

    然而此前正是由于“產業等政策”導致業主一直處于觀望態度。而今年9月1日，國家發改委下發了《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》，核定太陽能熱發電標桿上網電價為1.15元/千瓦時，由此才真正意義上拉開了光熱發電市場建設的序幕。而緊隨其后《國家能源局關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》明確了首批20個太陽能熱發電示范項目名單，這無疑給產業注入了一劑強心針。

    示范項目助推產業規模化發展

    示范項目的出臺對于促進技術產業化、培育全產業鏈生產能力，形成具有自主知識產權的先進技術以及健全政策和行業管理體系，推動產業規模化發展有重要意義。

    2010年，全球太陽能熱發電裝機只有200萬千瓦左右，而2015年底，這一數字就達到了500萬千瓦。國際上，太陽能熱發電已經處于爆發期。美國相繼建成了新月沙丘、伊凡帕等典型項目，很多發展中國家，如印度、摩納哥等也在建設太陽能熱發電的項目，并且直接替代傳統化石能源。

    在這五年間，我國太陽能熱發電產業也已經有了一定積累，十幾條試驗回路建成，在北京八達嶺建成一兆瓦的示范項目。在“十二五”后期，我國總共建成了一萬千瓦的商業化示范項目。理論研究、技術設備、整個產業鏈都具備了規模化發展的基礎，首批示范項目的落地將有助于推動產業規模化發展。

    產業發展仍面臨諸多難題

    雖然光熱電價政策和首批示范項目已經落地，但是光熱發電產業依然任重道遠。

    據電力規劃設計總院副院長孫銳介紹，目前國際市場上光熱上網電價是0.12-0.15美元，國際機構預測到2020年，商業電站發電成本可降低到0.08-0.09美元。我國開展前期項目的上網電價基本在1.18-1.25元，此次國家發改委批復第一批示范項目上網電價為1.15元。在電價構成中，投資成本和融資成本占60%以上。預計到2020年，光熱發電項目的工程造價可降低到15000元/千瓦以下，電價可以降低到0.75元/千瓦時以下。加之到今年年底，我國可再生能源的補貼缺口將達600億，如何在逐步擺脫補貼依賴的情況降本增效將是產業必須面對的難題。

    此外，由于我國棄風棄光問題突出，而太陽能熱發電地區恰恰又是消納比較困難的地區。在這種情況下，如何將光熱產業和消納結合、和新能源產業整體形勢結合是當下亟待需要解決的問題。

    “目前，非水可再生能源發電面臨的困境是：由于風力發電和光伏發電的間歇特性，在沒有儲能電站的情況下，間歇式電源只能作為電量的補充，不能作為電力的保障，因此，在系統運行中，需要可靠的電源機組為其旋轉備用。由于我國西部地區缺少抽水蓄能和燃氣機組，只能依靠燃煤機組進行調節。而燃煤機組的處理調節范圍較窄，一般為50%-100%，當無法滿足系統負荷調節要求時就不得不棄風、棄光。同時，燃煤機組處于低負荷運行狀態時，煤耗率會顯著增高，其能耗指標和經濟性都會嚴重變差。所以，以上問題需要通過調整電源結構來解決。”孫銳說。

    據了解，目前我國光熱發電的產業鏈還不夠完善，鮮有企業能夠打通全產業鏈。首批示范項目要求2018年底前投運才能享受1.15元的電價，而這將給項目法人和從事工程建設的相關單位帶來嚴峻挑戰。