本报记者 叶伟
近日，甘肃省酒泉市阿克塞哈萨克族自治县汇东新能源“光热+光伏”试点项目（简称“阿克塞汇东新能源项目”）11960面定日镜全部安装完成。该项目是国内在建单机规模最大的塔式光热项目。
与常见的光伏电站相比，光热发电并不为人们所熟知。业内专家表示，在政策支持力度加大下，随着大型风电光伏基地建设加快推进，作为落实市场化并网条件的配套选择之一，光热发电有望迎来规模化发展新阶段。
迎来新发展热潮
阿克塞汇东新能源项目是国内首批“光热+光伏”试点项目。该项目由中国能源建设集团中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司自主开发并承担EPC总承包，总装机容量750MW，包括110MW光热发电和640MW光伏发电。项目建成后，年发电量将达17亿千瓦时，每年可节约标煤50.7万吨，减排二氧化碳147万吨，相当于植树造林近120万亩。
中国能建华东电力设计院副总经理、总工程师叶勇健介绍说，在项目的开发过程中，华东院结合当地资源，提出“光热+光伏”耦合发电的商业模式，一方面从技术上缓解了纯光伏发电的波动性和间歇性，充分发挥光热发电并网友好、快速调节、储热连续、发电稳定的优点；另一方面，以光伏发电的收益补贴光热发电的高成本，实现“光热+光伏”电站整体平价上网。
这只是我国推进光热发电行业发展的一个缩影。2023年，国家能源局提出，力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。自此，各省市自治区规划了一批风光热大基地项目，并陆续开标开建，光热发电正迎来新一波发展热潮。
数据显示，截至2023年年底，我国兆瓦级规模以上光热发电机组累计装机容量588MW。目前，我国共有11座光热电站并网发电，装机容量570MW。截至2023年年底，我国各省市自治区在建和拟建光热发电项目约43个，总装机容量480万千瓦。
国家太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长王志峰表示，光热发电兼具调峰电源和储能双重功能，随着我国新型能源体系、新型电力系统以及风光新能源大基地的加快建设，正迎来新的发展机遇。
面临诸多挑战
为推动我国光热发电技术产业化发展，国家能源局2016年启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达134.9万千瓦，开启了我国光热发电的商业化进程。经过多年发展，已建成投产了一批光热发电项目，形成了具有自主知识产权的光热产业链。但目前光行业面临着诸多挑战。
“光热发电行业尚处于大规模推广的初期阶段，不具备成本优势，未实现成熟商业化发展。”清华大学碳中和研究院院长助理、环境学院教授鲁玺表示，目前新建光热电站的度电成本为0.7-1元/千瓦时。聚光吸热、储换热系统是决定光热发电电价的重要因素，占据了整个光热电站成本的77%。
王志峰也表示，由于光热发电项目初期投资高，在没有国家电价政策和补贴的情况下，光热电站投资积极性不足，市场技术迭代机会欠缺，相关设计、施工、设备等未能有机会实现标准化、集约化，产业规模效应尚未释放，导致度电成本仍较高，阻碍了快速迈向大规模发展。
同时，光热发电技术创新仍有待提高。首航高科能源技术股份有限公司董事长黄文博说，光热发电系统中太阳岛、储能岛和发电岛的技术研究与创新仍需加强，吸热器材料及涂料等新材料、新设备国产化率仍待提高。此外，光热发电不但需要规模化发展的政策时机，更需要有成熟实战经验的技术人才与运维团队。
度电成本仍有下降空间
面对机遇与挑战，如何推动光热发电规模化发展？业内专家表示，要从做好前期规划研究、结合风光大基地项目建设、提高光热发电项目建设质量等方面，推动光热发电规模化开发。
鲁玺表示，要开展全国光热发电中长期规划布局研究，统筹谋划光热发电与风电光伏的协调发展，摸清光热电站的场址范围和可开发规模，安排好光热发电项目的建设时序。同时，需要通过技术进步，推动光热发电的度电成本至少下降一半。
王志峰建议，在风光大基地开发中，率先开展上网电价形成机制的市场化改革，研究出台光热发电机组的两部制电价，结合全国典型光热发电机组的投资成本，明确光热机组容量电价的适用范围和国家补偿标准，为光热发电投资提供一定程度稳定的预期和收入来源。
“同时，尽快开展光热发电机组对电网支撑能力的研究；不断总结现有商业化光热电站的经验，进行技术创新，提高核心设备的寿命和可靠性，降低成本；开展光热发电前沿技术示范，持续深化基础研究。”王志峰建议，尽快实施光热单机规模大、容量比例高的“光热+”一体化大基地示范项目，总结高比例“光热+”大基地项目的发电以及调峰特性，推动光热发电规模化发展。
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