近日，由中国能建中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司（以下简称“西北院”）总承包建设的玉门“光热储能+光伏+风电”示范项目10万千瓦光热储能工程取得并网通知书，标志着项目具备整套启动条件，进入并网发电倒计时，该项目为全球在建最大规模熔盐线性菲涅尔光热电站。当前，三峡能源、中广核、中国能建等多个大型能源企业都在积极推动光热发电项目建设。

为加快光热发电发展，2023年4月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》提出，结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目。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。一年多时间过去，光热发电规模化发展提速明显。

新建开工机组增加

提到太阳能发电，人们脑海中通常会浮现整齐平滑的太阳能电池板方阵，这是人们对太阳能发电的普遍印象。实际上，太阳能发电家族中，还有一种重要的发电形式——太阳能光热发电。与光伏直接将光转换为电不同，光热发电技术是将太阳能转化为热能，通过热功转换过程发电。光热发电机组配置储热系统后，可实现24小时连续稳定发电，是我国构建新型能源体系的重要一环。

光热发电根据聚光集热的技术路线，一般分为塔式、槽式、线性菲涅尔式及碟式等。目前全球范围在运行电站中，糟式装机容量最大，塔式次之，线性菲涅尔式较少，碟式光热技术目前尚无商业运行电站。

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。但由于成本高昂等原因，此后几年并未延续良好发展势头。

在第一批太阳能热发电示范项目结束建设至2023年大约4年时间，国内几乎没有新建较大的光热电站。西北院是我国最早开展光热技术研发的工程设计企业，光热发电投运项目占比超过全国70%。据西北院新能源工程公司总经理高红旗观察，随着去年国家能源局及新疆、甘肃、内蒙古等省份一系列涉及支持光热发电建设的新政策发布，国内光热发电新建开工机组数量明显增加。

杜凤丽介绍，截至2023年底，我国各省份在建和拟建的太阳能热发电项目超40个，总装机容量约4800兆瓦，预计最晚将于2025年完成建设，其中约有1200兆瓦预计于2024年建成。

本批次光热电站规模增长的同时，分布区域更广，更强调调峰作用。“本批次光热电站主要跟随风光大基地同步规划实施，光热电站在这些基地中是不可或缺的调节性电源。”西北院玉门光热项目经理黎建锋介绍，以玉门“光热储能+光伏+风电”示范项目为例，整体项目建成后，年上网新能源发电量约17.5亿千瓦时，可有效破解新能源大基地大规模开发后面临的弃电问题，对于构建新型电力系统具有重要示范意义。

记者注意到，与首批示范光热电站投资主体以光热技术和装备企业为主不同，本批次投资主体多以传统电力投资企业为主，如三峡集团、国家能源集团、大唐集团、中广核、中国能建、中国电建等。

高红旗告诉记者，首批企业投资的主要动机是开发新技术，开拓新领域。新一批企业投资建设光热电站的目的，更多的是支撑自身光伏或风电业务健康发展，践行“双碳”目标。

产业配套能力增强

光热发电规模化发展的背后，是产业链逐渐完善和成本持续降低。

“光热产业已经具备规模化发展条件。”西北院科技创新中心总经理赵晓辉表示，我国光热产业链体系覆盖了从原材料到具有自主知识产权的核心装备各个环节，包括钢铁、水泥、超白玻璃、高温吸热及传储热材料、保温材料、塔式定日镜、塔式吸热器、槽式集热器、高精度传动箱、就地控制器、滑压汽轮机等。在国家第一批光热发电示范项目中，国产技术及装备的可靠性和先进性在电站投运后得到了有效验证。

在中国广核新能源控股有限公司党委副书记、总经理李光明看来，“十四五”时期以来，我国光热产业自主创新能力显著提升。通过首批光热示范项目运行实践，我国已基本掌握光热发电核心技术以及适应我国高海拔、高寒地区环境的光热电站运维技术，具备关键装备制造能力。

据不完全统计，我国现有光热发电工程相关配套企业约600家，设备国产化率超90%，产业配套能力显著增强，为后续光热发电技术大规模发展奠定了坚实基础。

更低的成本也为光热发电推广提供了前提条件。水电水利规划设计总院近日发布的《中国可再生能源工程造价管理报告2023年度》显示，早期光热发电项目造价普遍较高，单位千瓦总投资为24000元至35000元。近期项目单位造价较早期明显降低，单位千瓦总投资为13500元至23000元。

“本批次光热电站折算到每千瓦容量的单位成本明显降低。”赵晓辉分析，主要是由于光热电站在电力系统中的功能发生变化，从之前“能发尽发”的独立电源调整为“储能调峰”，配套新能源电站吸纳弃电，聚光系统规模明显减小。另外，镜场、三大主机、熔盐罐等主要设备均实现国产化，设备价格明显下降。加之上游产业技术进步、商业竞争日趋激烈，驱动系统技术成本降低。

有机构预测，如果保持一定市场和产业规模，随着设备成本和建设成本下降，我国光热发电成本还可以实现较大幅度下降，有望在“十四五”末期与燃气发电成本相当，即电价降低到0.7元/千瓦时至0.8元/千瓦时，2030年进一步下降至0.5元/千瓦时左右。届时考虑其灵活储热、可调节出力、可提供转动惯量等优势，在电力市场中将具备经济性和竞争力。

核心技术仍待提升

“双碳”目标为光热发电带来了巨大发展空间，也再次提振了行业信心。但新一轮光热发电投资热潮能否持续，还要接受核心技术等一系列挑战。

目前，制约我国光热发电可持续发展的主要因素在于相关政策缺乏连续性，比如，2016年国家发展改革委核定太阳能热发电标杆上网示范电价后，企业建设热情高涨；2020年年初出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，光热发电发展势头受到明显影响。

李光明认为，光热发电技术市场定位不明确，价格机制尚未健全。我国在建的“光热+”一体化基地项目主要通过高比例的风电、光伏装机配置一定的光热装机，但光热装机受制于平价上网的投资经济性，装机比重较低，不足以发挥光热机组对电网的支撑作用。同时，现行融资环境、相关政策无法为光热发电健康发展提供有力支撑。

专家表示，借着推动光热发电规模化发展的东风，还需鼓励有条件的地区尽快研究出台支持光热发电规模化发展的配套政策。内蒙古、甘肃、青海、新疆等光热发电重点省份能源主管部门要积极推进光热发电项目规划建设，统筹协调光伏、光热规划布局，在新能源基地建设中同步推动光热发电项目规模化、产业化发展。

另据记者了解，以熔融盐为传储热介质的第二代太阳能热发电技术是目前的主力技术，虽然已经进行工程示范，但核心设备的可靠性和寿命有待提高，聚光和储能设备成本太高，制约了光热技术发展。

赵晓辉表示，聚光器成本约占整个光热电站投资的一半，未来应侧重提高聚光准确度，减少吸热器溢出损失。目前，包括聚光器在内的关键部件生产线技术在我国发展缓慢，需要在规模化实践中完善产品质量控制技术和工艺，优化聚光、吸热和传热部件的生产线和生产工艺。同时开展百万千瓦级电/热转换方式研究，通过规模效应降低单位造价成本。