中國儲能網訊：近日，由中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司（簡稱：中國能建西北院）總承包建設的玉門“光熱儲能+光伏+風電”示范項目10萬千瓦光熱儲能工程取得并網通知書，標志著項目具備整套啟動條件，進入并網發(fā)電倒計時，該項目為全球在建最大規(guī)模熔鹽線性菲涅爾光熱電站。
當前，三峽能源、中廣核、中國能建等多個大型能源企業(yè)都在積極推動光熱發(fā)電項目建設。
為加快光熱發(fā)電發(fā)展，2023年4月，國家能源局發(fā)布《關于推動光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展有關事項的通知》提出，結合沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)新能源基地建設，盡快落地一批光熱發(fā)電項目。力爭“十四五”期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達到300萬千瓦左右。一年多時間過去，光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展提速明顯。
新建開工機組增加
提到太陽能發(fā)電，人們腦海中通常會浮現(xiàn)整齊平滑的太陽能電池板方陣，這是人們對太陽能發(fā)電的普遍印象。實際上，太陽能發(fā)電家族中，還有一種重要的發(fā)電形式——太陽能光熱發(fā)電。與光伏直接將光轉換為電不同，光熱發(fā)電技術是將太陽能轉化為熱能，通過熱功轉換過程發(fā)電。光熱發(fā)電機組配置儲熱系統(tǒng)后，可實現(xiàn)24小時連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電，是我國構建新型能源體系的重要一環(huán)。
光熱發(fā)電根據(jù)聚光集熱的技術路線，一般分為塔式、槽式、線性菲涅爾式及碟式等。目前全球范圍在運行電站中，槽式裝機容量最大，塔式次之，線性菲涅爾式較少，碟式光熱技術目前尚無商業(yè)運行電站。
為推動我國光熱發(fā)電技術產業(yè)化發(fā)展，國家能源局2016年啟動首批20個光熱發(fā)電示范項目，裝機規(guī)?？偭窟_134.9萬千瓦，開啟了我國光熱發(fā)電的商業(yè)化進程。但由于成本高昂等原因，此后幾年并未延續(xù)良好發(fā)展勢頭。
在第一批太陽能熱發(fā)電示范項目結束建設至2023年大約4年時間，國內幾乎沒有新建較大的光熱電站。中國能建西北院是我國最早開展光熱技術研發(fā)的工程設計企業(yè)之一，光熱發(fā)電投運項目占比超過全國70%。據(jù)中國能建西北院新能源工程公司總經理高紅旗觀察，隨著去年國家能源局及新疆、甘肅、內蒙古等省份一系列涉及支持光熱發(fā)電建設的新政策發(fā)布，國內光熱發(fā)電新建開工機組數(shù)量明顯增加。
國家太陽能光熱產業(yè)技術創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟秘書長杜鳳麗介紹，截至2023年底，我國各省份在建和擬建的太陽能熱發(fā)電項目超40個，總裝機容量約4800兆瓦，預計最晚將于2025年完成建設，其中約有1200兆瓦預計于2024年建成。
本批次光熱電站規(guī)模增長的同時，分布區(qū)域更廣，更強調調峰作用。“本批次光熱電站主要跟隨風光大基地同步規(guī)劃實施，光熱電站在這些基地中是不可或缺的調節(jié)性電源?！敝袊芙ㄎ鞅痹河耖T光熱項目經理黎建鋒介紹，以玉門“光熱儲能+光伏+風電”示范項目為例，整體項目建成后，年上網新能源發(fā)電量約17.5億千瓦時，可有效破解新能源大基地大規(guī)模開發(fā)后面臨的棄電問題，對于構建新型電力系統(tǒng)具有重要示范意義。
記者注意到，與首批示范光熱電站投資主體以光熱技術和裝備企業(yè)為主不同，本批次投資主體多以傳統(tǒng)電力投資企業(yè)為主，如三峽集團、國家能源集團、大唐集團、中廣核、中國能建、中國電建等。
高紅旗告訴記者，首批企業(yè)投資的主要動機是開發(fā)新技術，開拓新領域。新一批企業(yè)投資建設光熱電站的目的，更多的是支撐自身光伏或風電業(yè)務健康發(fā)展，踐行“雙碳”目標。
產業(yè)配套能力增強
光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展的背后，是產業(yè)鏈逐漸完善和成本持續(xù)降低。
“光熱產業(yè)已經具備規(guī)模化發(fā)展條件?！眹姨柲芄鉄岙a業(yè)技術創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟副理事長、中國能建西北院科技創(chuàng)新中心總經理趙曉輝表示，我國光熱產業(yè)鏈體系覆蓋了從原材料到具有自主知識產權的核心裝備各個環(huán)節(jié)，包括鋼鐵、水泥、超白玻璃、高溫吸熱及傳儲熱材料、保溫材料、塔式定日鏡、塔式吸熱器、槽式集熱器、高精度傳動箱、就地控制器、滑壓汽輪機等。在國家第一批光熱發(fā)電示范項目中，國產技術及裝備的可靠性和先進性在電站投運后得到了有效驗證。
在中國廣核新能源控股有限公司黨委副書記、總經理李光明看來，“十四五”時期以來，我國光熱產業(yè)自主創(chuàng)新能力顯著提升。通過首批光熱示范項目運行實踐，我國已基本掌握光熱發(fā)電核心技術以及適應我國高海拔、高寒地區(qū)環(huán)境的光熱電站運維技術，具備關鍵裝備制造能力。
據(jù)不完全統(tǒng)計，我國現(xiàn)有光熱發(fā)電工程相關配套企業(yè)約600家，設備國產化率超90%，產業(yè)配套能力顯著增強，為后續(xù)光熱發(fā)電技術大規(guī)模發(fā)展奠定了堅實基礎。
更低的成本也為光熱發(fā)電推廣提供了前提條件。水電水利規(guī)劃設計總院近日發(fā)布的《中國可再生能源工程造價管理報告2023年度》顯示，早期光熱發(fā)電項目造價普遍較高，單位千瓦總投資為24000元至35000元。近期項目單位造價較早期明顯降低，單位千瓦總投資為13500元至23000元。
“本批次光熱電站折算到每千瓦容量的單位成本明顯降低?！壁w曉輝分析，主要是由于光熱電站在電力系統(tǒng)中的功能發(fā)生變化，從之前“能發(fā)盡發(fā)”的獨立電源調整為“儲能調峰”，配套新能源電站吸納棄電，聚光系統(tǒng)規(guī)模明顯減小。另外，鏡場、三大主機、熔鹽罐等主要設備均實現(xiàn)國產化，設備價格明顯下降。加之上游產業(yè)技術進步、商業(yè)競爭日趨激烈，驅動系統(tǒng)技術成本降低。
有機構預測，如果保持一定市場和產業(yè)規(guī)模，隨著設備成本和建設成本下降，我國光熱發(fā)電成本還可以實現(xiàn)較大幅度下降，有望在“十四五”末期與燃氣發(fā)電成本相當，即電價降低到0.7元/千瓦時至0.8元/千瓦時，2030年進一步下降至0.5元/千瓦時左右。屆時考慮其靈活儲熱、可調節(jié)出力、可提供轉動慣量等優(yōu)勢，在電力市場中將具備經濟性和競爭力。
核心技術仍待提升
“雙碳”目標為光熱發(fā)電帶來了巨大發(fā)展空間，也再次提振了行業(yè)信心。但新一輪光熱發(fā)電投資熱潮能否持續(xù)，還要接受核心技術等一系列挑戰(zhàn)。
目前，制約我國光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展的主要因素在于相關政策缺乏連續(xù)性，比如，2016年國家發(fā)展改革委核定太陽能熱發(fā)電標桿上網示范電價后，企業(yè)建設熱情高漲；2020年年初出臺的《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》明確，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，光熱發(fā)電發(fā)展勢頭受到明顯影響。
李光明認為，光熱發(fā)電技術市場定位不明確，價格機制尚未健全。我國在建的“光熱+”一體化基地項目主要通過高比例的風電、光伏裝機配置一定的光熱裝機，但光熱裝機受制于平價上網的投資經濟性，裝機比重較低，不足以發(fā)揮光熱機組對電網的支撐作用。同時，現(xiàn)行融資環(huán)境、相關政策無法為光熱發(fā)電健康發(fā)展提供有力支撐。
專家表示，借著推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展的東風，還需鼓勵有條件的地區(qū)盡快研究出臺支持光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展的配套政策。內蒙古、甘肅、青海、新疆等光熱發(fā)電重點省份能源主管部門要積極推進光熱發(fā)電項目規(guī)劃建設，統(tǒng)籌協(xié)調光伏、光熱規(guī)劃布局，在新能源基地建設中同步推動光熱發(fā)電項目規(guī)模化、產業(yè)化發(fā)展。
另據(jù)記者了解，以熔融鹽為傳儲熱介質的第二代太陽能熱發(fā)電技術是目前的主力技術，雖然已經進行工程示范，但核心設備的可靠性和壽命有待提高，聚光和儲能設備成本太高，制約了光熱技術發(fā)展。
趙曉輝表示，聚光器成本約占整個光熱電站投資的一半，未來應側重提高聚光準確度，減少吸熱器溢出損失。目前，包括聚光器在內的關鍵部件生產線技術在我國發(fā)展緩慢，需要在規(guī)?；瘜嵺`中完善產品質量控制技術和工藝，優(yōu)化聚光、吸熱和傳熱部件的生產線和生產工藝。同時開展百萬千瓦級電/熱轉換方式研究，通過規(guī)模效應降低單位造價成本。
