光熱是未來能源體系中的重要一環(huán)

:由中國改革報社《能源發(fā)展》周刊主辦、北京國發(fā)智慧能源技術研究院承辦的“第五屆能源創(chuàng)新與發(fā)展論壇”日前在京閉幕，電力規(guī)劃設計總院原副院長孫銳在主旨演講中指出，聚光儲熱發(fā)電是集發(fā)電和儲能為一身的可再生能源發(fā)電方式，電力輸出穩(wěn)定可靠、調節(jié)性能優(yōu)越，可以作為電力系統(tǒng)中的主力機組承擔基本負荷，也可以承擔高峰負荷，可參與電力系統(tǒng)的一次調頻和二次調頻，并能夠減少電力系統(tǒng)對儲能電站容量的需求，在西北的電力外送通道送出端配置聚光儲熱發(fā)電機組，替代煤電機組，可顯著提升輸電通道的可再生能源電力比重。

（來源：微信公眾號“能源發(fā)展與政策”ID：nyfzwww）

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，隨著光伏、風電等新能源發(fā)電裝機大規(guī)模涌現(xiàn)，對于調峰電源的需求也將大幅上升，作為兼具綠色與可調功能的新型電源，光熱將在未來能源體系中扮演重要的角色。

光熱發(fā)電增強電網(wǎng)的穩(wěn)定性

配置儲熱系統(tǒng)的光熱發(fā)電機組能夠保持穩(wěn)定的電力輸出，可以作為電力系統(tǒng)中的主力機組承擔基本負荷，也可以作為電力系統(tǒng)中的調峰機組承擔高峰負荷。相比燃煤發(fā)電，光熱發(fā)電機組調節(jié)特性更優(yōu)，可迅速響應電網(wǎng)負荷需求，快速調節(jié)機組的出力，可以參與電力系統(tǒng)調峰和調頻。

光熱電站是清潔能源中具備儲能功能的少數(shù)技術方案之一，有利于風、光集中發(fā)電時出力的調節(jié)，降低風、光棄用比例，增強電網(wǎng)的穩(wěn)定性。據(jù)孫銳測算，以新疆電網(wǎng)為例，安裝光熱發(fā)電機組500萬千瓦，可減少棄風棄光電量37.6%。

圖1 新疆地區(qū)光熱新增裝機與減少棄風棄光電量占比的關系

在國際可再生能源署IRENA發(fā)布的《張家口2050年能源轉型戰(zhàn)略》中，2035年正常情境下，可再生能源份額達53%；而通過加強電氣化或氫能利用，可再生能源份額會繼續(xù)增加，達到75%。通過對比一次能源發(fā)電量，光熱發(fā)電增長明顯，是煤電減少后支撐可再生能源的有效手段之一。

圖2 張家口2035年多種情景下光熱發(fā)電量對比

另外，在煤電裝機停批緩建的背景下，可再生能源特高壓外送通道外送能力將受調峰電力不足的影響。通過建設光熱電站替代被停建的煤電，風、光等可變可再生能源外送能力將會加強。

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，光熱發(fā)電具備儲能能力，在大規(guī)模儲能方面具有較大優(yōu)勢，適合作為基荷和調峰電源增加風電和光伏發(fā)電的裝機規(guī)模并降低棄用率，對逐步降低煤電比重，減少碳排放等都具有重要意義。

我國光熱發(fā)電潛力巨大

與風電和光伏相似，我國的光熱資源也非常豐富。通常光熱發(fā)電能力由當?shù)靥栔苯虞椛淞繘Q定，內蒙古自治區(qū)西部、甘肅省西北部、青海海西州和新疆自治區(qū)東部等區(qū)域年太陽直接輻射量超過1800kWh/m2，非常適宜進行光熱發(fā)電項目的建設。據(jù)統(tǒng)計，上述四省適宜建設光熱發(fā)電基地的國土面積約78萬km2，可建設光熱發(fā)電項目約7800GW。

圖3 中國直接輻射量分布圖

據(jù)孫銳測算，考慮光資源、土地資源和水資源情況，我國光熱發(fā)電裝機容量在2030、2035和2050年可以分別實現(xiàn)1.2億千萬、2.2億千瓦、5.2億千瓦。

成本下降有賴規(guī)?；瘧?/strong>

根據(jù)IRENA《RE Capacity Statistics 2019》中的數(shù)據(jù)，路上風電、光伏發(fā)電和光熱發(fā)電從2010年至2018年全球和中國新增裝機量見圖4，新增裝機中國占比如圖5。與光熱發(fā)電不同，光伏發(fā)電從2013年起開始顯著增長并持續(xù)高位發(fā)展，中國新增光伏裝機長期保持全球領先。

圖4 全球及中國部分可再生能源年新增裝機

圖5 中國部分可再生能源新增裝機在全球的占比

補貼政策上對比來看，光伏發(fā)電在2011年出臺地面電站標桿電價政策，補貼強度1.15元/KWh，2013年降為1元/KWh，2014年后西部一類地區(qū)降為0.9元/KWh，此后數(shù)次降低，直到2018年調整為0.5元/KWh。光熱發(fā)電在2016針對示范項目出臺1.15元/KWh補貼政策，至今尚未有新政策出臺。

國發(fā)能研院、綠能智庫通過梳理發(fā)現(xiàn)，光伏和光熱在國內幾乎同時起步，但差距在2013年后被迅速拉大，這從圖6中可以找到一些答案。光伏系統(tǒng)造價持續(xù)降低，2018年比2013年平均降低52.9%，光熱系統(tǒng)成本則僅降低17.5%。

電站系統(tǒng)成本的顯著降低歸因于規(guī)模的擴大和產(chǎn)業(yè)鏈完善。就光伏來說，是中國少有的生產(chǎn)端、應用端均全球領先的行業(yè)，據(jù)統(tǒng)計，2013年太陽能硅片、電池、組件全球前十大廠商中中國企業(yè)分別占據(jù)70%、60%和60%，而當年，中國光伏新增容量占全球比重剛突破30%。

圖6 各種可再生能源電站建造成本（2010-2018）

而光熱產(chǎn)業(yè)鏈遠未像光伏一樣壯大，據(jù)了解，業(yè)務單純聚焦于光熱發(fā)電市場的企業(yè)普遍運營較困難，國內現(xiàn)有市場不足以支撐其獲得健康發(fā)展。相應的，絕大多數(shù)供應商也不僅僅依靠光熱市場，由于規(guī)模有限，對光熱領域的投入也有限。

但從CSPPLAZA了解到的數(shù)據(jù)表明，我國光熱發(fā)展正在出現(xiàn)快速發(fā)展的跡象。2018年，全球光熱發(fā)電建成裝機容量新增936兆瓦，總裝機在2017年5133兆瓦的基礎上增至6069兆瓦，增幅為18.23%。其中，中國光熱發(fā)電市場新增裝機215兆瓦，占全球總新增裝機量的22.97%，這顯然比IRENA數(shù)據(jù)更加令人樂觀。

截至2018年底，我國共有10個示范項目在實質性建設，包括了首批示范項目中的9個，以及魯能50兆瓦的塔式項目，見表1。

表1實質性建設的光熱示范項目

國內上游企業(yè)也在快速增多，據(jù)統(tǒng)計，截至2018年底，我國具有槽式玻璃反射鏡生產(chǎn)線6條，槽式真空吸熱管生產(chǎn)線10條，機械傳動箱生產(chǎn)線5條，液壓傳動生產(chǎn)線2條，導熱油生產(chǎn)線3條，熔融鹽生產(chǎn)線3條，定日鏡生產(chǎn)線5條，槽式集熱器生產(chǎn)線3條，塔式吸熱器生產(chǎn)線3條。得益于示范項目的帶動，孫銳表示，設備國產(chǎn)化率超過90%。

更可喜的是，已有眾多中國企業(yè)參與到國際光熱市場中，2018年，上海電氣成功中標迪拜950兆瓦光熱光伏混合發(fā)電項目，2019年，我國企業(yè)參加總包的摩洛哥250MW槽式、150MW塔式光熱電站相繼投運。

IRENA《Renewable Power Generations Costs in 2018》數(shù)據(jù)顯示，2018年全球新增光熱加權平均價格在USD 0.185/KWh（圖7），比2017年下降26%，比2016年下降46%，這主要得益于中國等新興市場的貢獻。

圖7 各種電站級可再生能源LCOE（2010-2018）

盡管取得了快速下降，但光熱電站建設成本和LCOE目前仍是制約光熱規(guī)?；l(fā)展的最大挑戰(zhàn)。

國網(wǎng)青海省電力公司發(fā)售部主任張桂紅曾在2018年一次論壇上表示，青海海南州到河南駐馬店的特高壓外送通道，規(guī)劃消納新能源1835萬千瓦，其中風電500萬，光伏1200萬，光熱是135萬千瓦。到2025年，海西州配套的1000萬的光熱，加上海南州300萬，還有總共1300萬千瓦的光熱電站。光熱技術的創(chuàng)新進步需要加快，“如果電價很高，售端市場就沒有接納的能力”。

國發(fā)能研院、綠能智庫認為，2018年以來，國內光熱市場出現(xiàn)明顯起色，產(chǎn)業(yè)鏈逐步完善，建造成本下降明顯，國外市場參與度不斷增加，這些都有利于光熱產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。但限于資源、技術成熟度等，光熱大規(guī)模發(fā)展只能遠離東部、南部等負荷集中的地區(qū)，并在西部與風電和光伏發(fā)電協(xié)同發(fā)展。把握好光熱電站的戰(zhàn)略意義和定位，扎實做好全產(chǎn)業(yè)鏈降本提效，光熱應用規(guī)模會快速擴大，有望與相關政策形成良性共振，與化學儲能形成優(yōu)勢互補，并成為未來我國以可再生能源為主體的能源體系中的重要一環(huán)。

來源：國發(fā)能研院、綠能智庫

原標題:行業(yè)研報 | 光熱是未來能源體系中的重要一環(huán)