“目前光热发电的形势比以前好”“光热可参与电网深度调峰”“必须重视光热发电在整个新能源发电系统中的价值”……记者近日采访发现，在我国加速构建“以新能源为主体的新型电力系统”的过程中，光热被普遍看好。
但与光伏项目相比，光热项目整体规模小、投资价格高，储能优势还未体现出来。特别是行业政策缺乏连续性，光热发展仍存在诸多瓶颈。
“是构建新型电力系统的支撑性技术”
浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥向记者介绍，太阳能热发电自带大规模、低成本、安全环保的储能系统，可替代火电成为电力系统的基荷电源。中控德令哈50兆瓦塔式熔盐储能太阳能光热发电项目配置了7小时储能，实现了292.8小时不间断稳定运行。
常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科接受记者采访时说：“中核龙腾内蒙古乌拉特100兆瓦槽式光热示范电站的投运，有效缓解了蒙西电网晚高峰结构性缺电现象。”
俞科告诉记者，太阳能热发电机组配置储热系统，发电功率稳定可靠，可实现24小时连续稳定发电，可提高风电、光伏等间歇性可再生能源消纳比例，并可作为离网系统的基础负荷电源。同时，启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组，可深度参与电网调峰。此外，还可根据电网用电负荷的需要，参与电力系统的一次调频和二次调频，确保电网频率稳定，保证电网安全。
太阳能热发电对电网的“友好性”正逐渐得到认可。国网能源研究院副院长蒋莉萍日前指出，太阳能热发电具有常规电源的可调度性，同时又是清洁能源，是构建新型电力系统的重要支撑性技术。
作为储能电源更具经济性
记者在采访中了解到，光热更像是一种“不要钱”的储能电源。通过配置更大容量的储能系统，可大幅提升电力系统的调节能力，如配置15小时的储热系统，可实现24小时满负荷发电。
浙江中控太阳能技术有限公司副总裁余颢缤向记者表示，在相同的储能调峰补贴下，“光伏+光热储能”调峰电站的综合上网电价低于“光伏+锂电池”储能；当储能补贴高于0.12元/千瓦时的时候，“光伏+光热”储能调峰电站的上网电价能小于火电脱硫标杆上网电价0.3247元/千瓦时。“最重要的是，锂电池在电站的生命周期内只需要更换两次，首次更换成本为现价的60%，第二次更换为现价的40%。”
国家电网有限公司西北分部规划部副主任孙骁强指出，未来我国新能源发展规模持续扩大，而灵活调节电源占比低，电力系统调峰调节能力严重不足。太阳能热电站可以像气电一样启停调峰，连续发电的最小出力可以降至20%，优于煤电的40%，调节速率约是常规煤电机组的2倍，汽轮机的启动时间仅为常规煤电机组的1/3—1/4。可以与光伏、风电互补运行，实现“以新能源调节新能源”“以新能源促进新能源消纳”。
新型电力系统需要围绕两大方面来解决一些关键问题，一方面是以高比例可再生能源确保电力电量供应，重点解决可靠替代火电、调峰能力提升、可再生电源发电量占比提高的问题；另一方面是电力系统安全运行。孙骁强表示：“光热电站同时具备解决这两大方面问题的能力，在支撑新型电力系统安全稳定运行及确保供电方面大有可为。”
行业持续发展亟需政策纾困
在电力规划设计总院高级顾问孙锐看来，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。国家发改委在批复第一批示范项目的上网电价文件中，仅仅明确了2018年底前并网发电项目的上网电价，使得部分投资方担心投资难以保障，放弃了项目建设。
“2020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，产生了极大震动，光热的良好发展势头立即跌入谷底。”孙锐指出，在当时取消电价补贴，意味着抑制了市场需求，生产企业没有订单，投资建设的生产线闲置，企业资金链断裂，技术骨干流失，使近10年时间发展起来的产业链，到了“生死存亡”的境地。
金建祥持有相同意见，自2016年推出首批示范项目后，国家一直未明确下一步的支持政策，导致“光热发电的价值，无法在现有电力市场机制下得到合理体现，现行的融资环境、土地政策、税收政策无法为其健康发展提供有力支撑。”
金建祥建议参照抽水蓄能价格政策，落实储能型光热电站的价格形成机制。他还表示，“十四五”期间，可以布局建设一批“光热+光伏/风电”多能互补示范项目，以光热发电作为调峰手段，通过多种能源的有机整合和集成互补，缓解风光消纳问题，促进可再生能源高比例应用。
在俞科看来，政策导向上应发挥光热发电的调峰特性，引导“光热+光伏/风电”的可再生能源基地建设模式，深入推进源网荷储和多能互补项目建设；完善跨区峰谷分时电价政策，并将销售电价模式向电源侧传导，体现光热发电的基础负荷和调峰价值，推动我国光热产业可持续发展。
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