明確太陽能熱發電戰略定位促進技術發展

　　摘 要：太陽能熱發電技術具有安全性高、電力品質高、儲能規模大、可雙向連接電網的優勢，在“碳達峰、碳中和” 戰略中具有不可替代的地位，在構建以新能源為主體的新型電力系統中將發揮中堅作用。通過近20年的發展，我國太陽能熱發電產業成熟度高，產業鏈完整，國內已投運項目的設備國產化率超過90%，具備大規模應用發展的條件。對太陽能熱發電科技引領突破，產業規模發展大幅度降低成本，與光伏風電打捆參與電力市場促進太陽能熱發電產業發展等方面進行分析，并提出了建議。

　　關鍵詞：太陽能熱發電;碳達峰;碳中和;新型電力系統;電力市場;戰略定位

　　志峰; 何雅玲; 康重慶; 王偉勝; 杜鳳麗， 華電技術 發表時間：2021-11-15

　　0 引言

　　太陽能熱發電是集光熱轉換發電、大規模儲熱和電網同步機特性于一身的可再生能源發電方式。太陽能熱發電具有長時間儲能能力且采用汽輪機同步發電機技術，可滿足現有交流同步電力系統的慣量、故障穿越、電壓/頻率響應等技術要求，可為綠色低碳電力系統提供可靠的保障與支撐，將在構建以新能源為主體的新型電力系統中發揮中堅作用。國家主席習近平 2021 年 9 月 21 日出席第七十六屆聯合國大會一般性辯論并發表題為《堅定信心 共克時艱 共建更加美好的世界》的重要講話，指出：中國將力爭 2030 年前實現碳達峰、2060 年前實現碳中和，這需要付出艱苦努力，但我們會全力以赴。中國將大力支持發展中國家能源綠色低碳發展，不再新建境外煤電項目。太陽能熱發電這種唯一具有穩定可控特性的可再生能源發電將進入更加快速的發展期。

　　從“十五”期間開始，在科技部、國家發改委、財政部、國家能源局以及國家自然科學基金委等部委的支持下，我國在太陽能熱發電技術的科研與商業化推廣方面取得了長足的進步。截至 2020 年 12 月，我國太陽能熱發電已有 3座實驗電站、8座商業化電站建成并網發電，總裝機容量超過 500 MW。中國企業在國外總包建成和在建的電站裝機容量達到1 000 MW。我國太陽能熱發電核心技術，具有完全自主知識產權的產業鏈已基本形成，關鍵設備部件已全部可國產，產業規模化發展蓄勢待發。隨著產業鏈基本形成和逐步穩定，電價也逐步加快下降步伐。2020年年初，財政部、國家發改委、國家能源局發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》(財建〔2020〕4 號)提出，2021 年 12 月 31 日后新增太陽能熱發電項目不再納入中央財政補貼范圍。太陽能光熱產業面臨新的要求和挑戰，需要政府、行業和企業群策群力，共同研究和推進光熱技術和產業持續健康發展的措施。

　　1 太陽能熱發電在“雙碳”目標中的重要作用

　　“雙碳”戰略目標提出，到2060年前中國將實現碳中和，可再生能源占一次能源消費比達到 70%以上。風力發電和光伏發電具有“極熱無風”“晚峰無光”等特點和“大裝機、小電量”特征[1]，隨著“碳達峰”和“碳中和”的推進，高比例、間歇性和波動性的風電與光伏在電力系統中的比重不斷增加，在滿足電力系統電量需求的同時，也帶來較大的調峰壓力。2020年，時任國家電網總工程師陳國平在電力系統發展方向暨學術方向研討會的主旨報告《現代電力系統的問題、挑戰與發展方向》中指出：“電力系統發展需要重構，應大力發展具有傳統同步機新特性的光熱電源。”2019年，清華大學能源互聯網研究院在《高比例可再生能源電力系統中光熱發電的價值發現》一文指出：“靈活可控的特點使得光熱發電并網既具有可再生能源效益又具有靈活性效益。發揮運行靈活性特性，可以實現光熱與風電、光伏及其他能源打捆的平滑效益，提升區內消納和打捆外送中的可再生能源消納水平。高比例可再生能源并網下，太陽能熱發電的電力支撐效益顯著，有望成為部分地區主要的調節電源重要選項之一。” 可以起到“利用可再生能源消納可再生能源”作用。

　　1. 1 連續發電調節能力強

　　根據我國 2018 年投產的 3 座商業化太陽能熱發電示范項目的運行結果，太陽能熱發電機組調峰深度最大可達 80%;爬坡速度快，升降負荷速率可達每分鐘 3%~6% 額定功率，冷態啟動時間 1 h 左右、熱態啟動時間約 25 min，可 100% 參與電力平衡，可部分替代石化類常規發電機組，對保障高比例可再生能源電網的安全穩定運行具有重要價值[2]。電力規劃設計總院以目前新疆電網為例進行過模擬計算，假定建設太陽能熱發電機組從 1 000~ 5 000 MW，可減少棄風棄光電量 10. 2%~37. 6%。太陽能熱發電也具有承擔基礎負荷的能力，且已被驗證。

　　西班牙有18座太陽能熱發電站不間斷運行達3 周，其中帶 15 h 儲能、裝機容量 20 MW 的 Gemasolar 電站實現連續 36 d全天候運行。在我國，裝機容量 50 MW 的中廣核德令哈太陽能熱發電站連續運行 32 d(772. 6 h)，青海中控德令哈50 MW光熱電站連續運行 12 d(292. 7 h)，首航高科敦煌 100 MW 光熱電站連續運行9 d(216. 0 h)[2]。

　　清華大學能源互聯網研究院研究表明，如安裝 22 GW 光伏和 7 GW 風電，青海電網在豐水期可連續 3 d 全清潔能源供電(包括省內負荷以及特高壓外送河南);如在此基礎上配置 4 GW 太陽能熱發電，青海省在豐水期可高達創世界紀錄的連續 30 d 全清潔能源供電。

　　1. 2 安全性高，適合大容量儲能使用

　　儲能安全性是大容量儲能的一個重要方面，帶有二元硝酸鹽的儲熱是一種安全水平較高的儲熱方式。目前，國內單機容量最大的首航高科太陽能熱發電站儲電已達 1 700 MW·h，全球達到了 1 000 GW·h。自 1982 年 4 月美國加州 SOLAR ONE 建成以來，全球 6 690 MW 的裝機還未發生過類似鋰電爆炸等安全性事故，是一種高安全性的儲能方式。

　　1. 3 可雙向連接電網

　　太陽能熱發電的熔融鹽儲能系統，既可通過太陽能集熱系統給其充熱、儲熱，也可通過電加熱系統將網上的峰值電力轉化為熱能存儲發電。這樣的使用方式非常有利于電力系統的電力平衡，也能很好地參與電力市場交易。我國吉林省白城市太陽能熱發電與風電和光伏互補項目就鼓勵采用這種方式的太陽能熱發電。太陽能熱發電+可再生能源電力項目正在起步。2021 年 9 月 9 日，吉林省白城市人民政府發布“吉西基地魯固直流白城 140 萬千瓦外送項目入選推薦企業評優結果公示”，風電 800 MW、光伏 400 MW、光熱 200 MW[3]。其中太陽能熱發電系統熔融鹽儲罐中帶有可接納可再生能源電力的電加熱系統，太陽能熱發電系統對電網形成雙向連接，達到靈活調節可再生能源電力的目的。2021年9月28日，青海省海南基地青豫直流二期3 400 MW外送項目、海西基地青豫直流二期1 900 MW 外送項目進行了中標候選人公示。其中，光伏項目規模 3 500 MW、風電項目規模 1 500 MW、光熱發電項目規模300 MW。

　　2 我國太陽能熱發電產業基本成熟，具備加快發展的條件

　　太陽能熱發電技術已在西班牙、美國以及中東、北非等國家和地區取得了良好的應用效果。 2020年全球累計裝機容量達到6 690 MW，分布在西班牙、美國、法國、意大利、以色列、摩洛哥、埃及、阿爾及利亞、南非、智利、阿聯酋和中國等。

　　2. 1 我國首批太陽能熱發電示范項目拉動了傳統電力行業綠色低碳升級

　　我國 2016 年啟動的首批太陽能熱發電示范項目對我國攻克首臺套關鍵技術裝備和若干“卡脖子”技術提供了關鍵支撐，為打造我國完整的產業鏈和系統集成能力奠定了基礎，20個示范項目目前已有 8 個并網運行，所使用的材料和設備國產化率超過了 90%。太陽能熱發電產業鏈主要相關企業已超過 500 家，其中聚光器、吸熱器、曲面玻璃反射鏡、傳儲熱材料器件和換熱器企業總數超過300家。我國主要國有能源建設企業幾乎都參加了項目建設[2]。

　　2. 2 地方政府規劃太陽能熱發電基地情況

　　隨著首批示范項目的開展，我國各級政府部門、金融機構和國家電網對太陽能熱發電的投資、財稅、土地、并網等政策有了逐步明確的支持思路。截至2020年，不少具備太陽能熱發電資源條件的地方政府組織編制了太陽能熱發電基地規劃，主要包括：甘肅玉門、阿克塞、敦煌市，青海海西州烏圖美仁光伏光熱園區，新疆哈密市，新疆生產建設兵團等總計約34 GW[2]。

　　2. 3 太陽能熱發電產品產業已經走向世界

　　雖起步晚，但技術和產業發展快速，我國太陽能熱發電技術和裝備已走出國門。上海電氣集團設計、采購、施工(EPC)總包了阿聯酋 700 MW 太陽能熱發電站項目。摩洛哥太陽能發電園合計 350 MW的太陽能熱發電項目EPC承包方是中國電建集團聯合體[2]。在 2018 年，皇明公司 16 km 長的吸熱管出口法國SUNCNIM公司，應用于eLLO 9MW菲涅爾式DSG熱發電站。2019年，中國能建和中控太陽能公司聯合體中標希臘MINOS項目，投資并承建希臘50 MW太陽能發電站。2019年，常州龍騰太陽能公司出口 6 000 根真空集熱管，應用于印度 Meil 50 MW槽式電站。

　　3 通過適當市場調節和政策支持，太陽能熱發電電價可有效降低

　　國際能源署(International Energy Agency，IEA)預 測 2030 年 太 陽 能 熱 發 電 電 價 將 降 至 8. 6 美 分(/ kW·h)。 國 際 可 再 生 能 源 署(International Renewable Energy Agency，IRENA)預測，2030年G20 國家太陽能熱發電電價將降到8. 6 美分(/ kW·h)[1]。美國能源部目標：2030年帶有12 h儲能的太陽能熱發電電價降到5 美分(/ kW·h)。

　　按照國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟、中國科學院電工研究所和克林頓基金會預測，若按我國現有太陽能熱發電設備和部件的產能計，每年新增一定容量，隨著產能擴大，技術發展，工程經驗積累和新技術等的推動，預計太陽能熱發電電價發展情況為：2 年后可達 0. 85 元(/ kW·h)，5 年后可達 0. 60 元(/ kW·h)，10 年后可達 0. 35 元(/ kW·h)，15 年后可達0. 25元(/ kW·h)[4]。

　　如電網采用峰谷分時段電價模式確定發電側的上網電價，太陽能熱發電機組可以利用儲熱系統，將電量集中到電價高峰時段銷售。這樣能使太陽能熱發電機組的高品質電力在市場中體現合理的價值，甚至在峰值時平價上網。正午前后 2 h 光伏出力最大，約占全天發電量的 70%，此時太陽能熱電站進入對儲熱容器充熱的運行模式。到電價晚高峰時段，光伏出力下降甚至為0，儲熱驅動熱發電電站滿負荷運行上網，所需補貼需求可大大降低。

　　4 發展和建議

　　電價政策對可再生能源發展至關重要。政府政策支持彌補了行業發展初期技術放大、商業模式不成熟及盈利能力較弱等核心問題，從而加速了科技創新和技術突破的步伐，發電成本得以大幅下降。截至 2020 年年底，我國風電累計補貼撥付約 3 000 億元，光伏累計撥付約 2 000 億元(含扶貧)。可以看到，經過累計高達數千億元的補貼扶持，風電和光伏發電才發展到目前的電價水平。而對于太陽能熱發電，截至2020年年底全國累計補貼不足 1. 5億元。

　　太陽能熱發電是清潔、低碳、穩定、安全、高效的靈活電源，對我國“碳中和、碳達峰”戰略目標實現，推動能源革命具有重大意義，為此建議如下。

　　(1)跟蹤總結已建成太陽能熱發電站的技術經驗。我國目前已在不同地域建成了共 550 MW的不同類型獨立太陽能熱發電站，2021年又啟動了吉林白城和青海格爾木共計 500 MW與光伏風電互補的太陽能熱發電站建設，國家有關部委應組織科研和產業化力量，打破企業界限，對這些電站的技術進行跟蹤總結，結合實際運行情況挖掘其中的科學技術難題，在此基礎上集中力量攻克關鍵技術，形成完整產業鏈和系統集成能力，優化產品結構，這對太陽能熱發電的技術進步將起到重要作用，也是國家設立示范項目的初衷。

　　(2)國家應確立對太陽能熱發電原創性及核心技術的持續支持政策。在“雙碳”戰略目標下，對可再生能源高占比具有支撐作用的太陽能熱發電的電價降低和規模化發展需要更多 0—1 的原創性技術支撐，建議科技部在“十四五”及今后的科技發展規劃中加大對太陽能熱發電的支持力度，特別側重對原創性技術的支持，以期在聚光、光熱轉換材料和裝置、儲/放熱材料和裝備技術、發電工質、電站控制等核心裝備，新型發電方式等方面有重大突破。而科技部目前的規劃和專項實施方案中對于太陽能熱發電技術的支持力度尚且不足。

　　(3)從可再生能源發展專項資金中安排資金，用于支持太陽能熱發電新技術研發和新技術示范工程初投資。2011 年 1 月，財政部、國家發展改革委、國家能源局印發《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》(財綜〔2011〕115 號)。可再生能源發展基金包括國家財政公共預算安排的專項資金(以下簡稱可再生能源發展專項資金)和依法向電力用戶征收的可再生能源電價附加收入等。建議通過可再生能源發展專項資金安排相關資金用于支持太陽能熱發電新技術研發，或者用于對新技術示范工程初投資進行補貼。制定科學的電價退坡機制和價格形成機制促進該技術快速提高經濟性，包括采用招標方式鼓勵技術先進、成本降低較快的技術路線發展。例如，超臨界二氧化碳熱發電技術，超超臨界太陽能熱發電技術，太陽能與火電聯合運行技術，太陽能高溫集熱和化學能耦合發電技術，太陽能熱發電熱電聯產技術，太陽能與風電及光伏聯合運行技術等。

　　(4)太陽能熱發電/光伏/風電等多能互補電站采用綜合電價政策。提升區內消納和外送中的可再生能源消納水平，在對電源可調度性進行限定的前提下，可對該綜合電源采用招標方式確定整體電價并試點綜合能源基地儲能峰谷電價，這樣既帶來了電網友好型可再生能源電源，也得到了較低成本的可再生能源電價。在保障調峰和投資收益的條件下，太陽能熱發電和光伏的裝機功率比例、儲熱發電量和光伏發電量還需要通過實踐進一步研究。

　　5 結束語

　　實踐證明，太陽能熱發電不再單是新能源利用和電力系統調節能力的解決方案和手段，更是大型同步電力系統穩定和大直流超遠距離輸送的必要支撐基礎，為電網尤其是風光富裕且遠離負荷中心的弱連接的區域電網提供必要的慣量、故障短路容量、電壓頻率支撐等。在“雙碳”戰略目標下，隨著新一代電力系統推進，需大力發展太陽能熱發電等具備儲能特性的電源，太陽能熱發電可以逐步替代火電等高碳能源，作為可再生能源的入網調節手段，作為可再生能源高占比電網的重要支撐。