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記者王雅潔在全球化石能源危機和環(huán)境污染的雙重挑戰(zhàn)下，光熱發(fā)電作為兼具新能源發(fā)電與大容量儲能的成熟技術(shù)路線之一，因其具備電力輸出穩(wěn)定、可靠、調(diào)節(jié)靈活的特性而日益受到重視。

中廣核新能源光熱研究院副總經(jīng)理尹航認為，在“雙碳”戰(zhàn)略目標下，隨著新一代電力系統(tǒng)的加速構(gòu)建，需要大力發(fā)展太陽能熱發(fā)電這樣具有大規(guī)模儲能和電網(wǎng)同步機特性的電源。

未來，大規(guī)模的太大陽能熱發(fā)電能夠逐步替代火電等高碳能源，作為可再生能源的入網(wǎng)調(diào)節(jié)手段，是作為可再生能源高占比電網(wǎng)的重要支撐。

但是，光熱發(fā)電的規(guī)?；l(fā)展面臨諸多挑戰(zhàn)。

尹航建議，在現(xiàn)階段，體現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)和頂峰價值的電力市場仍在不斷完善。下一步，有關(guān)部門應盡快建立光熱兩部制電價機制，才能體現(xiàn)光熱的綜合價值。為實現(xiàn)光熱支持政策的有效過渡，建議參考煤電和抽蓄電價機制，同步建立光熱兩部制電價機制。

截至2024年11月，我國十兆瓦級規(guī)模以上并網(wǎng)光熱發(fā)電機組容量為57萬千瓦，我國在建/推進中的光熱發(fā)電項目共計有35個，總裝機超過300萬千瓦。

經(jīng)濟觀察報：國內(nèi)光熱行業(yè)的發(fā)展，呈現(xiàn)出哪些最新特征和趨勢？

尹航：我國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)起步較晚，但通過國家示范項目的推進和企業(yè)的自主創(chuàng)新與研發(fā)，各光熱示范電站的運行性能不斷提高，逐步進入穩(wěn)定發(fā)電期，發(fā)電量大幅提升，部分技術(shù)已走在國際前列。

經(jīng)過“十四五”光熱發(fā)電的規(guī)?；l(fā)展，我國光熱發(fā)電在技術(shù)水平和經(jīng)濟性方面將有明顯提升，光熱裝機將進一步提升。

提高電力系統(tǒng)中靈活性電源的比例，提升可再生能源電源快速調(diào)節(jié)負荷的能力，是有效承接未來高比例可再生能源的前提。

隨著我國能源綠色轉(zhuǎn)型加速推進，新型電力系統(tǒng)對光熱發(fā)電的需求愈加迫切，“十五五”時期，我國風電、光伏裝機占比將進一步提升，對于靈活性調(diào)節(jié)資源的需求也將進一步增大。光熱發(fā)電作為稀缺的儲能和靈活調(diào)節(jié)電源，具備廣闊的發(fā)展前景。

根據(jù)七省區(qū)（甘肅、青海、寧夏、新疆、西藏、內(nèi)蒙古、吉林）“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃，到“十四五”末，七省區(qū)能源總裝機容量將達到8.26億千瓦以上?！笆奈濉逼陂g我國靈活調(diào)節(jié)電源占比從18.5%提升至24%，預計七省區(qū)將新增靈活調(diào)節(jié)電源裝機約4540萬千瓦。到2030年，七省區(qū)能源總裝機容量將超過11億千瓦，靈活調(diào)節(jié)電源占比從24%提升至30%，預計七省區(qū)將新增靈活調(diào)節(jié)電源裝機6547萬千瓦。

假定“十五五”時期七省區(qū)的新增光熱裝機占新增靈活調(diào)節(jié)電源裝機的比例為40%，則“十五五”時期七省區(qū)新增光熱裝機約2619萬千瓦，平均每年新增524萬千瓦。

經(jīng)濟觀察報：國內(nèi)光熱行業(yè)的發(fā)展，存在哪些堵點、卡點？

尹航：第一點，產(chǎn)業(yè)規(guī)模效應尚未釋放，度電成本依然較高。

光熱發(fā)電處于發(fā)展初期，度電成本仍較高。2021年6月，《國家發(fā)展改革委關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知》（發(fā)改價格〔2021〕833號）規(guī)定：2021年起，新核準（備案）光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價由當?shù)厥〖墐r格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成，上網(wǎng)電價高于當?shù)厝济喊l(fā)電基準價的，基準價以內(nèi)的部分由電網(wǎng)企業(yè)結(jié)算。在我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的初期階段，取消電價補貼，在一定程度上抑制了市場需求。

由于光熱發(fā)電項目初始投資高，在沒有國家電價政策和補貼的情況下，資金對光熱電站的投資積極性不足，市場技術(shù)迭代機會欠缺，相關(guān)設計、施工、設備等未能有機會實現(xiàn)標準化、集約化，產(chǎn)業(yè)規(guī)模效應尚未釋放，導致度電成本仍較高，阻礙了快速邁向大規(guī)模發(fā)展。

第二點，缺乏相關(guān)政策支持，光熱的調(diào)節(jié)價值無法充分體現(xiàn)。

光熱發(fā)電是具有靈活調(diào)節(jié)和系統(tǒng)支撐能力的可再生能源發(fā)電技術(shù)，是唯一具有替代煤電潛力的新能源技術(shù)。但地方政府在組織多能互補一體化項目時，由于光熱部分單位投資較高，“光熱+”模式普遍存在光熱減配、裝機比例過低等問題，導致光熱無法完全滿足項目調(diào)節(jié)需求，未作為理想的低碳調(diào)節(jié)電源得到充分發(fā)展。故當下的電價機制與發(fā)展模式無法體現(xiàn)光熱發(fā)電對電網(wǎng)的支撐調(diào)節(jié)價值。

此外，光熱發(fā)電對構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的價值，包括增加電力系統(tǒng)調(diào)峰能力，促進風電、光伏發(fā)電的消納等，尚未有定量的數(shù)據(jù)和價格體現(xiàn)。

面對當前光熱發(fā)展狀況，現(xiàn)行的電價機制、融資環(huán)境、土地政策、稅收政策等無法為光熱發(fā)電的規(guī)?；l(fā)展提供有力支撐。同時，由于光熱發(fā)電大多分布在欠發(fā)達地區(qū)，地方財政沒有能力對其進行補貼，高出當?shù)厝济夯鶞孰妰r的部分無法向后傳導，無法形成有效的光熱發(fā)電上網(wǎng)電價的傳導機制，光熱發(fā)電市場需求受到抑制。

經(jīng)濟觀察報：針對上述問題，有什么應對建議？比如開發(fā)模式上，如何破局？

尹航：加大單機規(guī)模可以顯著降低光熱發(fā)電的度電成本，并充分發(fā)揮光熱電站調(diào)峰支撐能力。通過首批光熱發(fā)電示范項目建設以及本輪“光熱+”項目的建設，50MW、100MW、200MW等級的光熱發(fā)電項目已經(jīng)在技術(shù)上證明完全可行。下階段應重點發(fā)展更大規(guī)模的光熱發(fā)電技術(shù)，并輔以光熱容量電價政策予以扶持。

光熱發(fā)電機組的系統(tǒng)配置是靈活多樣的，機組的發(fā)電量和靈活調(diào)節(jié)能力與光熱發(fā)電機組的系統(tǒng)配置密切相關(guān)，系統(tǒng)配置還與機組的經(jīng)濟性緊密相連，直接關(guān)系到光熱電站度電成本的高低。因此，要使光熱發(fā)電機組在新能源基地中發(fā)揮應有的作用，首先政府主管部門要組織相關(guān)單位根據(jù)電源結(jié)構(gòu)和電力輸出要求開展系統(tǒng)研究，根據(jù)系統(tǒng)研究結(jié)果確定光熱發(fā)電機組的功能定位，并對光熱發(fā)電項目提出明確的功能要求。光熱發(fā)電項目投資商要根據(jù)系統(tǒng)對光熱發(fā)電項目的技術(shù)要求，研究確定機組的系統(tǒng)配置降本。

由于光熱發(fā)電系統(tǒng)存在不同的聚光集熱技術(shù)路線，即使按照同樣的機組功能，系統(tǒng)配置也有所不同，在經(jīng)濟性方面也存在差異。因此，通過公開競價招標方式選擇開發(fā)商并確定上網(wǎng)電價，對降低光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價、促進光熱發(fā)電技術(shù)進步、營造市場公平競爭環(huán)境大有益處。

新能源基地與零散的新能源發(fā)電項目不同，其裝機規(guī)?？蛇_千萬千瓦以上，光熱發(fā)電的裝機容量可達上百萬千瓦。因此，光熱發(fā)電項目的上網(wǎng)電價可根據(jù)所有投標項目的平均上網(wǎng)電價確定，低于平均電價的項目中標。光熱發(fā)電裝機容量尚有缺額，則可以進行第二輪招標。第二輪招標則以第一輪招標確定的上網(wǎng)電價為條件，通過綜合打分確定電源開發(fā)商，這樣可以使新能源基地的光熱發(fā)電項目執(zhí)行相同的上網(wǎng)電價開發(fā)模式。

經(jīng)濟觀察報：在電價政策方面，你又有哪些建議？未來應該通過哪些具體舉措，來真正體現(xiàn)光熱綜合價值？

尹航：建立光熱兩部制電價機制，便能體現(xiàn)光熱綜合價值。電量電價由競爭方式形成，與電力市場建設進度相銜接；容量電價由政府核定，容量電費通過系統(tǒng)運行費疏導。

建議相關(guān)部門組織開展光熱容量電價標準核定工作，指導地方進行光熱容量電價試點，可參考煤電容量電價水平，給予光熱330元/kW/年。同時，針對“光熱+”一體化電站，按照電站整體頂峰最大可調(diào)出力進行結(jié)算，進一步體現(xiàn)一體化電站的綜合優(yōu)勢。

還應完善光熱發(fā)電的電力市場機制，提高光熱等綠色支撐調(diào)節(jié)電源的經(jīng)濟性。

一是加快西部地區(qū)電力現(xiàn)貨市場建設，適當放開市場限價，支持光熱電站通過市場化方式獲取頂峰收益。

二是完善輔助服務市場建設，根據(jù)各地系統(tǒng)運行需求增加爬坡、轉(zhuǎn)動慣量、備用等輔助服務品種，建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，發(fā)揮光熱電站在平衡調(diào)節(jié)能力的比較優(yōu)勢，理順平衡調(diào)節(jié)服務價值鏈。

三是評估不同支撐調(diào)節(jié)資源對系統(tǒng)的貢獻，建立反映時長特征的市場化容量補償機制，為長時調(diào)節(jié)電源提供多年收益預期，激勵光熱等高置信容量新能源的投資。

四是將可再生能源電力消納責任向更多重點用能單位分解，設定高耗能行業(yè)綠色電力消費比例，結(jié)合綠電和綠證交易，拉動對風電、光伏和光熱電力的需求。