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截至目前已并网发电的首批光热发电示范项目
按照相关部门规定,除首批光热示范项目外,2020年及之后的新增光热发电项目,补贴支持由中央转到地方。失去国家补贴的支持,初始投资成本较高的光热发电再次迎来压力。
据了解,光热发电项目的投资成本主要集中在集热系统、吸热系统、储换热系统,设备系统成本占比在8成左右。相关机构统计,2022年主流的10万千瓦装机、12小时储热塔式光热单位千瓦造价在2.5万~3万元。尽管过去十余年间光热发电成本快速下降,但较风电、光伏仍有较大差距。
随着“双碳”目标的提出,风电、光伏等新能源装机规模大幅攀升,截至2022年底,风电、光伏累计装机规模达到365GW和393GW。风、光自身间歇性、波动性特征,对电网造成了一定冲击。而光热发电既具有灵活性,又兼具储能特性,能够一定程度解决光伏、风电的间歇性和不确定性,成为三北地区风光基地配套储能的重要路径之一。
风光大基地、一体化项目带火光热
光热发电的重要性,已在多个国家级政策中被提及。国家发改委《可再生能源“十四五”规划》中提到,“有序推进长时储热型太阳能热发电发展。推进关键核心技术攻关,推动太阳能热发电成本明显下降。在青海、甘肃、新疆、内蒙古、吉林等资源优质区域,发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力,建设长时储热型太阳能热发电项目,推动太阳能热发电与风电、光伏发电基地一体化建设运行,提升新能源发电的稳定性可靠性。”
在国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》中提到,增强电源协调优化运行能力,建设系统友好型新能源场站。因地制宜建设天然气调峰电站和发展储热型太阳能热发电,推动气电、太阳能热发电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。并提出在青海、新疆、甘肃、内蒙古等地区推动太阳能热发电与风电、光伏发电配套发展。
据了解,在风光热一体化项目中配置光热,既可以起到调峰作用,同时可以将弃风弃光的能量通过电加热储存起来。此外,光热发电通过与光伏、风电配建,可以缩小镜场投资,从而提高项目整体的经济性。
根据国家能源局数据,在第一、二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单中已明确了约150万千瓦光热发电项目。公开信息显示,在青海、甘肃、吉林等地已公布的大基地项目中,多地区配置了光热发电,规模达到800MW。此外,新疆第二批市场化项目中,光热发电项目规模达到1.65GW。
上表统计各地区公示的部分大基地项目清单
按照甘肃、内蒙古、青海等地在“十四五”可再生能源规划,上述三地“十四五”期间光热发电新增装机规模为2.81GW,加之新疆两批市场化项目,合计总规模在4GW以上。
而据北极星太阳能光伏网不完全统计,除风光大基地项目外,企业申报、签约的一体化项目,多以光伏+光热、光伏+风电+光热为主。截至目前,签约、规划的在建、拟建光热项目超4.5GW。
上述项目根据公开信息统计,仅供参考
根据上表可见,在规模为1GW的光伏+光热项目中,光伏与光热设置比例为9:1或者7:1,储热时长在8-16个小时不等,其中西藏扎布耶源网荷储一体化综合能源供应项目储能市场最高为24小时。从技术路线来看,塔式熔盐技术占据主流。
截至目前,上述项目部分已经启动招投标,按照发展规划大部分项目将在2023-2024年集中落地。
从示范项目走向规模化发展,光热发电潜力有待激活。国家能源局文件指出,鼓励有条件的省份和地区尽快研究出台财政、价格、土地等支持光热发电规模化发展的配套政策,提前规划百万千瓦、千万千瓦级光热发电基地,率先打造光热产业集群。按照国际能源署(IEA)的预测,中国光热发电到2030年、2040年、2050年装机量分别为29GW/88GW/118GW,将成为继美国、中东、印度、非洲之后全球第四大市场。
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