2015～2022年中國太陽能熱發電發展情景分析及預測

■ 王志峰 杜鳳麗

(1.中國科學院電工研究所；2.國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟；3.中國可再生能源學會太陽能熱發電專業委員會)

0 引言

2016年，在國家發展改革委和國家能源局的共同努力下，我國啟動了首批20個太陽能熱發電示范項目，總規模達1349 MW，標志著我國太陽能熱發電的商業化進程開始起步。這20個示范項目中3個項目已于2018年年底前建成投產，總裝機量達200 MW，占整批示范規模的14.8%。這3個示范項目分別為：青海中廣核德令哈50 MW槽式太陽能熱發電站，于2018年10月10日投運；首航節能敦煌100 MW塔式太陽能熱發電站，于 2018年12月28日并網發電；青海中控太陽能德令哈50 MW塔式太陽能熱發電站，于2018年12月30日并網發電。另外，還有5個示范項目正加緊建設，計劃最晚于2020年6月底前并網，總裝機量為300 MW，占整批示范規模的22.2%。這5個示范項目分別為：中國能建哈密50 MW塔式太陽能熱發電站、中國電建共和50 MW塔式太陽能熱發電站、內蒙古烏拉特中旗100 MW槽式太陽能熱發電站、蘭州大成敦煌50 MW熔鹽線性菲涅爾式太陽能熱發電站、玉門鑫能50 MW二次聚光塔式太陽能熱發電站。

除太陽能熱發電示范項目外，在國家能源局公布的多能互補集成優化示范項目中，魯能海西州格爾木50 MW塔式熔鹽太陽能熱發電項目已于2019年9月底并網發電。

在與其他國家合作的太陽能熱發電項目方面，2018年上海電氣與ACWA Power公司合作，成功中標迪拜水電局(DEWA)“一塔三槽”700 MW太陽能熱發電項目，上海電氣為該項目的聯合投標方和工程總承包方(EPC)。

通過首批太陽能熱發電示范項目的建設，我國建立了太陽能熱發電全產業鏈。根據國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟發布的《2018年度太陽能熱發電及采暖技術產業藍皮書》[1]的統計數據，在我國與太陽能熱發電產業相關的行業數量如圖1所示，太陽能熱發電產業關鍵部件、材料的年產能數據如表1所示。

圖1 我國太陽能熱發電產業相關行業的數量情況[1]

表1 我國太陽能熱發電產業關鍵部件、材料的年產能數據[1]

由圖1和表1可知，我國的太陽能產業鏈已經覆蓋了太陽能熱發電的多個環節，即我國太陽能熱發電的產業鏈已經形成，但其中的多個行業類別仍是其他國家占主導地位。例如熔鹽材料方面，智利SQM公司為全球主要供應商；熔鹽吸熱器的供應商主要是比利時的CMI公司；電站系統設計方面也多以西班牙企業為主。

1 2015～2021年我國太陽能熱發電市場動態

與所有能源一樣，隨著政策的變化，我國太陽能熱發電市場的發展也經歷了起伏。在首批太陽能熱發電示范項目中，只有3個示范項目在2018年底投產，而對于逾期投產的示范項目將實施何種電價政策一直懸而未決；至于國家對太陽能熱發電項目的后續政策也無明顯跡象。于是，因示范項目培養起來的建設團隊處于無事可干的狀態，整個太陽能熱發電產業也處于“沉寂”狀態。行業內參加太陽能熱發電相關會議的人數較前兩年也有所減少，因此，我國太陽能熱發電產業在經歷了2016年的熱潮后于2019年陷入了發展的低迷期。

2020～2021 年期間，國家首批太陽能熱發電示范項目將基本劃上句點，面臨“十三五”結束和“十四五”即將開局的節點，在多方因素驅動下，關于太陽能熱發電的相關規劃、政策將逐步明晰；如果相關激勵政策出臺，2022年將是太陽能熱發電大規模產業化發展的起始年。

2015～2021 年我國太陽能熱發電市場的動態情況為：

1) 2015年，國家能源局啟動首批太陽能熱發電示范項目的申報工作，市場進入準備階段；

2) 2016年，國家發展改革委和國家能源局分別公布了示范項目名單和電價，市場開始啟動；

3) 2018年，少數示范項目建成，并不斷進行調試；

4) 2019年，是我國太陽能熱發電產業發展最為困難的一年，主要原因在于針對延期投產項目及未來項目的政策尚不明朗；

5) 2020年，太陽能熱發電技術基本成熟，對于成本下降空間和降低成本的方式較為了解；

6) 2021年，產業內部將不斷降低成本，外部將多方爭取政策方面的支持，產業蓄勢待發；

7) 2022年，將是我國太陽能熱發電大規模產業化發展的起始年。

2 2019年是我國太陽能熱發電發展最困難時期的原因分析

1)只有極小部分示范項目建成(3/20)，導致社會各層面對太陽能熱發電技術產生了質疑；

2)關于延期投產示范項目電價的政策未出臺，造成未開工項目融資困難；

3)由于建成的項目仍處于調試期，尚無電站連續運行12個月后的發電量數據，導致出臺第二批示范項目電價政策的依據不足；

4)由于國家未公布明確的電價機制，金融機構、央企、國有企業的投資受到較大約束，整個太陽能熱發電產業缺少現金流；

5)已建成項目的工程建設方在無新開工項目時仍需維持昂貴的人員費用，壓力巨大；

6)央企投資的大部分項目還未建成，比如，中國能建哈密50 MW塔式太陽能熱發電站、中國電建共和50 MW塔式太陽能熱發電站、內蒙古烏拉特中旗100 MW槽式太陽能熱發電站等項目，這些項目預計在2019年底才能建成，導致2019年國家投資的項目整體發聲不足。

上述原因導致2019年成為我國太陽能熱發電產業自國家啟動首批太陽能熱發電示范項目并給予標桿電價以來發展最困難，也是最困惑的一年。

3 2020年我國太陽能熱發電產業的主要事件預測

2020年是“十三五”結束，“十四五”開始的年份。在這一年，我國已投產及處于調試的首批太陽能熱發電項目與多能互補項目將達到550 MW。根據國際上太陽能熱發電站的投產經驗及對各示范項目業主的調研，截至2020年底，這些電站預計將全部可以達到設計發電量。

首批多能互補集成優化示范項目中的魯能海西州格爾木50 MW塔式熔鹽太陽能熱發電項目將在2020年顯示出調峰功能，這將引起電力行業很大的興趣，青海附近也將興起一批太陽能熱發電站的建設，為青海成為可再生能源電源基地提供支撐。

以風電和光伏發電為主的新能源電力已成為我國第二大電源。然而，高比例的可再生能源電力接入電網給能源轉型中的電力系統帶來了重大技術挑戰，面臨的問題包括風能、太陽能資源的波動性和隨機性，以及風電、光伏發電設備的低抗擾性和弱支撐性，因此，風電、光伏發電的高效消納和安全運行等將是我國新能源電力系統長期面臨的重大挑戰[3]。而太陽能熱發電是集發電和儲能為一身的可再生能源發電方式，其具有電力輸出穩定、可靠、調節靈活的特性，可提供可靠的電力保障，即100%參與電力平衡，不需要額外配備儲能設備，能夠解決目前風電和光伏發電并網面臨的消納與安全運行問題。

4 2022年將成為我國太陽能熱發電大規模產業化發展的起步年份的基本判斷

1)經過2年左右的性能爬坡期及經驗積累，預計到2022年，并網的太陽能熱發電示范項目的年發電量將達到設計值，裝備和運維技術也將逐步成熟，可為后續電價的出臺提供基本依據，為民眾和決策者提供信心；

2)已投運的電站全天候24 h連續發電的優勢，讓人們從實際應用中看到了帶有儲能功能的太陽能熱發電站的運行優勢。

3)度電成本大幅降低。國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟于2013年組織編制的《中國太陽能熱發電產業政策研究報告》對太陽能熱發電電價的預測與當前我國太陽能熱發電產業的實際發展情況吻合度很高。據此報告預測，到2021年，我國太陽能熱發電的度電成本(LCOE)在0.65～0.76元/kWh之間[2]。度電成本的降低將極大促進我國太陽能熱發電產業商業化的開展。

圖2 太陽能熱發電的LCOE發展路線圖[2]

4)強大的“國家隊”集體發聲。2021年，國家投資的太陽能熱發電項目將集體達標，屆時中廣核、中國能建、中國電建、中船重工等央企項目運行，會帶動更高地啟動下一批太陽能熱發電項目的呼聲。首航節能和中控太陽能的熱發電站運行達標后可能會出售給央企，界時電站業主的主流將全部變為實力和話語權強大的國企、央企。

5)隨著光伏發電的裝機量猛增，預計其每年的裝機量都會超過43 GW，電網的凈負荷曲線，即“鴨型曲線”(實際電力需求與供給量之間的曲線變化，反映了峰值需求與可再生能源生產之間的時間不平衡)的曲率會日益明顯，需要縮小供需差距，而帶有儲能功能的太陽能熱發電站可以改善“鴨型曲線”。目前，摩洛哥和阿聯酋已成功實施了裝機規模為500～950 MW的“光伏發電+太陽能熱發電”混合電站，二者都充分發揮了各自的優勢。

5 影響我國太陽能熱發電產業發展的幾大因素

影響我國太陽能熱發電產業發展的因素主要包括：國家宏觀政策、能源生產與消費革命、其他可再生能源電力的聯合發展、與自身產業鏈建設的關系、能源的梯級利用帶來的效率和成本優化。

5.1 國家宏觀政策

公用事業規模的光伏發電成本極其低廉，僅次于陸上風電。光伏發電的度電成本上限為43～53美元/MWh[4]。太陽能發電增長了3000萬t油當量，僅低于風電(3200萬t油當量)，并貢獻了超過40%的可再生能源增長[5]。圖3為2018年全球各類能源的消費情況，從圖中可看出，在全球范圍內，亞太地區的可再生能源發展最快，其中中國的貢獻最大。我國在宏觀政策層面對可再生能源的支持力度是不言而喻的。

圖3 2018年全球不同地區的能源消費情況[5]

5.2 能源生產與消費革命

自2015年起，可再生能源的新增裝機量首次超過化石能源的新增裝機量，且可再生能源裝機量超過了所有化石能源發電的裝機量總和，全球電力系統發生了結構性轉變。由于太陽能資源的廣泛性，其在我國電力結構中具有舉足輕重的地位。圖4為我國電力結構中各種能源貢獻的現狀和發展態勢，從圖中可知，未來太陽能的貢獻最大。

圖4 不同能源形式的發電量情況及預測[6]

5.3 其他可再生能源電力的聯合發展

太陽能熱發電系統由于帶有儲能裝置，因此其可與風電和光伏發電組合，以增加可再生能源電力的上網比例。

根據中國電力科學研究院新能源研究所的研究成果，風電和光伏發電與太陽能熱發電相結合的發電方式，可顯著降低電站的棄風、棄光率。表2為電力系統中棄風、棄光率，以及太陽能熱發電站與風電和光伏發電結合后的棄風、棄光情況。從表中的數據可以看出，當400 MW的風電裝機量與200 MW的光伏發電裝機量及50 MW的太陽能熱發電裝機量相配合時，其外送通道容量占比較單一的風電或光伏電站有大幅提高，棄風、棄光率也有大幅下降。

表2 太陽能熱發電站與風電和光伏發電結合后的棄風、棄光情況[7]

目前，全球已實施和正在實施的“光伏發電+太陽能熱發電”項目中，摩洛哥總裝機量為580 MW的Noor Ouarzazate項目為全球最大。該項目的第1期Noor 1槽式太陽能熱發電站(160 MW)已于2016年開始運行，第2期 Noor 2槽式太陽能熱發電站(200 MW)及第3期Noor 3的塔式太陽能熱發電站(150 MW)先后于2018年并網。

摩洛哥Noor Midelt“光伏發電+太陽能熱發電”項目的第1期總裝機量為825 MW，其中包含300 MW的太陽能熱發電及525 MW的光伏發電。Noor Midelt項目的第2期也同樣將采用此發電形式，并已于2019年7月9日發布了招標公告，Noor Midelt項目兩期的總裝機量高達1030 MW。

迪拜太陽能主題公園項目由迪拜水電局(DEWA)實施，總投資達33億美元。該項目的電量結構采用“光伏發電+太陽能熱發電”方案，總裝機量為1100 MW，其中包括1座100 MW的塔式太陽能熱發電站和3座200 MW的槽式太陽能熱發電站，太陽能熱發電總裝機量為700 MW，每座太陽能熱發電站均配置11～15 h的儲熱系統。在電量結構中，太陽能熱發電的占比為88%，光伏發電的占比為12%。電價體現了太陽能熱發電的儲能調峰優勢和價值：在為期7個月的夏季時間段的10:00～16:00，購電方收購的太陽能熱發電電價為29美元/MWh，在其他時間段的電價為92美元/MWh。

魯能集團實施的海西州多能互補集成優化示范工程是國家能源局于2017年1月25日公布的首批23個多能互補集成優化示范工程之一[8]。該項目包括50 MW的太陽能熱發電、200 MW的光伏發電、400 MW 的風電及50 MWh的磷酸鐵鋰電池儲能電站，項目已于2019年9月全部完成。該項目中采用的技術可對風電、光伏發電、太陽能熱發電、儲電等組合方案進行實時柔性控制和智能調控，能最大限度地減少棄光、棄風率。

華源電力有限公司、綠巨人新能源有限公司和張北縣瑞凱新能源有限公司共同實施開發的張家口張北縣風光熱儲輸多能互補集成優化示范項目也屬于國家能源局的首批多能互補集成優化示范工程之一，工程總裝機量為475 MW，包括50 MW的太陽能熱發電、250 MW的光伏發電及25 MWh的蓄電池儲能電站。

5.4 與自身產業鏈建設的關系

隨著2016年我國啟動太陽能熱發電示范項目建設，太陽能熱發電產業鏈逐步形成，截至目前，該產業鏈已經成熟。圖5和圖6為民營企業、央企和國企在太陽能熱發電產業鏈上的分布情況。從圖中可以看出，我國各類企業側重點不同，但民企、央企和國企的結合構成了我國太陽能熱發電產業完整的產業鏈，這個鏈條為我國的太陽能熱發電產業發展提供了至關重要的基礎，是國家啟動首批太陽能熱發電示范項目的重大成果。

圖5 民營企業在太陽能熱發電產業鏈上的分布[1]

圖6 央企和國企在太陽能熱發電產業鏈上的分布[1]

未來在更多項目的拉動下，在這些已經形成的基礎上，我國太陽能熱發電產業的發展會更加迅猛，會使度電成本的下降幅度更大。鏡場在太陽能熱發電站投資中的占比近50%，因此未來太陽能熱發電站度電成本下降的突破口在于聚光器的總體設計，主要包括降低用鋼量和降低傳動成本兩方面。

5.4 能源的梯級利用帶來的效率和成本優化

將太陽能熱發電的余熱用于采暖及海水淡化可大幅提高太陽能熱發電系統的綜合能源利用效率。將我國采暖負荷區與太陽能資源情況進行對比可以發現，太陽能資源豐富地區一般也是冬季需要進行采暖的地區。

在太陽能海水淡化方面包括太陽能熱發電的電水聯產，美國能源部(DOE)啟動了 2100 萬美元的科技項目支持太陽能海水淡化，旨在加快太陽能熱發電海水淡化技術的創新突破，降低海水淡化的成本，將大容量、低鹽度的海水淡化處理成本降至0.5美元/m3。項目的具體內容包括4方面：1)太陽能熱發電海水淡化技術創新；2)低成本的太陽熱能收集和存儲技術；3)集成的太陽能熱發電海水淡化系統；4)太陽能熱發電海水淡化過程中分析工具的開發。

以上研究對推動太陽能熱發電的電水聯產技術進步有明顯推動作用。

6 結論

通過首批太陽能熱發電示范項目的建設，我國建立了太陽能熱發電的全產業鏈。然而由于逾期投產的示范項目將實施的電價政策，以及國家對于太陽能熱發電產業的后續支持政策一直懸而未決，導致整個太陽能熱發電產業處于“沉寂”狀態，2019年成為我國太陽能熱發電產業發展的低迷期。我們期待在多方因素驅動下，關于太陽能熱發電產業發展的相關規劃、政策能夠逐步明晰；如果相關激勵政策出臺，2022年將是我國太陽能熱發電大規模產業化發展的起始年。

未來非水可再生能源發電裝機量占高比例的電力系統必須要有更多可靠、靈活的電源和儲能電站提供電力保障。太陽能熱發電是集發電和儲能為一體的可再生能源發電方式，其可與風電和光伏發電組合，以解決目前大規模風電和光伏發電并網帶來的消納和安全運行問題。希望政府相關職能部門能夠關注太陽能熱發電的電力品質，充分發揮太陽能熱發電站作為調峰電源且兼具儲能功能的優勢，盡快出臺相關的支持政策。