青海中控德令哈50兆瓦塔式熔盐储能光热电站自2018年12月成功并网发电以来，运行表现优异，为当地经济社会发展作出积极贡献。 本报记者 王轶辰摄
从青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市驱车向西，辽阔的戈壁滩上，一座200米高的吸热塔与四周环绕的27135台光热定日镜一起，构成一幅壮丽的太阳能热发电“景观图”。这里是国家首批太阳能热发电示范项目之一的青海中控德令哈50兆瓦塔式熔盐储能光热电站，自2018年12月30日成功并网发电以来，为当地经济社会发展和低碳转型作出了积极贡献。
当前，我国正加速构建“以新能源为主体的新型电力系统”，作为一种清洁电力以及有效解决新能源发电波动性问题的成熟路径，太阳能热发电（也称光热发电）将扮演重要角色。但在实际发展中，由于政策和市场认知等原因，光热发电的规模却被光伏发电远远甩在身后。在新一轮能源革命的浪潮之中，始终“热”不起来的光热发电将如何破局？
可替代火电成为电力系统基荷电源
构建以新能源为主体的新型电力系统，是我国实现碳达峰、碳中和的重要抓手。电力规划设计总院高级顾问孙锐指出，光伏发电和风力发电受气象条件制约，发电功率具有间歇性、波动性和随机性，对电力系统的安全性和供电可靠性造成了诸多挑战。他认为，要构建新型电力系统，对储能容量的需求是巨大的，同时还需要更多具有交流同步发电机特性的灵活调节电源。
记者了解到，光热发电和火力发电的原理基本相同，后端技术设备一模一样，不同的是前者利用太阳能搜集热量，后者是利用燃烧煤、天然气等获取热量。
位于内蒙古自治区巴彦淖尔市东北部的中核龙腾内蒙古乌拉特100兆瓦槽式光热示范电站，是目前国内最大的光热电站。由于蒙西电网具有结构性缺电的特点，每天下午6点到晚上10点左右会出现晚高峰结构性缺电，该项目的投运为缓解地区结构性缺电发挥了很大作用。
常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科告诉记者，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，可替代燃煤电站作为基础负荷，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，机组启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组，可深度参与电网调峰，保证电网及电源的高效利用。此外，太阳能热发电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。
由于光热发电与生俱来的“优势”，其对电网的“友好性”正逐渐得到认可。国网能源研究院副院长蒋莉萍指出，对于电力系统而言，太阳能热发电是一个非常好的技术，具有常规电源的可调度性，同时又是清洁能源，是构建以新能源为主的新型电力系统的一个重要支撑性技术。
产业需要连续性政策支持
2016年9月，国家发展改革委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上网示范电价为每千瓦时1.15元。随后，国家能源局确定了首批20个太阳能热发电示范项目，总计装机容量134.9万千瓦。示范电价和项目的确定，意味着光热发电在我国正式大规模启动。
通过首批示范项目的建设投产，我国太阳能热发电相关技术与产业均得到快速发展，但在业内看来，我国太阳能热发电产业目前仍处于初期发展阶段，发电装机规模仍然较小，作为一种零碳排放的可再生能源，也往往被政策和市场“忽视”，整个行业仍存在诸多瓶颈。
孙锐认为，目前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。他表示，国家发改委价格司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，使得投资方担心如果不能在2018年底前并网发电，上网电价存在不确定性，投资回报难以保障，故而放弃了项目建设。
“再比如，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，光热发电的良好发展势头立即跌入谷底。”孙锐指出，在我国光热发电产业发展的初期阶段，上网电价形成机制尚未完成市场化改革之前，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，使近10年发展起来的产业链面临困境。
对此，浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥表示，政策不明确导致当前我国光热发电缺乏市场发展空间，成本也无法通过规模化应用持续降低，处于起步阶段的光热发电产业，举步维艰。同时，他还认为，现行的融资环境、土地政策、税收政策无法为光热发电的健康发展提供有力支撑。
光热发电战略定位亟待明确
面对光热发电发展瓶颈，金建祥建议，在“十四五”规划中，明确光热发电的战略定位，并规划一定装机容量，通过规划引导行业加大研发投入，适当扩大行业规模，推动光热发电成本的逐步下降。同时，在一定期限内继续给予光热发电一定的补贴，给起步阶段的光热发电走向平价上网一个合理的缓冲期。
由于成本上并不具备绝对优势，未来光热发电很难在市场化条件下实现大规模独立发展。金建祥表示，“十四五”期间，在风电、光伏装机规模集中、比例迅速提高的地区，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。
他还表示，光热发电企业应尽快打通和完善光热发电的产业链，加快国产化设备和材料性能验证，提高系统集成能力和相关科技水平，掌握关键核心技术，促进光热产业服务体系建设，推动降本增效，抢占国际光热行业和相关科技领域制高点。
