文章核心观点 - 国家发改委与能源局联合发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，系统部署光热发电发展，目标是到2030年总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当，技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展 [3] - 光热发电兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好特性，以及长时储能和电网支撑能力，是构建新型电力系统的重要支撑，能够有效平抑风电、光伏的波动性 [3][4] - 当前光热发电行业面临初始投资大、成本偏高、市场竞争能力偏弱等挑战，但通过政策支持、规模效应、技术创新和构建健康产业生态，有望实现规模化发展和成本下降 [6][7][8][9] 行业政策与目标 - 国家发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，为光热发电规模化发展作出系统部署 [3] - 明确发展目标：到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦（即15吉瓦）左右，度电成本与煤电基本相当 [3] - 技术目标：实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业 [3] - 地方政策支持示例：青海省明确2024年2028年期间，纳入省级年度光热发电示范（试点）开发计划的项目，统一执行0.55元/千瓦时的上网电价标准 [7] 技术特点与优势 - 光热发电是通过聚光系统收集太阳热能，借助储热装置实现连续供电的新能源技术，主要包含槽式、塔式、菲涅尔式与碟式等4种类型 [4] - 优势一：兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好特性，安全稳定、容量大、储能经济长效，可实现24小时连续稳定发电，有效弥补风电、光伏的间歇性不足 [4] - 优势二：采用同步发电机并网，可为电网提供必要的转动惯量和无功功率，对维持高比例新能源电力系统的频率、电压及功角稳定具有重要意义 [5] - 具备优异的电网支撑与快速调节能力：光热电站具备15%100%额定负荷的宽幅负荷调节能力，调峰速率是传统煤电的2倍3倍 [5] 发展现状与挑战 - 我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，建成全球领先的光热发电产业链 [6] - 面临挑战：初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现、产业技术水平仍需提升 [6] - 成本挑战：2018年2021年建成并网的光热项目单位成本在3万元/千瓦左右，2024年100兆瓦及以上规模光热项目平均单位千瓦总投资约1.6万元/千瓦，但同期同等规模光伏电站的建设成本只有光热项目的1/3 [7] - 发展需坚持因地制宜、精准定位：我国光热发电资源潜力巨大，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、新疆、西藏等省区，但当地电力系统相对薄弱，存在供需平衡问题 [6] 应用场景与定位 - 光热技术应用可细分为三大场景 [6] - 场景一：在大型新能源基地中，光热发电可优化提升基地调节能力，提高绿色电量占比 [6] - 场景二：在区域电力系统中，光热电站可与风光项目构成多能互补系统，缓解保供压力，支撑系统安全 [6] - 场景三：在源网荷储一体化应用场景中，光热发电可同时满足用电、用汽、用热需求 [6] 降本路径与建议 - 路径一：强化政策支撑，完善市场机制，若光热发电参照煤电执行每年330元/千瓦的容量电价，在年利用小时数低于2500小时的情况下，度电成本预计可下降约0.13元/千瓦时，按当前度电成本约0.55元/千瓦时估算，补偿后成本可降至0.42元/千瓦时左右 [8] - 路径二：发挥规模降本效应，同等技术水平下，项目装机规模从100兆瓦扩大至350兆瓦，度电成本可下降约0.18元/千瓦时 [8] - 路径三：依靠持续技术优化与迭代，以熔盐储能系统为例，采用低位罐短轴泵技术可降低储热系统成本约12%，采用高温新型熔盐可进一步降本约15% [8] - 路径四：产业规模持续扩大及关键设备材料的全面国产化量产，能系统降低初始投资 [8] 产业发展生态建议 - 企业应避免“内卷式”降本和“低价者胜”的零和博弈思维，以保障合理利润，驱动产业走向以质量与创新为核心的健康发展轨道 [9] - 呼吁采购方采用新的招投标方法，重视产品技术与质量 [9] - 目标是实现产业链各方的共赢与可持续发展 [9] 典型案例 - 青海德令哈50兆瓦塔式熔盐光热电站，采用了浙江可胜技术股份有限公司的核心技术和关键设备，自2018年底投运以来运行稳定高效，已连续4年超额完成发电目标 [3] - 青海格尔木350兆瓦项目是政策引导下催生的标志性项目 [7]