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光熱發電在能源轉型、推進可再生能源高質量發展過程中，具有不可替代的作用。經過多年培育，我國光熱產業鏈已逐步完善，在國際市場的競爭力不斷增強。不過，業內人士也表示，我國光熱產業尚處于示范發展階段，期待政策補貼退坡能漸進實施，給產業發展合理緩沖期
9月的迪拜，海灘依然延續著夏日浪漫，而在南部沙漠，一座占地面積44平方公里，迄今為止全球規模最大的光伏光熱太陽能發電項目打破了沉寂已久的大漠。這座由中國企業承建的950兆瓦光熱光伏混合發電項目的首臺槽式集熱器，于迪拜時間9月19日組裝成功。該項目建成后，每年不僅為迪拜32萬多家住戶提供清潔電力，還將減少160萬噸的碳排放量。
該項目只是我國太陽能熱發電產業異軍突起的一個縮影。自2005年至今，我國光熱發電產業從無到有，已經具備了相當的產能規模，規模效應逐漸顯現，對產業的結構優化和成本的降低產生了積極的影響。
示范項目帶動產業創新
光熱發電作為穩定、可靠的優質電力，在能源轉型、推進可再生能源高質量發展過程中，具有不可替代的作用。經過多年培育，我國光熱產業鏈已逐步完善。
9月19日，中電建青海共和50兆瓦熔鹽塔式光熱發電項目、魯能海西州多能互補集成優化國家示范工程50兆瓦光熱發電項目也成功并網發電，為助推我國能源轉型再添新樣本。
作為有望替代煤電，為電網提供穩定、可靠電力的可再生能源，光熱發電已成為多個國家重點支持發展的戰略性新興產業。
2016年，國家能源局啟動首批20個光熱發電示范項目，裝機規模總量達1.35吉瓦，開啟了我國光熱發電的商業化進程，并帶動了一批材料、設備制造以及電站建設企業的快速發展。
截至目前，首批示范項目共有4個項目建成投產，并網運行的光熱發電項目累計裝機量達到320兆瓦。預計今年年底前，我國有望再并網4個項目，新增裝機250兆瓦左右。
“雖然我國光熱發電起步較晚，但部分技術已經走在國際前列。”電力規劃設計總院副院長孫銳告訴記者，通過首批示范項目，帶動了相關企業自主創新，突破了多項核心技術，并形成了完整的產業鏈，目前設備國產化率超過90%。
“例如，塔式聚光集熱系統在國際上也只有幾家公司掌握該項技術，而首航節能和中控太陽能等龍頭企業，通過自主研發掌握了關鍵技術。項目建成投運后，運行性能良好。另外，蘭州大成通過自主研發掌握了熔鹽菲涅爾式聚光集熱技術，并率先開展了世界首個商業化電站建設；正在建設中的玉門鑫能項目也是全球第一個采用二次反射塔式聚光集熱技術的商業電站。”孫銳告訴記者。
北京首航艾啟威節能技術股份有限公司董事長黃文佳告訴記者：“經過多年技術積累，小試、中試、企業示范項目和國家首批示范項目建設，光熱產業積累了許多設計、制造、安裝、運維等方面的人才，培養了多家系統集成商，吸取了大量經驗與教訓，為下一批項目減少建設成本、提高效率提供借鑒和依據，將有力地提高光熱發電的經濟和社會價值。”
練好內功開拓海外市場
當前，光熱發電產業在全球得到了廣泛關注，智利、摩洛哥、沙特阿拉伯、阿聯酋等多個新興市場潛力不斷釋放。英國權威數據分析公司Global Data發布的行業分析報告指出，光熱發電技術具備高效及儲能等優勢，且成本下降空間可期，市場發展前景光明。分析報告預計，到2030年，全球光熱發電裝機規模有望增長至22.4吉瓦。國際能源署（IEA）預測到2050年，全球電力供應中將有11%來自光熱發電。
據了解，今年，全球約有10個商業化光熱發電項目處于實質性開發階段，總裝機容量1460兆瓦，其中海外項目6個，總裝機1210兆瓦。
近年來，跟隨“一帶一路”建設步伐，我國光熱企業開始在南美、北非、中東、南歐等地站穩腳跟，持續擴大中國品牌影響力，逐漸從項目總包和投資方向項目主設備供應商、集成商方向發展。
2018年，上海電氣集團股份有限公司在充分市場競爭的情況下，以世界最高標準贏得了迪拜700兆瓦光熱發電項目的總承包機會。今年，我國企業參加總包的摩洛哥250兆瓦槽式NOOR2、150兆瓦塔式NOOR3光熱電站相繼投運，在海外市場建立起良好信譽。此外，希臘、智利、非洲等地的市場開拓也進入了新階段。
浙江中控太陽能技術有限公司董事長金建祥表示：“示范項目所展現出的技術創新和工程能力，為中國企業走向海外奠定了良好基礎，另外產業鏈發展帶動了成本下降，也增強了中國企業在國際市場的競爭力。”
國際可再生能源署今年5月份發布的報告顯示，2018年全球光熱發電的度電成本為每千瓦時0.185美元，較2017年下降26%，較2010年下降了46%。報告強調，成本顯著下降離不開中國市場在供應鏈以及項目開發方面的貢獻。
“摩洛哥MASEN公司已與中國科學院商討，在摩洛哥共同建立中國太陽能熱發電技術產品的試驗展示基地，為國產光熱發電產品進入非洲做技術鋪墊，首批項目合同正在洽談中。”國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟理事長王志峰介紹說。
補貼退坡期待合理緩沖期
走向清潔低碳化是能源轉型的大勢所趨。與常規煤電機組相比，光熱發電具有更寬的調節范圍和調節速度，因此在眾多可再生能源發電中，光熱發電可靠且靈活，并具備儲能作用，可顯著提升電網接納光伏、風電的能力，為電網提供安全保障。
孫銳分析說：“光熱集發電和儲能于一身，同一地點、同等容量的光熱發電機組發電量是光伏的2.6倍，能夠提供100%電力保障，可以顯著減少高比例風電和光伏接入后電力系統對儲能電站容量的需求，與光伏、風電形成互補。”
孫銳認為，隨著我國大規模新能源機組占比不斷提升，煤電占比持續降低，西部地區風電和光伏依賴煤電打捆外送模式將不可持續。以甘肅酒泉至湖南的±800千伏祁韶線為例，該輸送通道已經建成投運，原規劃設計外送電量的60%為煤電，配套煤電機組600萬千瓦，其中新建400萬千瓦。然而全國煤電機組出現過剩局面，能源主管部門暫停了200萬千瓦煤電機組的建設。由于缺少調節電源，該通道的輸電功率與設計值相差甚遠，當地的風電、光伏電力送不出去，棄風、棄光現象嚴重。
“如果建設200萬千瓦光熱發電替代被暫停的煤電機組，外送的可再生能源電力比重將提升到80%以上，目前地方政府已開展了相關研究工作。”孫銳表示。
光熱產業方興未艾，如何破解發電成本高企難題，黃文佳和金建祥早已成竹在胸。“再經過兩三輪示范項目的持續建設，光熱發電有望實現調峰平價。”
孫銳分析說：“如果光熱發電裝機每年保持一定增長規模，使產業鏈逐漸發展壯大，保守估算，2030年光熱發電成本將下降到0.7元/千瓦時以下。”
與此同時，多位業內人士也擔心，我國光熱產業尚處于示范發展階段，如果補貼政策發生重大調整，不僅會使產業發展陷入停滯不前的窘境，還有可能讓剛剛培育起來的產業夭折。而一旦失去國內的創新及產業鏈成本優勢，中國企業在國際市場的競爭力將不復存在。
專家認為，補貼退坡是大勢所趨，但應該是一個漸進的過程。“光熱發電項目建設周期長，同時，我國西北部獨特的氣候環境導致有效工期不足8個月，因此首先要因地制宜、實事求是，給光熱產業發展一個合理的緩沖期，以免造成大起大落。”王志峰坦言。
