专家：储热比电池储能有更大成本优势 中国将决定全球光热发电产业走向

摘要：就目前的技术水平而言，热储要比电池储能具有更大的成本优势，尤其是在大规模项目上。即使电池储能未来即使有较大的技术突破，但技术进步仅仅是成本下降的一个因素，其他非技术性因素如对融资风险的认知，政策支持的力度以及规模化发展的速度都会影响成本下降的速度与幅度。

近一段时间以来，许多曾积极发展光热发电的国家正在削减对其的支持力度。目前全球光热发电情况如何？发展前景怎样？全球光热发电发展需要破解哪些问题？带着诸多问题，记者专访了致力于可再生能源研究的中国科学院电工研究所博士后AlinaGilmanova和国际可再生能源署项目主管陈勇。

中国影响力渐增

中国能源报：目前全球光热项目发展情况如何？您如何看待光热行业前景？

AlinaGilmanova:全球光热发电装机容量现已累计达到约700万千瓦，主要集中在美国、欧洲、中东、非洲（以北非为主）和中国。

美国早在30多年前就建成了世界上第一座35万千瓦光热电站；西班牙在连续7年度电0.27欧分的标杆电价的支持下，光热发电装机容量曾一度占全球的1/3，同时也建立起了生产能力，积累了大量的开发、设计、安装、运维等技术知识，至今其相关产业仍在全球光热发电行业占据主导地位。

随后中国、阿联酋、南非、摩洛哥、以色列和印度也积极发展光热发电，扩大装机容量，又将光热发电推到一个发展高潮。尤其是中国，最近几年在光热发电领域取得了很大的进展。2015年以来，中国公司包揽几乎所有产业链的新建产能；2016年，中国的光热发电示范项目可享有度电0.16美分的标杆电价，大约是2013年西班牙的一半。

但是最近，上述国家支持发展光热发电的力度正在逐渐减弱，这其中也包括中国。中国现有光热发电总装机容量为43.5万千瓦，如果在2020年末之前，在建的10个项目能够并网发电，届时总装机可望达130万千瓦。但政府下一步如何继续扶持示范项目及如何制定与执行今后的标杆电价，仍悬而未决，这给中国乃至全球光热发电的发展前景注入了不确定性。

中国能源报：除了不确定性，对全球光热行业会有其他影响吗？

AlinaGilmanova:中国海外光热发电项目的参与度已成为影响全球光热行业发展前景一个重要因素。近几年中国参与海外项目力度很大，例如迪拜的70万千瓦“NoorEnergy”一期、希腊的5万千瓦光热发电项目以及摩洛哥的NOOR二期和三期共计35万千瓦的项目。如果能够继续保持这种很强的参与力度的话，很大程度上，中国将决定着全球光热发电发展的速度与规模。

特别是迪拜的项目，其无论是在规模还是在技术上都具有开创性的意义，而且发电成本也很低，35年购电合同电价为度电7.3美分，与新建天燃气发电成本不相上下。这也证明了光热发电项目的成本可以降下来，但这需要世界各国在其发展初期阶段给予持续的政策支持。

影响全球光热行业前景的一个长期因素就是应对气候变化的需要。虽然光热发电所实现的直接碳减排微不足道，但关键是其电源的连续、稳定性、可调度等优势可以对如风力发电和太阳能光伏发这样的电波动性可再生能源电源进行有效的电力系统调节，推进全球能源体系向清洁低碳方向转型。所以，从这个角度上来讲，健康稳定地支持光热产业的发展非常关键。

国际能源署预测，全球光热发电在下个5年间预计将增长340万千瓦。但目前，全球光热发电发展正处在一个十字路口的关键时期，世界各国的政策方向将决定其未来，如果政策措施等制定执行得当，光热发电的前景应是很美好的。

光伏和光热不可同日而语

中国能源报：有人认为，未来“储能+光伏发电”比光热发电更具优势，您怎么看这个观点？

AlinaGilmanova:首先，把光热与光伏来比较，即使加上储能的话，其意义也并不大，因为这两种技术各有各自的优势，并且都是未来低碳电力系统所需要的。光伏配以短时间储能在成本上占优势；但如果是长时间大容量储能，要实现24/7这样的连续发电，或是为风电在夜间做调节电源，光热发电配以热储应该更具有成本优势。

就目前的技术水平而言，热储要比电池储能具有更大的成本优势，尤其是在大规模项目上。即使电池储能未来即使有较大的技术突破，但技术进步仅仅是成本下降的一个因素，其他非技术性因素如对融资风险的认知，政策支持的力度以及规模化发展的速度都会影响成本下降的速度与幅度。

根据国际可再生能源署的数据与分析，2010-2018年间全球平均加权平准发电成本下降了50%左右，在建与新建项目的成本将会进一步下降，逐渐接近新建天然气发电成本。在中国，其平均加权平准发电成本度电大约在10美分左右，仍高于风电和光伏，但光热发电配套热储的电源质量比较稳定，可以向电网提供可调度电力，这与风电或光伏等波动性电源有很大不同，所以不能同日而语。

需要强调的一点是，我们比较成本的时候，应该把“光伏+电池”和“光热+热储”来进行比较。据大致测算，如果两套系统均配套6小时储能来比较其平均加权平准发电成本的话，光伏要比光热发电度电成本高出大约15%左右。

另外，随着波动性可再生能源如光伏与风电在电力系统中的比例快速上升，全球对可调节性电源的需求将会不断增加。原则上，依赖单一电源的电力系统，即使配以储能，也是不安全的。退一步讲，即使安全不是问题，光伏配以电池储能能否达到像预期那样，大规模替代现有的常规电源，仍是一个未知数，因为全球的电池生产的产业链要到达满足这样的需求仍面临诸多挑战与不确定性因素。总之，未来能源体系应该向多元化发展，光热与光伏将都需要，令其各尽所长。

市场规模制约全球光热发展

中国能源报：与光伏相比，光热行业发展相对滞后。您觉得全球光热发电行业要快速发展，需要破解哪些障碍？

陈勇：全球光热发电行业发展相对滞后主要是受市场规模的限制。光热发电没有十分合适稳定的扶持政策，更为重要的是，其发展规模反而受到限制，不准许超出设定的上线。在中国，尽管许多企业对光热发电项目抱有浓厚的兴趣，但只有少数入选示范项目才能得到政策支持，即享受标杆电价补贴。

当中国支持光热发电政策一出台，行业内对光热发电前景十分看好，投资兴趣很浓。如果能像发展光伏和发电那样扶持光热发电，在安装总规模上放开一些，可以推测，具有发电出力稳定可调等特性的低成本光热发电将会迎来一个爆发式的发展，首先在中国然后会惠及世界其它国家。

中国能源报：众所周知，目前光热发电技术主要是槽式、塔式、菲涅尔式和盘（碟）式，您觉得未来哪种技术会成为全球光热发电的主流？

陈勇：槽式光热发电技术已经主导市场许多年了，大约占全球市场份额的90%左右。塔式由于可以获得更高的温度，转换效率比较高，近几年在中国发展很快。另外，塔式仍具有较大的技术改进与创新的潜力，其未来成本下降空间比槽式的要大。但由于其系统比较复杂，技术进步与成本下降也需要更多的时间。

菲涅尔式和盘（碟）式更适合于小规模场景的应用，尤其是工业蒸汽的生产，集中供热，以及制氢行业。这两种技术可以以模块单元式开发利用与运行（即可以分阶段安装运行多个小规模单元的独立系统），这样可以减少投资风险。

这四种不同的光热发电技术路线，各有所长，而且都在不同程度上继续完善创新，但哪一种会在今后脱颖而出，恐怕还要看政策支持的倾斜度，扶植在未来电力系统中最适合不同地区和国情的光热发电技术。