超高功率组件光热发电装机加速，产业链迎来了哪些新契机？

　　近日，随着国家能源局正式发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，“光热发电”成为股市和产业界的热门关键词。按照通知要求，我国将加大光热的研发、应用力度。从光热发电的基本特点来看，它与包括光伏在内的其它发电模式相比，电能质量优良，并网障碍低，还具备可储能调峰等优势，更适合于大规模推广应用。按照IEA预测，预计到2050年，我国光热发电市场装机量将达到118GW，这个高潜力市场也将是发电产业链的新增长点。

　　超高功率组件光热发电产业现状

　　光热发电是指利用聚光装置，将太阳辐射能转化为热能，然后通过常规的热机将热能转化为电能的技术。光热发电系统可分成集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统四部分。

　　按聚焦方式及结构的不同，光热技术可以分为塔式、槽式、碟式、菲涅尔式四种。目前上述四种技术路线中，塔式和槽式发电应用较为广泛。据相关机构统计，我国已有光热发电系统中，塔式技术占比约 60%，槽式技术占比约28%，线性菲涅尔技术约占12%。而在全球范围内，塔式技术占比20%，槽式技术占比76%。

　　2015年，我国光热发电商业化迎来重要突破。当年9月30日，国家能源局发布《关于组织太阳能热发电示范项目》文件，点燃了光热企业的投资热情，申报规模高达8.8GW。

　　2016年9月，国家能源局正式发文，启动首批20个太阳能热发电示范项目建设。据了解，首批光热示范项目实行补贴退坡制，2018年12月31日前全部建成投产的首批示范项目执行每千瓦时1.15元（含税）标杆上网电价。后续，相关部门规定，2021年底前全容量并网的首批光热示范项目均执行1.15元/kWh的标杆电价。

　　尽管有1.15元/kWh的补贴刺激，但受成本限制以及疫情的影响，首批光热示范项目进展并不理想。2020、2021年光热发电项目几乎处于停滞阶段，截至目前仅有8个项目实现了并网发电。而此前业内期待的第二批示范项目也无疾而终。

　　按照相关部门规定，除首批光热示范项目外，2020年及之后的新增光热发电项目，补贴支持由中央转到地方。失去国家补贴的支持，初始投资成本较高的光热发电再次迎来压力。

　　据了解，光热发电项目的投资成本主要集中在集热系统、吸热系统、储换热系统，设备系统成本占比在8成左右。相关机构统计，2022年主流的10万千瓦装机、12小时储热塔式光热单位千瓦造价在2.5万~3万元。尽管过去十余年间光热发电成本快速下降，但较风电、光伏仍有较大差距。

　　随着“双碳”目标的提出，风电、光伏等新能源装机规模大幅攀升，截至2022年底，风电、光伏累计装机规模达到365GW和393GW。风、光自身间歇性、波动性特征，对电网造成了一定冲击。而光热发电既具有灵活性，又兼具储能特性，能够一定程度解决光伏、风电的间歇性和不确定性，成为三北地区风光基地配套储能的重要路径之一。