《中国能源报》记者近日采访获悉，新疆的光热发电装机规模目前位居全国第一，达到155万千瓦。全国在建的42个光热项目中，有16个项目位于新疆。

　　新疆在光热项目的发展有着宏伟的计划和积极的进展。2023年，新疆公布了总规模37.82吉瓦的第二批新能源备案项目清单，其中包括250兆瓦的光热项目，加上第一批光热项目，总装机规模达1.8吉瓦。在受访人士看来，新疆正成为光热投资热土。

　　系统调峰能力待加强

　　新疆风光资源丰富，可再生能源比重逐年增高、热电厂比重高、自备电厂比重高等因素导致的系统调峰能力不足，进一步造成新能源消纳困难，影响电力系统的稳定运行和能源的高效利用。

　　“风电、光伏等新能源装机规模大，但其出力波动性较强，对电力系统的调节能力提出很高的要求。现有系统调峰能力难以完全适应新能源发展的需要，导致高峰时段电力供应紧张与低谷时段新能源消纳困难并存。”中国科学院电工研究所研究员、中国科学院太阳能热利用及光伏系统重点实验室主任王志峰接受《中国能源报》记者采访时表示，足够的调峰资源是可再生能源高效利用，优化能源结构的前提。

　　据了解，为缓解新能源并网的电力调度压力，新疆正在通过煤电机组灵活性改造、流域龙头水库电站建设等多种措施来解决调峰电源不足的问题。同时，新疆还将统筹提升可再生能源调峰能力、继续完善电力辅助服务市场、推动智能化调度能力建设等。特别在新型储能领域的发展尤为显著。据国网新疆电力的数据，2024年第一季度，新疆新型储能的平均等效充放电次数达到了141次，平均利用系数超过了80%，平均利用小时数达到了471小时。这表明新型储能在电力系统中的利用率相当高，有效地发挥了其调峰、调频、调压、备用和黑启动等多种功能。

　　在王志峰看来，加强调峰能力建设，推进储能能力建设，推动智能化调度能力建设，对于保障新疆电力系统的稳定运行和促进新能源的高效利用至关重要。

　　诸多企业提前布局

　　光热发电可以配备高效的热能存储系统，这使得它能够提供连续的电力输出，即使在夜间或阴天也能运行。解决新疆调峰电源缺乏的有效途径之一就是发展光热项目。光热发电作为调峰电源与风光一体化发展被越来越多的企业认可，颇多央国企在新疆布局光热项目。去年4月，国家能源局发布了《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，正式开启了光热发电产业规模化发展的新篇章。这一政策强调了光热发电规模化发展的重要性，并提出了在新疆、青海、甘肃等地区建设油气与太阳能同步开发综合利用示范工程的计划。

　　谈及投资新疆光热项目的初衷，多位企业人士对《中国能源报》记者表示，从光伏与储热型光热发电配比看，新疆支持力度最大。新疆的政策鼓励光伏与储热型光热发电以9:1的比例规模配建。这意味着在新疆，光伏发电的规模要比光热发电大得多。例如，如果建设10万千瓦的光热发电项目，可以配置90万千瓦的光伏项目。这种比例的设定是为了更好地利用可再生能源，同时兼顾经济效益和技术的可行性。

　　《中国能源报》记者注意到，光热一体化项目开发商多为央企国企牵头，包括三峡能源、中广核、国电投、中国能建、中国电建、国家能源集团等。以中国能建为例， 2024年，其在新疆哈密启动了世界单期最大的“光（热）储”一体化基地项目。这个项目的总装机容量为1500兆瓦，其中光热装机容量150兆瓦，光伏装机容量1350兆瓦。项目预计每年能生产28.9亿度绿色电能，将有效促进新能源产业的持续健康发展。

　　一位央企新能源项目负责人接受《中国能源报》记者采访时表示：“光热发电项目虽然一次性投资较高，但其年发电效率高，全生命周期内的发电量增加收益高，成本比化学储能低，是更优的选择。”

　　成本有下降空间

　　新疆光热发电成本正呈现下降趋势，这主要归功于技术的进步和规模化发展。“光热技术进步和规模化效应正在凸显。”王志峰表示，近年来，中国在光热发电技术方面取得了显著进步，包括集热系统的改进和储热技术的提升。随着技术的成熟和规模化生产，预计光热发电的成本将会继续降低。例如，中广核宣布国内最大采光口尺寸的熔盐槽式集热器原型机试制已接近完成，这将有助于降低光热发电的成本。据清华大学碳中和研究院的报告预测，到2030年，光热发电的度电成本可降至0.7元/千瓦时以下，而在2040—2050年间可能进一步下降到0.35-0.45元/千瓦时。

　　尽管光热发电在推动新能源消纳方面的价值得到了认可，但这一价值在电价中尚未得到体现，其在电力系统中的价值也尚未充分展现。中国的光热发电产业链虽然已经形成，但整体上仍处于发展初期，尚未实现成熟商业化发展。在业内人士看来，光热产业链的成熟和标准化程度需要进一步提高。由于光热发电项目初投资高，且在缺乏国家电价政策的情况下，市场技术迭代机会有限，通过技术创新促进技术迭代是行业发展的重要途径。