近日，电力规划设计总院教授级高级工程师孙即红在2017光热发电中国聚焦大会上，对我国首批太阳能热发电示范项目工程建设情况进行了梳理。结合最近电规总院参与评审的一些太阳能热发电站工程，向大家分享了太阳能热发电项目需要关注的重要事项以及目前的成本分布情况。
孙即红总结说，经过对国内外太阳能热发电站工程建设的分析和比较，目前太阳能热发电项目主要有三种建设模式：一是北京国华玉门熔盐塔式10万千瓦光热发电项目的项目总包模式（EPC），二是中广核德令哈导热油槽式5万千瓦光热发电项目分岛总包模式，三是中控德令哈熔盐塔式5万千万光热发电项目分散采购模式。各建设模式视业主自身情况而定，并非具有可比性。
在系统集成方面，太阳能热发电项目是一项系统工程，其系统集成涉及到聚光集热场系统、储热换热系统、常规发电系统等。目前可供参考的系统集成模拟设计软件有：美国国家可再生能源实验室（NREL）的SAM（System Advisor Model）软件，德国航空航天中心（DLR）Greenius 软件，德国STEAG公司的Ebsilon商业软件，西班牙Sun to Market Solutions工程咨询公司的S2M 软件和挪威船级社DNV GL 的Sofia软件。其中除了SAM软件是免费使用的外，其他软件均为收费软件。目前国内包括浙江中控等开发了自己的软件，但国内确实缺少经验，希望能够通过第一批项目吸取经验，验证和完善软件模型。
关于系统容量匹配的选择，原则是以成本电价最低来优化，综合考虑电力系统对机组的运行要求，还有以及集热系统的限制以及投资回报来确定。一是现阶段各电网的最低要求是承担晚高峰负荷，希望其同时承担早晚高峰负荷，当太阳能热发电机组容量比重增大后能够承担基本负荷，机组需要24小时连续运行；二是在不同季节日照强度变化情况下，机组每天能够运行的时间；三是能否突破集热系统容量的限制因素；四是上网电价是否能够使投资回报达到预期的目标。
对于关键部件，汽轮机效率问题，孙即红建议：汽轮发电机组的投资在光热发电项目中的占比不高，但机组效率对项目的经济性影响较大，建议在招标和评标过程中将汽轮发电机组的效率放在首位。应结合太阳能热发电技术路线，以减少弃光、年上网电量最大化为原则，选择汽轮机额定功率的定义标准；优化汽轮机额定进汽参数、优化汽轮机排汽背压和优化给水温度。
孙即红以国内某50MW太阳能热发电项目动态投资图分析指出：在整个太阳能热发电站中，设备购置费约占总投资的60%，安装工程费约占总投资的12%，建筑工程费占比10%，其它费用占比9%，基本预算费占比5%，建设期贷款利息占比约4%。其中设备购置费中，聚光集热场系统投资成本占比67%，蒸汽发生系统占比3%，储热系统占比14%，发电系统占比7%，其它辅助系统占比9%。
她提出，目前阶段我国太阳能热发电项目的工程造价在2.5-3万元/kW区间。预计到2020年，工程造价将会降至15000元/kW以下。届时，上网电价也会相应降至0.75元/kWh以下。
附：第一批太阳能光热发电示范项目进展情况一览表
（本文根据孙即红演讲PPT整理而成）
注：本文章转载自国家太阳能光热联盟，不代表本网观点立场。
