电规总院副院长孙锐：我国光热发电已具备规模化发展条件

　　光热发电正成为可再生能源行业的“后起之秀”。目前我国光热发电技术水平如何？光热发电是否已具备产业化条件？未来，光热发电成本下降的空间在哪里？2016年，国家能源局推出的首批示范项目迄今进展并不乐观，问题到底出在哪儿？针对上述一系列问题，记者在第二届中国德令哈光热大会举办前夕专访了电力规划设计总院副院长孙锐。

　　孙锐：根据中国气象局风能太阳能资源中心统计，中国拥有太阳能法向直接辐射量DNI＞1700千瓦时/平方米的可利用土地约94万平方公里，这些土地基本上都是戈壁、沙漠。如果利用其中10万平方公里的土地建设光热发电厂，年发电量可达到54000亿千瓦时，若按发电利用小时数为4000计算，总装机容量约为13.5亿千瓦。

　　近十多年来，我国相关科研机构、高等院校对光热发电技术从理论到实验开展了一系列研究，目前已掌握了其技术特性，为工程应用奠定了基础。

　　同时，已有多个光热发电专有技术公司开发出了具有自主知识产权的专有技术和产品，并建成多个光热发电试验装置和试验工程。其中浙江中控青海德令哈10MW塔式光热电厂已于2013年6月投运。目前有数十个项目在开展工程前期工作。2016年9月，国家能源局批复了第一批光热发电示范项目，共计有20台机组总装机容量134.9万千瓦，目前部分项目已经开工建设。

　　孙锐：在光资源条件较好的地区，地方政府部门也已经积极组织编制了光热发电基地规划。

　　例如，《甘肃玉门花海百万千瓦级光热发电基地规划》，规划总装机规模达5.6GW；《内蒙古阿拉善盟左旗太阳能热发电示范基地规划》，规划总装机规模达16GW；《新疆哈密市中长期光热开发规划”，规划总装机规模20GW。《甘肃阿克塞四十里戈壁太阳能热发电基地规划》，初步规划总装机规模7.35GW，目前还在研究进一步扩大规模。

　　孙锐：通过配置储热系统，光热发电机组能够保持稳定的电力输出，不受光照强度变化的影响，如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电。

　　同时，光热发电机组比燃煤机组的启停时间短、最低运行负荷低，具有更好的调峰性能，可以根据电网用电负荷的需要，快速调节汽轮发电机组的出力，即参与系统的一次调频和二次调频。

　　所以，光热发电机组可以在电力系统中作为主力机组承担基本负荷，也可以作为调峰机组承担高峰负荷。光热发电可使电力系统提高接纳风电和光伏发电的能力。这是因为光热发电机组在电力系统中替代了燃煤机组，降低了电网中运转机组的最小技术出力。其对提高可再生能源发电比重的贡献为光伏发电装机容量的1.5倍。

　　这里必须强调，如果将光热发电作为调峰机组，要以不牺牲光热发电机组的经济性为原则。比如，在夏季光照强度较高期间，储热时间较长的光热发电机组基本可以连续24小时发电，如果让其调峰运行，储热系统的热量不能全部放出发电，也会发生弃光问题，影响机组运行经济性。如果在这一时段电力系统运行确实需要光热发电机组调峰运行而造成了“弃光”，则应给予经济补偿。国家发改委批复光热发电上网电价的测算条件是经营期25年，资本金内部收益率10%，机组所发电力全额上网。

　　换言之，可再生能源发电全额上网是有法律保障的，与此同时，光热发电机组的供电可靠性是有保障的，根本不需要燃煤机组作为旋转备用。

　　孙锐：光伏发电与光热发电各有优势，它们不是替代而是互补关系。

　　光伏发电利用太阳能的全辐射，在地域上不受限制，系统简单、运行维护方便，非常适于分布式电源建设，屋顶、墙面、山坡、水面甚至汽车等交通工具上都可以安装光伏系统。

　　但在没有配置储能系统的情况下，光伏发电可靠性无法保障。而光热发电机组具有发电出力的可靠性和良好调节性能，它不需要电力系统中的燃煤机组作为旋转备用，也不需要电力系统中额外再为其配置储能电站。因此，采用光热发电技术，在我国西部地区建设大规模光热发电基地，可以实现太阳能发电、风力发电的稳定外送，大幅提高我国的可再生能源发电比重。

　　孙锐：国际上最早的光热发电商业电站投运已有30多年，目前已投运的商业电站装机容量已超过5GW，其中西班牙、美国所占比重最高。在近期的光热发电项目建设中，南非、摩洛哥、智利、中东等国家和地区迅速起步并扩大建设规模。

　　我国光热发电起步较晚，但近年来发展迅速，特别是在关键技术和产品上已取得了突破，其中一些企业的槽式集热器集热管的性能已达到了国际上先进水平，产品已走向国际市场。一些公司已建成了商业电站，积累了宝贵的优化运行经验。一些公司参与了国际光热发电项目的设计和安装建设工作，还有的公司与国外公司合作参与了国际光热发电项目开发投标，承担项目的EPC，并有望胜出。

　　总而言之，我国光热发电的全产业链已经形成，所需的设备和材料国产化率可达90%以上，国内设备和材料的生产能力完全可以满足工程需要。因此，我国已经具备了光热发电规模化发展的条件。

　　孙锐：影响光热发电成本主要因素有光热发电项目的年发电量、项目造价成本和融资成本。

　　要提高光热发电项目的年发电量，首先要选择太阳法向直接辐射量较高的地区建设光热发电项目。目前国外的一些光热发电项目的上网电价已降低到10美分/千瓦时以下，其主要原因为：首先厂址地区具有较高的太阳能法向直接辐射量；第二是通过系统配置优化，确定合理的聚光集热系统和储热系统容量，使度电成本最低；第三是提高光热发电厂各系统和设备的能源转换效率，同时还要尽可能降低厂用电率。   

　　我国光热发电项目的造价成本在度电成本中的占比要超过40%。要降低造价成本，首先要依靠产业的规模化发展，只有实现了规模化发展，设备和材料的生产成本才能够得到降低，其价格也会随之下降。目前，光热发电项目的造价约2.5万元－3万元/千瓦，根据相关机构的研究，如果我国光热发电产业实现了规模化，预测光热发电项目的造价可降低到1.5万元/千瓦，发电成本可降至0.75元/千瓦时。

　　我国光热发电项目的融资成本在度电成本中的占比要超过20%，要高于国外的光热发电项目。主要原因是我国银行的贷款利率要高出50%左右。要降低这一成本，只能寻找较低的融资渠道，如在股票市场发债、利用世界银行和亚洲开发银行的主权贷款等。如果我国的政策性银行能够给予光热发电项目优惠贷款政策，对降低光热发电的成本也非常显著。

　　光热发电项目配置储热系统，肯定会增加项目的工程造价，但发电成本却不一定提高，如果系统配置合理，发电成本则是下降的。光热发电项目的储热系统容量不是孤立设置的，它是与聚光集热系统的容量相匹配的。简言之，储热系统的容量越大，要求聚光集热系统的容量也随之增大，这都会带来工程造价的提高。仅从造价成本增加看，发电成本是提高了，但与此同时，光热发电机组的年发电量也提高了，这会使光热发电成本下降。因此，每个项目都要进行系统的优化配置，找到对应于发电成本最低的聚光集热系统和储热系统的容量。而对比不同的光热发电项目时，也不能像其他发电项目那样对比单位千瓦造价（元/千瓦），而应该采用单位发电量造价(元/千瓦时)，才是比较客观的。

　　孙锐：第一批示范项目的进展情况没有达到预期，有共性问题，也有个性问题，概括起来有以下几个原因：

　　首先，国家发改委批复的第一批光热发电示范项目的上网电价为1.15元/kWh，并没有达到绝大部分项目申报时的投资回报预期（资本金内部收益率10%）。因此，发改委在批复文件中强调：“鼓励地方相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进太阳能热发电产业发展”。但从第一批项目实施情况看，文中强调的支持措施并没有得到落实。因此，一些项目因投资回报率较低给投资决策造成了障碍，有些项目很可能会放弃建设。

　　第二，项目融资困难。银行对光热发电的了解程度有限，担心光热发电也会像光伏发电项目那样发生严重“弃光”，影响还贷。另外，银行对民企投资项目的贷款条件较为严格，担保、抵押等要求难以满足。因此，一些民企投资的项目只好寻求国企作为投资伙伴，以解决融资难题，这也拖延了项目进度。

　　第三，由于当时示范项目申报时，申报单位准备工作不充分，对建厂的场地条件没有充分的落实好，后来又必须更改厂址，拖延了项目进度。还有的项目对于聚光集热的方式没有研究透彻，后来要改变，也延误了项目进度。还有些项目，由于招投标环节出现了投诉，也对项目进度造成了很大的影响。

　　第四，一般光热发电项目的建设周期需要24个月，但我国北方地区的冬季是无法施工和安装的。从实际情况看，需要在24个月的基础上再加上两个冬季的时间，总共需要大约3年时间。因此，大部分项目在2018年底无法完成建设。从2016年9月公布示范项目算起，到2019年9月是比较合理的建设周期。