“国家能源局发布的《2016年能源工作指导意见》要求，继续推进太阳能热发电示范项目建设，探索太阳能热发电新技术和新模式。加快光热发电领域技术定型。这对我国即将推出的100万千瓦左右的光热示范项目建设可谓重磅利好，对光热行业的发展也将产生有利的推动。光热产业迎来重大机遇期。”
国家太阳能光热产业技术创新战略联盟专家委员会副主任马重芳说。
2015年9月，国家能源局发布《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，引发示范项目的申报高潮，虽然至今首批1吉瓦（100万千瓦）光热示范项目的电价尚未明确，但业界以最大的热情翘首以盼。在近日由国家发展和改革委员会培训中心主办的光热发电示范项目建设及系统设计与设备选型高级研讨班上，光热示范项目的进展情况获公开。
申报规模效应明显
记者了解到，此次光热发电示范项目评审工作由水电水利规划设计总院牵头，联合电力规划设计总院、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟等单位，组织行业内专家开展相关工作。
“我国首批光热示范项目申报热潮涌现。原定目标规模为1吉瓦，有效申报项目超过100个，总规模达到10吉瓦。现已进入最终决策阶段。”国家可再生能源中心产业发展研究部主任胡润青在上述会上表示。
据水电水利规划设计总院新能源处处长谢宏文介绍
“2015年11~12月，100多个申报项目被评审，项目评审报告和上网电价建议报告已报送国家能源局。首批1吉瓦的光热示范项目名单及电价有望近期对外公布。”“本次对抛物面槽式、熔融盐工质等都做了明确的技术要求，但没有限制其他形式的项目申报。同时对单机容量、申报项目个数、技术路线等进行了限制，这些会更大程度鼓励技术创新，推动产业链的完善，使最终获批的项目更具示范意义。”谢宏文说。
记者从水电水利规划设计总院获悉，在合格的申报项目中，槽式电站52个，达411.7万千瓦。塔式电站36个，达332.5万千瓦。碟式5个，达30万千瓦。线性菲涅尔式5个，达36万千瓦。从技术路线看，示范项目分为槽式导热油、塔式熔盐、塔式水工质、槽式熔盐、菲涅尔式导热油、菲涅尔式熔盐、菲涅尔式水工质、塔式熔盐二次反射等8种技术路线。
“本次申报项目装机容量大部分为50兆瓦、100兆瓦，个别超过200兆瓦。其中，50兆瓦项目年等效满负荷利用小时数约3000小时，100兆瓦项目约4000小时。”谢宏文认为，此次申报的规模效应较为明显。从地域分布看，排在前三名的省份为：甘肃（30个，总容量262.3万千瓦）、内蒙古（22个，总容量195万千瓦）、青海（16个，总容量157万千瓦）。业界认为上述情况与我国太阳能资源分布相匹配。“仅青海省和内蒙古西部地区，就有超过20万平方公里的土地可用于光热发电工程建设。”电力规划设计总院发电部高级工程师孙即红说。
从电价水平看
初评合格项目除西藏外，申报最高电价为1.487元/千瓦时，最低电价为1.091元/千瓦时，平均电价为1.236元/千瓦时，其中电价高于1.32元/千瓦时的项目9个。西藏项目申报电价范围为1.4~1.5元/千瓦时。
另外，记者发现，此次光热发电示范项目达标验收时，机组连续运行不少于5天，每天持续不间断运行时数大于4小时。机组设计出力连续运行时间为：在设计的气象条件下，机组90%以上连续运行大于1小时。“验收指标是合理的。我国大型电站处于起步期，按照经验，没有化石燃料辅助的纯太阳能热发电站达到上述要求实属不易，电站建成后先通过验收，拿到电价，随着运行经验的积累，电站出力肯定会逐渐增加，约2年后达到设计值。”中国科学院电工研究所研究员王志峰告诉记者。
重点开展技术经济性尝试
目前我国光热发电可谓在平稳中发展。那么在示范项目名单及电价公布后，光热发电发展的思路如何？在工程设计上又面临哪些思考？
“我国光热发电示范项目开发的总体思路是，统筹推进太阳能热发电示范项目，推进技术多元化及其对中国适应性的技术经济性尝试，为今后规模化发展积累经验，为逐步建立标准体系奠定技术基础。”谢宏文表示，光热发电的发展方向应为低成本、高效的系统发展，不断提高系统中关键部件的性能，将太阳能与常规的能源系统进行合理的互补，实现系统的有机集成，实现太阳能向电能的高效转化，进而加快光热发电的商业化发展。
据悉，法向直射太阳辐射（DNI）值是光热发电技术方案选择及经济评价的重要依据。据国际可再生能源署的研究，DNI每增加100千瓦时/平方米/年，发电成本下降4.5%。孙即红建议，在我国光热发电起步阶段，宜选择太阳能资源条件较好的区域建设示范项目，有利于降低发电成本。
“单机容量的增大，有利于降低工程单位造价，但需要技术成熟度作为支撑，同时，还要考虑储热系统的容量和机组的整体经济性。”在工程设计的成本上，孙即红特别提出，要合理选择机组容量，应综合技术成熟度、储热系统容量和机组的整体经济性进行多方案比选后确定。
记者发现，配置储热系统能够使光热发电机组的出力稳定并具有良好的调节性能，虽然增大了电站投资，但由于机组年发电量的增加，发电成本反而降低，具体的储热系统容量要通过系统优化确定。
对此，与会专家建议，应结合以下因素来研究确定储热系统的容量：
一是要以上网电价最低为原则，通过系统优化确定储热系统容量。
二是机组要承担电力系统晚高峰负荷，则需根据当地不同季节的日落情况和接入电网的晚高峰负荷的时间来确定储热系统容量。
三是考虑机组是否需要连续24小时发电，则需根据接入电网的负荷情况和机组各系统的配置情况综合研究，储热系统的容量需相应的调整。
四是加大重视光热发电的储热系统容量对机组的用地面积、年发电量和发电成本有重大的影响。
注：本文章转载自中国电力报 徐秋玲，不代表本网观点立场。
