在由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟发起主办的第三届中国太阳能热发电大会上，电力规划设计总院副院长孙锐对光热发电在我国能源转型中的作用和发展前景进行了描述。相关发言内容整理如下：
一、我国电力现状和发展预测
2016年全国一次能源消费总量43.6亿吨标煤，非化石能源占比 13.5%。非化石能源在一次能源消费中的比重计划到2020年达到 15%， 2030年达到 20%，2050年非化石能源占比 50%。
2016年全国总发电量为5.99万亿kWh，发电量构成中，非化石能源发电量占比约为29%；电源总装机容量16.5亿kW，非化石能源发电装机容量占比约38% 。
“十三五”电力规划中，2020年非化石能源发电量比重提升至 31%以上，非化石能源发电装机容量比重约 39%。
国家发改委、能源局发布了《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》（发改基础[2016]2795号），提出了非化石能源跨越发展行动，到2030年，非化石能源发电量占全部发电量的比重力争要达到50%。如何实现这个目标，具体方案尚在研究制定过程中，目前还没有结果。根据相关的一些信息，粗略估计2030年发电量和装机容量的比重大体情况如下图所示，太阳能发电装机容量有可能达到5亿千瓦，光热发电装机容量会占有相当大的比重，光热发电机组的发电利用小时数是光伏发电的3倍多，因此，其发电量的占比会很可能超过光伏发电。
二、光热发电在能源转型中的作用
太阳能热发电（简称光热发电）的原理是利用反射镜，将太阳的直接辐射能聚集在吸热器上，加热吸热器中的吸热介质，将光能转化成热能；再利用吸热介质的热能通过蒸汽发生系统产生高温高压蒸汽，并通过汽轮发电机组发电。
由于光热发电可以配置储热系统，因此，光热发电机组可以没有光照的条件下稳定发电，并可以根据电力系统负荷的变化情况调节机组的出力。
下图是西班牙Gemasolar电厂19.9MW机组（储热15小时）2012年7月11日0:00时—23:50和一周时间的出力曲线。从第一张图中可以看出机组可以一天连续24小时持续发电。第二张图则显示出一周内机组连续发电情况，机组出力都非常平稳。
图：西班牙Gemasolar电厂19.9MW机组（储热15小时）2012年7月11日0:00时-23:50时出力曲线（上）
和一周时间出力曲线（下）
从机组特性来说，与燃煤机组相比，光热发电具有更好的调节性能，光热发电负荷调节范围可在20%-100%，蒸汽发生器升温速率允许10℃/分钟，汽轮机启动时间（热态-冷态）仅需要20-60分钟。
图：光热发电机组运行特性示意图(春、秋季节)
我国夏季和冬季的发电量差别比较大。上图是春、秋季节光热发电机组的运行特性示意图。储热10小时以上的电站基本是这种情况。在春秋季，早上阳光上来以后可以发电到额定功率，中午的时候可以把出力降低一些，有利于电网中的光伏发电减少弃光。在夏季里光热发电机组可以连续24小时发电，到了冬季的话，白天基本上就是进行储热，在晚高峰期间发电。
总结来说，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，可以根据电网用电负荷的需要，快速的调节汽轮发电机组的出力，即参与电网一次调频和二次调频；另外，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。
所以，我认为光热发电机组可以在电力系统中发挥2大作用：
1）作为电力系统中的主力机组承担基本负荷；
2）作为电力系统中的调峰机组承担高峰负荷。
这里必须强调一下，作为调峰机组，是以不牺牲光热发电机组的经济性为原则的，比如说夏天光照强度较高，基本可以连续24小时发电，如果这个时候让它低负荷运行，也会发生弃光的问题，使机组的经济性受到影响。现在一些业主和银行都担心，光热发电会不会也要发生弃光问题。可再生能源发电全额上网是有法律保障的，但是为什么现在风电和光伏做不到？因为虽然有法律保证，但是在没有配置储能电站的情况下，受气象条件的影响，风电和光伏的供电可靠性无法保证，也就不可能完全替代燃煤机组。因此，光伏和风电，只能做为电力系统电量的补充，而不能作为电力系统的电力保障。特别是电力负荷晚高峰期间，燃煤机组必须保持运转，如果风电有电力供出，把燃煤机组出力下调，目前，燃煤机组最低出力为50%。因此，在风电和光伏发电占比较大的系统中接纳风电和光伏电力的空间就受到了限制。而光热发电机组由于配置了储热系统，它的供电可靠性是有保障的，根本不需要燃煤机组提供电力保障。因此，光热发电全额上网在法律提供保证的情况下，从技术上也可以实现供电的可靠性。光热发电不仅本身是可再生能源发电，同时由于它的调节作用，可以使电力系统更多地接纳风电和光伏发电。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，因此，它对提高可再生能源发电比重的贡献为光热发电装机容量的1.5倍！
三、光热发电在我国的发展前景
截至2016年底， 全球已投运太阳能热发电装机容量达5017MW，包括商业化电站和实验示范项目在内，太阳能热发电项目数量总计达到130多个。 在已投运装机容量5017MW 中以槽式电站为主，占比达到83.9%。在建的项目中，塔式电站的份额有较大幅度的增长，达到31%。
图：全球太阳能热发电装机容量增长情况
图：技术路线占比情况
再看看我们国家光热发电的资源条件。初步估算，中国拥有可利用的年DNI＞1700kWh/(m^2)的土地约 94万平方公里，这些土地基本上地都是戈壁、沙漠。10万平方公里面积的年发电量预计：54000× 10^8kWh。按配置储热系统机组的利用小时数为4000计算，10万平方公里土地可装机容量约为13.5亿千瓦。
目前，各地都在积极做光热发电的规划。比如，“甘肃玉门花海百万千瓦级光热发电基地”，规划期限为2016年至2030年，总装机规模为 5.6GW；一期（2016年至2020年）2.05 GW，二期（2021年至2025年）1.5GW，三期（2026年至2030年）2.05 GW。 “内蒙古阿拉善盟左旗太阳能热发电示范基地”，规划期限为2016年至2030年，总装机规模为16GW，近期（2016年至2020年）3GW。通过黄河的汛期蓄水可以解决用水问题，所用土地都是沙漠。“新疆哈密市中长期光热开发规划”，规划期限为2016年至2030年，规划总装机规模为调整到20GW，其中2020年规划建设1.5GW。
图：全国太阳能直接辐射资源分布图
再看看发电成本方面。现在国内第一批太阳能热发电示范项目启动了，根据国内光照资源条件较好的工程项目可研阶段的投资估算，工程单位投资在30000元/kW左右，上网电价范围约为1.15-1.25元/kWh。电价构成中，投资成本和融资成本的比重最大，约占60%。光热发电的造价基本在2.5万到3万，当时申报电价普遍在1.2元/kWh，最后国家批复是1.15元/kWh，这个电价还是没有到位的，所以国家发改委在对电价的批复文件中强调在土地、税收、信贷政策方面要对光热发电给予支持，但是通过第一批项目的实施看来，这部分的政策支持很难落实，遇到了很多困难，有些项目停滞不前，也有这样的因素，因为投资回报没有达到预期。
图：国内某项目上网电价构成（典型年）
现在我们国内的光热发电成本和国际上有差距，这个不能简单拿来比，因为我们国家的DNI的水平比国外低，光照资源是比较差的，国外像美国加州地区的DNI在2600 kWh/(m^2)以上，而我国光照资源条件好的地区也就1800—2000 kWh/(m^2)，同样的电站年发电量就少30—40%。最近得到一个非常好的消息，上海电气和美国亮源公司成立的合资公司，在迪拜的2台10万机组光热发电项目招标中以电价9.45美分/ kWh中标。之所以能够达到这样的电价水平，一是当地的光照资源条件好，二是融资成本低。国内权威机构预测到2020年，我国的光热发电项目的工程造价会降低到15000元/千瓦以下， 届时，上网电价会降低到0.75元/kWh以下。
四、总结及相关建议
光热发电技术在国际上有30多年商业电站应用的经验，继美国、西班牙之后，摩洛哥、中东等地区都在大规模的建设电站。经过十几年的研究，我们国内基本掌握了光热发电的原理和特性，通过浙江中控第一个商业电站的运行建设，积累建设和运行的经验，为我们大规模的发展光热发电奠定了基础。按照我们国家目前的光照资源和土地资源情况，未来有一个很好的发展前景。
利用西部地区的荒漠和戈壁建设大规模太阳能热发电基地，可有效地提高我国可再生能源发电的比重，有利于实现我国能源替代和碳减排的战略目标。大力发展太阳能热发电，可促进西部大开发的进程， 促进我国太阳能热发电产业的发展，显著的带动国民经济的增长，同时有利于国内相关企业在国际市场上参与竞争。
最后几点建议，首先是建议地方政府一定要做好太阳能热发电的规划，因为太阳能热发电工程项目，具有自身系统复杂、占地面积大、与厂址外部资源关联度高、项目相对集中等特点，因此，必须做好区域开发规划。只有在规划的指导下，做好厂址开发的基础工作，才能够快速、有序地开展好工程项目的建设，同时有利于降低发电的成本。
第二，是建议国家对光热发电项目给予低息贷款政策。我们国家的贷款利率和国际上都是偏高的，国际上2%左右，我们国家是在4%。由于国内银行信贷利率较高，在光热发电项目电价构成中，融资成本的比重在20%以上，加大了投资成本。我们希望国内政策性银行能给予光热发电低息贷款的政策，同时也希望国内的上市主管部门能够支持世行和亚行给光热发电提供低息贷款。
三是适时启动第二批示范项目。第一批遇到了这样那样的问题，有一些是共性问题，有些是个性问题。按照“十三五”电力发展规划， 2020年要实现光热发电装机5GW。但光热发电的施工周期较长，最少需要24个月的施工和安装时间，西北地区冬季无法施工和安装，因此，工程建设期需要约三年时间。从项目申报到最后确定上网电价及公布项目名单需要一定的时间；现在所剩时间已经很紧迫，建议适时启动第二批光热发电项目的申报工作。整个2020年以前还是我们打基础的过程，只有启动工程项目，有这样规模化的应用，我们的产业才能够发展，成本才能降低。如果工程上不来，技术很难得到提高，也很难走到国际市场上去。
最后建议加强国际交流合作，毕竟国际上在光热发电方面已经积累了30多年的研发、建设和运营经验，借鉴国际经验对我们更快地发展光热发电是很有帮助的。同时，还要加快核心技术的自主研发和工程应用步伐，为光热发电产业走向国际市场奠定牢固的基础。
谢谢大家！
（董清风 整理报道）
