“当下我们光热同仁应该努力练好内功，推动技术进步，快速降低成本，以期在以新能源为主体的未来电力系统中发挥不可或缺的作用。”5月13日，在2021中国国际光热大会上，浙江中控太阳能技术有限公司董事长兼总工程师金建祥向与会代表分享了中控德令哈50MW光热电站的最新运行情况，同时还就光热行业的目前发展现状、存在问题及未来发展发表了自己的看法。
创造全球同类型电站投运后同期最高记录
自2018年12月30日并网发电之后，中控德令哈50MW光热电站便一直走在创造和打破记录的路上。
2019年4月17日，项目实现满负荷发电；2019年6月完成水规总院组织的示范项目技术验收测试；2019年7月下旬开始进入常规运行阶段。2019年8月发电量大幅度增加，首次超过1000万kWh；8月11日，日发电量95.37万kWh，创下单日发电量最高记录。
2019年10月1日，项目进入性能考核期。2020年1月，月度发电量达成率首次超过100%；2020年2月，月度发电量达成率102.9%，为投运以来最高记录；考核期半年度平均发电量达成率97.06%，为全球同类型电站投运后同期的最高记录。
2020年2月1日至2月13日，该项目创下机组连续不间断运行时长、连续发电量及发电量达成率三项最高记录【详见下图】。
电站首个完整年度(2019年7月26日至2020年7月25日)累计发电量12181.8万kWh，发电量达成率达88.6%（包含所有影响因素），若排除此期间电网限电的影响，电站发电量达成率达94.35%。
整体来看，中控塔式光热电站实际运行性能与设计值非常接近，且优于设计值【详见下表】，证明国内设计能力值得信赖。
该电站的具体运行表现，也成功获得了多个业界国际权威机构的高度认可。
今年年初，青海中控德令哈50MW光热电站通过了德国独立工程咨询公司Fichtner的完整技术评估，Fichtner在评估报告中认为：该电站设计技术达到全球同类电站最先进水平，自主研发的定日镜及控制系统等核心设备质量优异，电站运行性能优良，质量具备比肩国际技术提供商的水平。
同时，中控太阳能自主研发的高精度智能定日镜也已通过权威第三方机构德国CSP Services的质量检测，认定该定日镜产品具有面型误差小、跟踪精度高等突出优点，特别是跟踪精度，获得了最高等级“Excellent”的评价。
“30-60”目标下，应充分发挥光热发电自带储能、电网友好等优势
金建祥表示，在“30-60”目标下，构建以新能源为主体的新型电力系统势在必行，而高比例的间歇性电源将对系统提出全新的挑战，在此背景下光热将成为不可或缺的新能源发电形式，光热发电行业要把握住机遇，充分发挥低碳清洁、自带储能和电网友好等优势。
据金建祥介绍，塔式太阳能热发电全生命周期度电碳排放量为15.3g CO₂/kWh，槽式太阳能热发电全生命周期度电碳排放量为26.3g CO₂/kWh，非常低碳和清洁。
同时，光热电站自带储能的独特优势是其它可再生能源不可比拟的，其25万元/MWh的单位储能量造价和长达25年的使用寿命以及占地面积小、安全环保等优势在储能市场中也极具优势。
另外，光热发电出力稳定、可靠，且调节性能好（调节速度可达3%-5%额定功率/min、调节深度可低至15%），可提供转动惯量和无功功率，对保障电网用电安全有重要意义。
光热+光伏可实现多能互补与协同发展
目前，国家能源局已启动源网荷储、多能互补一体化项目方案报送，据悉当前多个项目方已积极上报含储热型光热技术的源网荷储和多能互补一体化项目。
对于“光伏+光热”的多能互补利用模式，金建祥表示，光热和光伏为代表的可再生能源有很好的互补性，适合在发电侧形成“光热+光伏”的多能互补发电形式。
据中控太阳能测算，光热储能调峰电站为光伏配置20%熔盐储能服务可以有效解决光伏弃光问题；同时，在相同的储能调峰补贴下，光伏+光热储能调峰电站的综合上网电价低于光伏+锂电池储能；而当储能补贴高于0.12元/kWh时，光伏+光热储能调峰电站的上网电价能够小于火电脱硫标杆上网电价0.3247元/kWh。【详见下表】
注：锂电池每天循环2次，锂电池在电站的生命周期内需更换两次,首次更换成本为现价的60%，第二次更换为现价的40%。
而随着高峰期的用电负荷越来越大，为保证充足的调峰电源，配置的储能比例需要越来越高；光伏及储能的功率按照1:1配置，储能的发电量比例占到整个系统发电量比例接近50%。此时相比于电池储能，光热储能调峰电站的优势进一步凸显，当储能补贴较高于0.5元/kWh时，其上网电价依然能够小于火电脱硫标杆上网电价0.3247元/kWh。【详见下表】
注：锂电池每天循环2次，锂电池在电站的生命周期内需更换两次,首次更换成本为现价的60%，第二次更换为现价的40%。
金建祥以德令哈市为例，分别利用光伏+电池、光伏+抽水蓄能、光伏+塔式光热三种技术路线来设计年发电量为400GWh/年的“发电+储能”系统并进行对比【详见下表】。（对比条件：要求满足早高峰8：00-11：00和晚高峰17：00-22：00共计8小时67.64MW，平段11：00-17：00为47.35MW（70%），以及谷段22：00-次日8：00的27.06MW（40%）的用电曲线需求。系统设计使用年限为25年，资本金内部收益率为10%。）
通过上表发现，采用基于塔式太阳能光热的多能互补方案具有明显的成本优势。
未来光热发电技术的几个重要应用方向
展望未来，结合电力和工业领域减碳等实际需要，金建祥对光热发电技术的几个重要应用方向进行了详细梳理和介绍。
1）定日镜场及其控制系统的拓展应用：可以利用该技术为钢铁、水泥等有高温需求的高耗能工业提供能量来源，为工业脱碳提供能量来源；同时也可为高温热解/电解制氢提供能量来源，水通过吸收太阳能分解产生氢气，是“绿氢”（可再生能源制氢，制氢过程无碳排放）的重要来源。
2）大规模熔盐储能换热系统的拓展应用-应用于火（热）电机组深度调峰：投入少量资金加装电加热器和熔盐储能系统，将能量储存起来，实现超低负荷运行，在需要时供给电能和热能，发挥其电网调峰作用，同时，还可实现供电和供热蒸汽的独立调控。
3）大规模熔盐储能换热系统的拓展应用-现役火（热）电厂通过熔盐储能技术改造：目前退役的老旧发电机组、热电联产机组装机规模小、效率低、污染较大，已不能适应当下环保的要求。在此背景下，可通过熔盐储能技术改造，在保留发电厂原有设备的基础上，投入少量资金加装电加热器和熔盐储能系统，可以实现谷电能量储存，在需要时供给电能和热能，发挥其电网调峰作用。同时，还可实现供电和供热蒸汽的独立调控。
4）大规模熔盐储能换热系统的拓展应用-多能互补综合园区的建设-工业园区：把园区的工业余热、废热储存在熔盐中，在必要时转化为满足生产、制造所需的电能、工业蒸汽、热水等；进一步的，可以在“谷电”时段，储存谷电的能量，供应整个工业园区在“峰电”和“尖峰电”时段的用能需求。
5）大规模熔盐储能换热系统的拓展应用-多能互补综合园区的建设-住宅区、商业园区：熔盐储能储热技术通过吸纳谷电、分布式光伏风电、弃风弃光电的能量，为居民区、写字楼、事业单位、高铁站、机场等提供区域性的供热（主要为冬季采暖）、供冷（主要为夏季供冷）、供热水。
光热行业规模化发展后电站各部分造价降低汇总表
据金建祥测算，在理想情况下，未来由于规模化发展带来的造价可使光热发电系统成本整体降低18.42~27.56%。
针对光热发电技术的未来发展，金建祥认为将经历“技术路线运行优化、迭代、固化”到“标准化复制”的发展过程，同时也要关注新技术的开发。
效率提升、度电成本下降汇总表
据金建祥介绍，在现有塔式熔盐技术路线体系下，通过各部分的优化，光电转换效率将可提升12-27%；通过光热电站的规模化发展与现有技术的不断优化，未来将实现光热发电技术的标准化；同时，结合光伏/风电的快速发展，将逐步形成并体现光热电站调峰电源的价值。现有的技术路线度电成本将有望降至6毛钱左右，一旦成功实现，未来光热的发展前景将不可限量。
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