光熱發(fā)電正成為可再生能源行業(yè)的“后起之秀”。目前我國光熱發(fā)電技術水平如何？光熱發(fā)電是否已具備產(chǎn)業(yè)化條件？未來，光熱發(fā)電成本下降的空間在哪里？2016年，國家能源局推出的首批示范項目迄今進展并不樂觀，問題到底出在哪兒？針對上述一系列問題，記者在第二屆中國德令哈光熱大會舉辦前夕專訪了電力規(guī)劃設計總院副院長孫銳。

　　文丨程宇婕

　　中國能源報記者

　　光熱可利用土地近百萬平方公里

　　中國能源報：目前我國光熱發(fā)電的發(fā)展現(xiàn)狀是什么？未來市場空間如何？

　　孫銳：根據(jù)中國氣象局風能太陽能資源中心統(tǒng)計，中國擁有太陽能法向直接輻射量DNI＞1700千瓦時/平方米的可利用土地約94萬平方公里，這些土地基本上都是戈壁、沙漠。如果利用其中10萬平方公里的土地建設光熱發(fā)電廠，年發(fā)電量可達到54000億千瓦時，若按發(fā)電利用小時數(shù)為4000計算，總裝機容量約為13.5億千瓦。

　　近十多年來，我國相關科研機構、高等院校對光熱發(fā)電技術從理論到實驗開展了一系列研究，目前已掌握了其技術特性，為工程應用奠定了基礎。

　　同時，已有多個光熱發(fā)電專有技術公司開發(fā)出了具有自主知識產(chǎn)權的專有技術和產(chǎn)品，并建成多個光熱發(fā)電試驗裝置和試驗工程。其中浙江中控青海德令哈10MW塔式光熱電廠已于2013年6月投運。目前有數(shù)十個項目在開展工程前期工作。2016年9月，國家能源局批復了第一批光熱發(fā)電示范項目，共計有20臺機組總裝機容量134.9萬千瓦，目前部分項目已經(jīng)開工建設。

　　中國能源報：除了上述國家層面的示范項目，地方上有什么舉措嗎？

　　孫銳：在光資源條件較好的地區(qū)，地方政府部門也已經(jīng)積極組織編制了光熱發(fā)電基地規(guī)劃。

　　例如，《甘肅玉門花海百萬千瓦級光熱發(fā)電基地規(guī)劃》，規(guī)劃總裝機規(guī)模達5.6GW；《內(nèi)蒙古阿拉善盟左旗太陽能熱發(fā)電示范基地規(guī)劃》，規(guī)劃總裝機規(guī)模達16GW；《新疆哈密市中長期光熱開發(fā)規(guī)劃”，規(guī)劃總裝機規(guī)模20GW。《甘肅阿克塞四十里戈壁太陽能熱發(fā)電基地規(guī)劃》，初步規(guī)劃總裝機規(guī)模7.35GW，目前還在研究進一步擴大規(guī)模。

　　光伏與光熱是互補而非替代關系

　　中國能源報：光熱發(fā)電在電力系統(tǒng)中能發(fā)揮什么作用？

　　孫銳：通過配置儲熱系統(tǒng)，光熱發(fā)電機組能夠保持穩(wěn)定的電力輸出，不受光照強度變化的影響，如果儲熱系統(tǒng)的容量足夠大，機組可實現(xiàn)24小時連續(xù)發(fā)電。

　　同時，光熱發(fā)電機組比燃煤機組的啟停時間短、最低運行負荷低，具有更好的調(diào)峰性能，可以根據(jù)電網(wǎng)用電負荷的需要，快速調(diào)節(jié)汽輪發(fā)電機組的出力，即參與系統(tǒng)的一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。

　　所以，光熱發(fā)電機組可以在電力系統(tǒng)中作為主力機組承擔基本負荷，也可以作為調(diào)峰機組承擔高峰負荷。光熱發(fā)電可使電力系統(tǒng)提高接納風電和光伏發(fā)電的能力。這是因為光熱發(fā)電機組在電力系統(tǒng)中替代了燃煤機組，降低了電網(wǎng)中運轉(zhuǎn)機組的最小技術出力。其對提高可再生能源發(fā)電比重的貢獻為光伏發(fā)電裝機容量的1.5倍。

　　這里必須強調(diào)，如果將光熱發(fā)電作為調(diào)峰機組，要以不犧牲光熱發(fā)電機組的經(jīng)濟性為原則。比如，在夏季光照強度較高期間，儲熱時間較長的光熱發(fā)電機組基本可以連續(xù)24小時發(fā)電，如果讓其調(diào)峰運行，儲熱系統(tǒng)的熱量不能全部放出發(fā)電，也會發(fā)生棄光問題，影響機組運行經(jīng)濟性。如果在這一時段電力系統(tǒng)運行確實需要光熱發(fā)電機組調(diào)峰運行而造成了“棄光”，則應給予經(jīng)濟補償。國家發(fā)改委批復光熱發(fā)電上網(wǎng)電價的測算條件是經(jīng)營期25年，資本金內(nèi)部收益率10%，機組所發(fā)電力全額上網(wǎng)。

　　換言之，可再生能源發(fā)電全額上網(wǎng)是有法律保障的，與此同時，光熱發(fā)電機組的供電可靠性是有保障的，根本不需要燃煤機組作為旋轉(zhuǎn)備用。

　　中國能源報：我國光伏裝機容量已成世界第一，如何看待光伏和光熱的關系，未來二者會呈現(xiàn)怎樣的發(fā)展態(tài)勢？

　　孫銳：光伏發(fā)電與光熱發(fā)電各有優(yōu)勢，它們不是替代而是互補關系。

　　光伏發(fā)電利用太陽能的全輻射，在地域上不受限制，系統(tǒng)簡單、運行維護方便，非常適于分布式電源建設，屋頂、墻面、山坡、水面甚至汽車等交通工具上都可以安裝光伏系統(tǒng)。

　　但在沒有配置儲能系統(tǒng)的情況下，光伏發(fā)電可靠性無法保障。而光熱發(fā)電機組具有發(fā)電出力的可靠性和良好調(diào)節(jié)性能，它不需要電力系統(tǒng)中的燃煤機組作為旋轉(zhuǎn)備用，也不需要電力系統(tǒng)中額外再為其配置儲能電站。因此，采用光熱發(fā)電技術，在我國西部地區(qū)建設大規(guī)模光熱發(fā)電基地，可以實現(xiàn)太陽能發(fā)電、風力發(fā)電的穩(wěn)定外送，大幅提高我國的可再生能源發(fā)電比重。

　　具備規(guī)?；l(fā)展條件

　　中國能源報：和國際先進水平相比，我國光熱發(fā)電技術水平如何？

　　孫銳：國際上最早的光熱發(fā)電商業(yè)電站投運已有30多年，目前已投運的商業(yè)電站裝機容量已超過5GW，其中西班牙、美國所占比重最高。在近期的光熱發(fā)電項目建設中，南非、摩洛哥、智利、中東等國家和地區(qū)迅速起步并擴大建設規(guī)模。

　　我國光熱發(fā)電起步較晚，但近年來發(fā)展迅速，特別是在關鍵技術和產(chǎn)品上已取得了突破，其中一些企業(yè)的槽式集熱器集熱管的性能已達到了國際上先進水平，產(chǎn)品已走向國際市場。一些公司已建成了商業(yè)電站，積累了寶貴的優(yōu)化運行經(jīng)驗。一些公司參與了國際光熱發(fā)電項目的設計和安裝建設工作，還有的公司與國外公司合作參與了國際光熱發(fā)電項目開發(fā)投標，承擔項目的EPC，并有望勝出。

　　總而言之，我國光熱發(fā)電的全產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)形成，所需的設備和材料國產(chǎn)化率可達90%以上，國內(nèi)設備和材料的生產(chǎn)能力完全可以滿足工程需要。因此，我國已經(jīng)具備了光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展的條件。

　　中國能源報：未來光熱發(fā)電降成本的空間在哪里？

　　孫銳：影響光熱發(fā)電成本主要因素有光熱發(fā)電項目的年發(fā)電量、項目造價成本和融資成本。

　　要提高光熱發(fā)電項目的年發(fā)電量，首先要選擇太陽法向直接輻射量較高的地區(qū)建設光熱發(fā)電項目。目前國外的一些光熱發(fā)電項目的上網(wǎng)電價已降低到10美分/千瓦時以下，其主要原因為：首先廠址地區(qū)具有較高的太陽能法向直接輻射量；第二是通過系統(tǒng)配置優(yōu)化，確定合理的聚光集熱系統(tǒng)和儲熱系統(tǒng)容量，使度電成本最低；第三是提高光熱發(fā)電廠各系統(tǒng)和設備的能源轉(zhuǎn)換效率，同時還要盡可能降低廠用電率。

　　我國光熱發(fā)電項目的造價成本在度電成本中的占比要超過40%。要降低造價成本，首先要依靠產(chǎn)業(yè)的規(guī)?；l(fā)展，只有實現(xiàn)了規(guī)?；l(fā)展，設備和材料的生產(chǎn)成本才能夠得到降低，其價格也會隨之下降。目前，光熱發(fā)電項目的造價約2.5萬元－3萬元/千瓦，根據(jù)相關機構的研究，如果我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)了規(guī)?；?，預測光熱發(fā)電項目的造價可降低到1.5萬元/千瓦，發(fā)電成本可降至0.75元/千瓦時。

　　我國光熱發(fā)電項目的融資成本在度電成本中的占比要超過20%，要高于國外的光熱發(fā)電項目。主要原因是我國銀行的貸款利率要高出50%左右。要降低這一成本，只能尋找較低的融資渠道，如在股票市場發(fā)債、利用世界銀行和亞洲開發(fā)銀行的主權貸款等。如果我國的政策性銀行能夠給予光熱發(fā)電項目優(yōu)惠貸款政策，對降低光熱發(fā)電的成本也非常顯著。

　　光熱發(fā)電項目配置儲熱系統(tǒng)，肯定會增加項目的工程造價，但發(fā)電成本卻不一定提高，如果系統(tǒng)配置合理，發(fā)電成本則是下降的。光熱發(fā)電項目的儲熱系統(tǒng)容量不是孤立設置的，它是與聚光集熱系統(tǒng)的容量相匹配的。簡言之，儲熱系統(tǒng)的容量越大，要求聚光集熱系統(tǒng)的容量也隨之增大，這都會帶來工程造價的提高。僅從造價成本增加看，發(fā)電成本是提高了，但與此同時，光熱發(fā)電機組的年發(fā)電量也提高了，這會使光熱發(fā)電成本下降。因此，每個項目都要進行系統(tǒng)的優(yōu)化配置，找到對應于發(fā)電成本最低的聚光集熱系統(tǒng)和儲熱系統(tǒng)的容量。而對比不同的光熱發(fā)電項目時，也不能像其他發(fā)電項目那樣對比單位千瓦造價（元/千瓦），而應該采用單位發(fā)電量造價(元/千瓦時)，才是比較客觀的。

　　四大因素致示范項目推進緩慢

　　中國能源報：距2018年底首批20個光熱發(fā)電示范項目建成期限僅剩一年多，但項目進度并不樂觀，主要存在哪些阻礙因素？

　　孫銳：第一批示范項目的進展情況沒有達到預期，有共性問題，也有個性問題，概括起來有以下幾個原因：

　　首先，國家發(fā)改委批復的第一批光熱發(fā)電示范項目的上網(wǎng)電價為1.15元/kWh，并沒有達到絕大部分項目申報時的投資回報預期（資本金內(nèi)部收益率10%）。因此，發(fā)改委在批復文件中強調(diào)：“鼓勵地方相關部門對太陽能熱發(fā)電企業(yè)采取稅費減免、財政補貼、綠色信貸、土地優(yōu)惠等措施，多措并舉促進太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展”。但從第一批項目實施情況看，文中強調(diào)的支持措施并沒有得到落實。因此，一些項目因投資回報率較低給投資決策造成了障礙，有些項目很可能會放棄建設。

　　第二，項目融資困難。銀行對光熱發(fā)電的了解程度有限，擔心光熱發(fā)電也會像光伏發(fā)電項目那樣發(fā)生嚴重“棄光”，影響還貸。另外，銀行對民企投資項目的貸款條件較為嚴格，擔保、抵押等要求難以滿足。因此，一些民企投資的項目只好尋求國企作為投資伙伴，以解決融資難題，這也拖延了項目進度。

　　第三，由于當時示范項目申報時，申報單位準備工作不充分，對建廠的場地條件沒有充分的落實好，后來又必須更改廠址，拖延了項目進度。還有的項目對于聚光集熱的方式?jīng)]有研究透徹，后來要改變，也延誤了項目進度。還有些項目，由于招投標環(huán)節(jié)出現(xiàn)了投訴，也對項目進度造成了很大的影響。

　　第四，一般光熱發(fā)電項目的建設周期需要24個月，但我國北方地區(qū)的冬季是無法施工和安裝的。從實際情況看，需要在24個月的基礎上再加上兩個冬季的時間，總共需要大約3年時間。因此，大部分項目在2018年底無法完成建設。從2016年9月公布示范項目算起，到2019年9月是比較合理的建設周期。