CSPPLAZA光熱發電網報道：“通過不斷提升效率和標準化大規模復制建設，光熱電站度電成本下降空間大，預計幾年后達到目前光伏和天然氣平均電價水平。”10月12日，2018第三屆?德令哈光熱大會上，浙江中控太陽能技術有限公司董事長金建祥作題為《有關光熱發電若干問題的思考》主題演講時如是表示。

演講中，金建祥介紹了中控德令哈10MW光熱電站運行情況及中控德令哈50MW光熱發電示范項目建設進展情況，提出光熱電站由于儲能特性帶來一些“新概念”，指出光熱電站環境因素需重點關注DNI、風速和多云頻率，并對光熱發電成本下降四個階段及實現條件進行解析。

圖：金建祥作主題演講

以下為金建祥演講的主要內容：

一、光熱發電帶來的“新概念”

1、光熱區別于傳統火電或新能源的“新概念”

通過火電/光伏/風電與儲能光熱對比可以看出：

（1）光熱電站的發電量、投資除了與裝機容量有關，也與儲能時長正相關；

（2）設計上，儲能時長增加以及裝機容量增加，都須相應增加鏡場規模；

（3）鏡場聚光面積更能反應光熱電站的規模、難度，對度電成本影響最直接。

因此鏡場規模更能準確反映光熱項目難度、經濟性和規模，而不是傳統意義上的汽輪機容量。

2、影響光熱電站性能的主要自然環境因素

一般認為影響光熱電站性能的主要自然環境因素主要有光資源（DNI）、風速、多云頻率（同樣年DNI值條件）和環境溫度。那么這些因素是如何影響光熱電站的呢？到底影響量有多大呢？金建祥以問題的方式作了全面分析：

問題一、DNI下降100kWh/㎡a，度電成本將增加4.5%嗎？

答：（1）對于已建成電站，在DNI為2000左右時，DNI比原設計值低100（低5%），度電成本將增加4.5%；

（2）實際上經過設計優化后，DNI低5%的地區，在原方案基礎上增加5%鏡場面積即可，總成本僅增加2.5%，度電成本僅增加約2.25%，而不是4.5%；

（3）定日鏡鏡面反射率的高低對經濟性的影響也是類似結論。

問題二、風速對塔式光熱電站效率與成本影響如何？

答：（1）大風增加吸熱器對流散熱，降低吸熱器效率；風速每增加3米，效率下降約2.1%。

（2）大風增加定日鏡搖晃，跟蹤精度降低，導致截斷效率下降；風速6m/s以下影響不大，12m/s時截斷效率下降4.5%，15m/s時截斷效率下降13.3%。

（3）其他影響：

超出工作風速，大風導致定日鏡進入保護狀態，增加棄光率；

或者，為了降低大風導致的棄風率，需增加定日鏡用鋼量和驅動的扭矩和剛性，導致增加成本；

所以，風速過大對效率和成本影響較大，不容忽視。

問題三、多云頻率對塔式熔鹽電站效率和吸熱器壽命的影響？

答：

（1）多云頻繁，吸熱器啟停頻繁，吸熱器預熱棄光和間隙棄光增多；如下圖，多云天棄光率高達28%，而大晴天棄光率僅為3%；

（2）多云天氣發電量估算準確性下降；

（3）多云天氣工況復雜，運行策略難以標準化，操作失誤增多；

（4）多云導致DNI變化快，導致吸熱器受光面溫度劇烈變化，對吸熱器壽命有影響，易增加設備故障率。

所以，多云天氣是影響壽命、棄光率和發電量達成率的重要因素。

問題四、環境溫度對塔式熔鹽電站效率的影響？

答：（1）環境溫度降低20℃，吸熱器效率下降0.3%；溫度升高20℃，效率升高0.06%。

（2）環境溫度從13.5℃升高至26.5℃，汽輪機效率降低3%。

其他影響：

環境溫度降低會增加管道散熱，但塔式電站管道很短，管道散熱對塔式電站的效率影響很小，遠小于槽式；

環境溫度降低20℃，對于低溫鹽罐散熱量增加約7%，對于高溫鹽罐散熱量增加3.5%，而高低溫鹽罐總的日散熱量僅為總儲能量的1%，因此僅增加總散熱量0.05%，可以忽略不計。

總之，環境溫度降低，對吸熱器、管道散熱、儲能鹽罐散熱均有負面影響，但影響很小，相反有利于汽輪機效率提升，且提升較明顯；但環境溫度最高溫度在0℃以下時，由于不能使用水清洗鏡面，會影響鏡面清潔度，對效率有一定影響。

二、光熱發電成本下降思考

1、光伏電站的電價下降對于光熱發電成本下降具有借鑒意義

據統計：2011年至今7年時間光伏電價下降0.4元-0.6元/kWh，降幅約50%；7年時間光伏累計裝機量擴大了近40倍，很明顯裝機規模擴大對于電價下降貢獻很大。

2、光熱電站成本下降的思考

據國家能源局最新統計，2017年全國光伏平均上網電價：0.94元/kWh，同比增0.18%，這說明2017年全國新并網的光伏電價高于0.94元/kWh，這個價格很讓人意外，大家一直以為光伏上網電價很低，其實不低，這主要得益于東部地區地方政府的額外補貼。

從公開數據中知道，天然氣綜合上網電價約0.83元/kWh（電量電價0.67元+容量電價約0.16元），煤電調峰電價大于0.85元/kWh，個別省份高達1.00元/kWh。

相比光伏，光熱產業標準化和規模化空間大，但難度也大。

光伏：電子部件占比高，標準化程度高；

光熱：機械部件占比高，大量設備需要定制；光熱的標準化不僅有利于降低裝備造價，還可縮短設計和建設工期，光熱電站中的降價空間不大的玻璃、鋼材、熔鹽和水泥等材料占總投資不到18%，其余均可通過規模化實現降價。

光熱發電成本下降可能的四個階段：

3、光熱電站成本下降四個階段的實現條件

◆第一階段，2-3年后，0.95元/kWh：每年新裝3-5GW，補貼不拖欠，不棄光。

首批示范項目技術路線和裝備得到驗證，成熟可靠，故障率低。

“十三五”光熱發電余下的4GW建成，并進一步優化，完成可大批量復制的標準化解決方案。

發電量達成率達到95%。造價控制較好，比可研設計概算低10%。

此時已經達到目前全國平均光伏上網電價水平，可以取代部分煤電調峰電源。

◆第二階段，5-6年后，0.8元/kWh：每年新裝5-10GW，補貼不拖欠，不棄光。

單一供應商年裝機規模達1GW，標準化推動批量復制，造價下降12%。

標準化程度大幅提升，設計、建設周期明顯縮短。

技術進步，光電效率提升6%以上，發電量達成率達到98%以上。

可實現的目標是：光熱發電如果作為調峰電源，此時已經具備平價上網條件，完全可取代天然氣調峰電源和煤電調峰電源。

◆第三階段，7-9年后，0.65元/kWh：每年新裝10GW以上，補貼不拖欠，不棄光。

現有技術不斷進步，光電效率再提升6%，發電量達成率達到100%。

土地成本、融資成本有所下降和稅收有一定優惠。

單一供應商年裝機量2GW以上，規模化復制，造價再下降12%。

◆第四階段，10年后，0.35-0.45元/kWh。

前沿新技術全面應用：如粒子吸熱器、超臨界二氧化碳循環發電、PETE等。

技術突破帶來發電效率再提高50%-80%。

國內規模擴大，全球化產業成熟，造價下降10%。碳排放交易收益，增值稅、土地、貸款利率等優惠政策全面實施。

此時，平價上網取代部分火電，成為基荷電源和調峰電源。

4、稅費、土地費用及金融成本對度電成本的影響

以1元/kWh的光熱度電成本為例：

增值稅減半（8%），度電成本：0.94元/kW，下降6分

土地費用構成（德令哈為例）：100MW，牧民補償款、牧民養老金、草原恢復費、耕地占用稅、土地使用稅（按年繳），一次性總計11750元/畝

若土地費用為0，度電成本：0.946元，下降約5.4分（光伏領跑者土地稅費為1分/kWh）

貸款利息下降1個百分點（3.9%），度電成本0.95元，下降5分

以上三項合計：下降15.4分。國家和地方政府政策對電價影響巨大。

三、光熱發電的未來定位思考

現階段：如果白天與光伏和風電一樣盡可能多發電，因此白天光熱只是一種電量補充電源；當然利用儲能晚高峰繼續發電，則有別于光伏成為電力補充。

下階段：應該成為清潔的調峰電源，與光伏、風電混合發電，取代部分火電和天然氣調峰電源，按照調峰電價平價上網。

未來：逐步替代煤電，成為清潔的基荷電源和調峰電源。

5、光熱電站作為調峰電站的可行性

（1）適應于調峰需求的運行模式：

白天中午前后2-6小時低負荷運行或停機，為光伏讓路，以便讓光伏滿發。

或者，用電高峰過后的夜間低負荷運行或停機，為火電讓路，以增加火電發電小時數。

或者，配合光伏和風力發電，使之成為一種穩定的清潔電源。

（2）技術上：利用光熱電站大容量、低成本儲熱，出力容易實現穩定可調。已經得到實踐驗證，光熱電站只需要花15分鐘左右時間，可實現20%-100%發電負荷的快速變化，其調峰的深度和速度遠優于煤電。在調峰期間汽輪機低負荷運行僅對效率有一點影響，另外在4個小時內有序停機后再快速啟動，也不存在技術障礙，因此在技術上可以完全滿足適應于調峰需求的運行模式。

（3）經濟性：為了適應于調峰需求，系統設計需調整：

在現有方案基礎上，可以通過適當增加儲能時長，或增加汽輪機額定功率，或兩者并用，可以實現滿足調峰需求的情況，照樣有比較好的經濟性。

6、光熱電站作為調峰電站的經濟性：按照中午前后4小時不發電測算

由上表可以看出：

（1）因調峰需求導致棄光或鏡場面積減少，度電成本明顯上升，會較多影響經濟性；

（2）通過延長儲能時長或提升汽輪機額定功率，對度電成本影響很小，因此作為調峰電源，在經濟性上并沒有大的障礙。

7、光熱電站成為清潔基荷電源的展望

在火電發電量占比逐年下降，而光伏、風電發電量占比逐年上升的趨勢無法改變；國內電力總需求保持5%（國際上3%）左右持續上漲趨勢沒有改變的前提下，二、三十年后繼續由火電作為基荷電源已經無法滿足需求，那么由光熱電站擔任清潔的基荷電源就是一個好的選擇。

所以，光熱電站應定位于調峰電源和基荷電源，有利于發揮光熱電站的比較優勢，我們應該對光熱發電的未來充滿希望。