2017年9月22-23日，2017第二届德令哈光热大会在青海省德令哈市举行。浙江中控太阳能技术有限公司董事长兼总工程师金建祥以“中控德令哈太阳能电站运行数据分析”为题进行了主旨报告。

　　金建祥：首先感谢会议组织方邀请我参加大会并做报告，也感谢前面各位专家和领导没有超出规定时间，让我有更多的时间来汇报介绍，也感谢孙锐院长替我们行业和企业向各级政府做了很好的呼吁。今天跟大家分享一下我们中控德令哈太阳能电站真实而又全面的数据，现在我在各种场合做介绍，但是数据信息不是很全面，所以各种各样的小道消息比较多，有正面的，也有负面的，有客观的，也有道听途说的，希望以今天我讲的为准，我今天提供的数据百分之百真实，没有任何修饰的成份。

图：浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥

　　今天主要汇报两个方面：一个方面是光热电站常见问题及解析，包括经济性问题和发电量问题；另一个方面是中控德令哈电站运行数据分析。

　　如何来评价光热电站的经济性，是单位千瓦投资？还是单位千瓦时（kwh）的投资、度电成本、发电成本、上网电价？这里有很多与财务相关的模糊概念。包括我们行业的媒体记者，也没有完全搞清楚这些概念，容易给人产生错误的信息。到底影响光热电站经济性的因素有哪些，它们的影响力怎么样？

　　单位千瓦投资比较好理解:总投资额除上装机量，对于火电基本上能够衡量它的经济性。这个指标适用于同类型发电站比较,也可适用不带储能光热电站。我们通过模型计算，对于塔式电站来说，不带储能的电站的单位千瓦投资约为10000元，储能时间每延长一个小时，每千瓦投资大约增加1000元，那么储能时间十个小时，单位千瓦投资就增加一万元，因此单位千瓦投资来比较它的经济性是没有意义的。

　　但是如果用千瓦时（kwh）的投资来评价它的经济性就比较准确了。这里投资总额作为分子，年发电量作为分母，这两个主要的因素都包含在这里面，所以这个指标相对比较准确反映了电站的经济性。但是这里没有考虑融资成本，现在融资成本差别很大。这里显示的是主要类型电站的相关数据。光伏电站投资大概是6500左右，个别地方也有低于5000的，单位千瓦时投资大概是3.8元到4.7元左右，单位土地(平方公里)装机量是30MW左右，单位土地年发电量5100万度电左右。对于带7小时储能光热电站的单位千瓦投资18400到21800左右，单位千瓦时投资6.1元到7.2元，单位土地装机量20MW左右，单位土地年发电量大概是6000万度电左右。

　　上网电价很简单，很好理解，而度电成本可以全面衡量电站的经济性，考虑了方方面面因素。

　　发电成本是单位发电量所发生的成本，包括固定资产的折旧、项目运维成本、财务费用及税费等，但不包含贴现率。一般情况下度电成本要大于发电成本约25%-30%，如果贴现率等于零的时候，度电成本就等于发电成本。影响度电成本的因素比较多，有直接因素、间接因素和容易被忽略的因素。

　　光热电站经济性主要影响因素：总投资影响因子是3.49，排名第三，上网电量影响因子是3.61，排名第二，上网电价影响因子是3.82，排名第一。

　　光热电站的经济性风险在哪里？最大的风险是发电量达不到设计值，而成本的风险相对比较小一些。根据我们实际招投标结果来看，总投资会比预算低一些。我在很多场合说建成电站并网发电不难，难的是什么时候可以达到设计发电量。设计发电量怎么计算呢？这是塔式光热电站设计发电量计算的标准，发电量取决于六个主要因素。

　　今天重点跟各位分享一下塔式与槽式电站（仅指导热油，以下同）镜场光热效率对比以及成本对比。

　　对于槽式电站来说，夏至日太阳在北回归线的时候光热效率最高，冬至日太阳在南回归线，光热效率最低，冬至日的光热效率只有夏至日的1/3；纬度越低，槽式的效率越高，反之纬度越高效率则越低。而塔式镜场光热效率则与纬度和季节关系不大。通过SAM软件计算（塔式镜场采用我们自己的优化布置方案），北纬35度左右，应该是塔式与槽式光热效率相等的地方。在北纬40度附近，塔式的光热转化效率会比槽式高7%左右。除了西藏之外，中国光资源比较好的地方大多处在北纬36度至43度之间，由此推算，在中国槽式电站光热效率略低于塔式电站光热效率。但是实际上并没有那么乐观，由于塔式镜场的间隙阳光利用率不高，SAM软件仿真计算结果对于塔式来说是偏乐观的，而对于槽式来说也许更接近实际。因此我更愿意相信两者的实际光热效率在北纬40度是基本相当的。

　　我们知道槽式电站因蒸汽参数低，热电转化效率比塔式电站低14%左右（汽轮机效率45.3%/39.7%），理论上在北纬40度附近（如玉门和敦煌等地），塔式年均光电转化效率会比槽式高14%左右。

　　对于熔盐储换热系统而言，在同样储能量的情况下，槽式用盐量是塔式的三倍，由此槽式储换热系统的投资额约是塔式的2.45倍。根据第一批示范项目招投标结果来看，50MW储能时间为9个小时的槽式熔盐储换热系统投资额比塔式要高2.5亿元，而镜场和常规岛的投资，两者基本相当，因此槽式总投资额要比塔式高15%。

　　由此算来，未来槽式的度电成本可能会比塔式高29%左右。

　　当然现阶段槽式已经比较成熟，可以达到各项设计值，风险比较小，而塔式成熟度还不是很高，有待于进一步完善，但是我相信要不了几年时间，塔式的低成本优势和较高效率的优势会得到充分体现，。

　　我们再看看国外的塔式，刚才讲到了塔式电站很少，已经投运的也就三座，这是美国Ivanpah水工质电站，预计明年底发电量可以达到设计值的90%，塔式国外没有经验，他们对预期的发电量往往是偏乐观的，所以经济性会降下来。这是美国CrescentDunes熔盐电站，最好的三个月发电量达成率大概是67%。这是西班牙Gemasolar熔盐电站，原计划年发电量是110GWh（含15%的天然气补燃），后来降低为80GWh（不使用天然气），这个目标更现实一些。按照新的目标80GWh，发电量达成率是93.8%，这是一个不错的数据。

　　影响实际发电量的因素，首先是设计值偏高，没有经验导致设计值偏乐观，国外几个电站经过几年运营之后都把设计值降下来了。还有一个是考虑因素不全导致弃光率设计偏低，实际发电量达到的可能性就不大，另外是设备的故障多，停运保养或检修时间长，运营维护技术不足。

　　这是我们10兆瓦的核心参数。我明确告诉各位：10MW规模太小，没有任何经济性可言，我们当初建这个电站就是为了验证核心技术和装备。设计年发电量940万kWh，熔盐最高工作温度是568度。

　　这个图表可能大家更关注，深蓝色的是理论发电量，浅色是实际发电量。我们经过两个月的不断优化，到2016年11月份实际发电量已经达到设计值的98.7%，这当然与11月份的天气很好有关。今年二月份、三月份雨雪和风沙天气比较多，六月份是德令哈的雨季，严重影响发电，所以这三个月发电量都比较少。从四月份以后的五个月，实际的发电量和目标值只差了4.3个百分点，过去一整年实际发电量已经达到设计值的92.1%。我相信如果从去年的11月份开始，到今年的10月份为止的年度进行统计，发电量达到设计值的95%应该没有问题。

　　这里做了一个10兆瓦和50兆瓦的比较，镜场聚光效率10兆瓦是68.9%，而50兆瓦只有60.4%（100MW会更低一些），说明镜场越大聚光效率越低。而吸热器越大效率越高，从82%提高到88%，汽轮机效率从26%大幅度提升到43.2%（如果选用进口西门子汽轮机则效率更高），设计点效率从15.9%可以提高到22.7%，年设计发电量从940万度电可以提升到1.46亿度电。

　　这是国外塔式光热电站发电量及效率对比，西班牙Gemasolar电站的装机量是19.9MW，年DNI是2172kWh，总采光面积304750平方米，设计发电量8000万度，实际发电量7500万度，年均效率从12.1%下降到11.34%，发电量达成率有93.75%。

　　最后总结一下，储能塔式光热电站经济性主要是通过单位千瓦时投资和度电成本进行评估，应该说度电成本更全面一些。影响度电成本的核心因素是上网发电量，这是最重要的。相对槽式电站来讲，塔式光热电站在纬度较高的区域其光热效率和热