CSPPLAZA光热发电网报道：“通过不断提升效率和标准化大规模复制建设，光热电站度电成本下降空间大，预计几年后达到目前光伏和天然气平均电价水平。”10月12日，2018第三届•德令哈光热大会上，浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥作题为《有关光热发电若干问题的思考》主题演讲时如是表示。

演讲中，金建祥介绍了中控德令哈10MW光热电站运行情况及中控德令哈50MW光热发电示范项目建设进展情况，提出光热电站由于储能特性带来一些“新概念”，指出光热电站环境因素需重点关注DNI、风速和多云频率，并对光热发电成本下降四个阶段及实现条件进行解析。

图：金建祥作主题演讲

以下为金建祥演讲的主要内容：

一、光热发电带来的“新概念”

1、光热区别于传统火电或新能源的“新概念”

通过火电/光伏/风电与储能光热对比可以看出：

（1）光热电站的发电量、投资除了与装机容量有关，也与储能时长正相关；

（2）设计上，储能时长增加以及装机容量增加，都须相应增加镜场规模；

（3）镜场聚光面积更能反应光热电站的规模、难度，对度电成本影响最直接。

因此镜场规模更能准确反映光热项目难度、经济性和规模，而不是传统意义上的汽轮机容量。

2、影响光热电站性能的主要自然环境因素

一般认为影响光热电站性能的主要自然环境因素主要有光资源（DNI）、风速、多云频率（同样年DNI值条件）和环境温度。那么这些因素是如何影响光热电站的呢？到底影响量有多大呢？金建祥以问题的方式作了全面分析：

问题一、DNI下降100kWh/㎡a，度电成本将增加4.5%吗？

答：（1）对于已建成电站，在DNI为2000左右时，DNI比原设计值低100（低5%），度电成本将增加4.5%；

（2）实际上经过设计优化后，DNI低5%的地区，在原方案基础上增加5%镜场面积即可，总成本仅增加2.5%，度电成本仅增加约2.25%，而不是4.5%；

（3）定日镜镜面反射率的高低对经济性的影响也是类似结论。

问题二、风速对塔式光热电站效率与成本影响如何？

答：（1）大风增加吸热器对流散热，降低吸热器效率；风速每增加3米，效率下降约2.1%。

（2）大风增加定日镜摇晃，跟踪精度降低，导致截断效率下降；风速6m/s以下影响不大，12m/s时截断效率下降4.5%，15m/s时截断效率下降13.3%。

（3）其他影响：

超出工作风速，大风导致定日镜进入保护状态，增加弃光率；

或者，为了降低大风导致的弃风率，需增加定日镜用钢量和驱动的扭矩和刚性，导致增加成本；

所以，风速过大对效率和成本影响较大，不容忽视。

问题三、多云频率对塔式熔盐电站效率和吸热器寿命的影响？

答：

（1）多云频繁，吸热器启停频繁，吸热器预热弃光和间隙弃光增多；如下图，多云天弃光率高达28%，而大晴天弃光率仅为3%；

（2）多云天气发电量估算准确性下降；

（3）多云天气工况复杂，运行策略难以标准化，操作失误增多；

（4）多云导致DNI变化快，导致吸热器受光面温度剧烈变化，对吸热器寿命有影响，易增加设备故障率。

所以，多云天气是影响寿命、弃光率和发电量达成率的重要因素。

问题四、环境温度对塔式熔盐电站效率的影响？

答：（1）环境温度降低20℃，吸热器效率下降0.3%；温度升高20℃，效率升高0.06%。

（2）环境温度从13.5℃升高至26.5℃，汽轮机效率降低3%。

其他影响：

环境温度降低会增加管道散热，但塔式电站管道很短，管道散热对塔式电站的效率影响很小，远小于槽式；

环境温度降低20℃，对于低温盐罐散热量增加约7%，对于高温盐罐散热量增加3.5%，而高低温盐罐总的日散热量仅为总储能量的1%，因此仅增加总散热量0.05%，可以忽略不计。

总之，环境温度降低，对吸热器、管道散热、储能盐罐散热均有负面影响，但影响很小，相反有利于汽轮机效率提升，且提升较明显；但环境温度最高温度在0℃以下时，由于不能使用水清洗镜面，会影响镜面清洁度，对效率有一定影响。

二、光热发电成本下降思考

1、光伏电站的电价下降对于光热发电成本下降具有借鉴意义

据统计：2011年至今7年时间光伏电价下降0.4元-0.6元/kWh，降幅约50%；7年时间光伏累计装机量扩大了近40倍，很明显装机规模扩大对于电价下降贡献很大。

2、光热电站成本下降的思考

据国家能源局最新统计，2017年全国光伏平均上网电价：0.94元/kWh，同比增0.18%，这说明2017年全国新并网的光伏电价高于0.94元/kWh，这个价格很让人意外，大家一直以为光伏上网电价很低，其实不低，这主要得益于东部地区地方政府的额外补贴。

从公开数据中知道，天然气综合上网电价约0.83元/kWh（电量电价0.67元+容量电价约0.16元），煤电调峰电价大于0.85元/kWh，个别省份高达1.00元/kWh。

相比光伏，光热产业标准化和规模化空间大，但难度也大。

光伏：电子部件占比高，标准化程度高；

光热：机械部件占比高，大量设备需要定制；光热的标准化不仅有利于降低装备造价，还可缩短设计和建设工期，光热电站中的降价空间不大的玻璃、钢材、熔盐和水泥等材料占总投资不到18%，其余均可通过规模化实现降价。

光热发电成本下降可能的四个阶段：

3、光热电站成本下降四个阶段的实现条件

◆第一阶段，2-3年后，0.95元/kWh：每年新装3-5GW，补贴不拖欠，不弃光。

首批示范项目技术路线和装备得到验证，成熟可靠，故障率低。

“十三五”光热发电余下的4GW建成，并进一步优化，完成可大批量复制的标准化解决方案。

发电量达成率达到95%。造价控制较好，比可研设计概算低10%。

此时已经达到目前全国平均光伏上网电价水平，可以取代部分煤电调峰电源。

◆第二阶段，5-6年后，0.8元/kWh：每年新装5-10GW，补贴不拖欠，不弃光。

单一供应商年装机规模达1GW，标准化推动批量复制，造价下降12%。

标准化程度大幅提升，设计、建设周期明显缩短。

技术进步，光电效率提升6%以上，发电量达成率达到98%以上。

可实现的目标是：光热发电如果作为调峰电源，此时已经具备平价上网条件，完全可取代天然气调峰电源和煤电调峰电源。

◆第三阶段，7-9年后，0.65元/kWh：每年新装10GW以上，补贴不拖欠，不弃光。

现有技术不断进步，光电效率再提升6%，发电量达成率达到100%。

土地成本、融资成本有所下降和税收有一定优惠。

单一供应商年装机量2GW以上，规模化复制，造价再下降12%。

◆第四阶段，10年后，0.35-0.45元/kWh。

前沿新技术全面应用：如粒子吸热器、超临界二氧化碳循环发电、PETE等。

技术突破带来发电效率再提高50%-80%。

国内规模扩大，全球化产业成熟，造价下降10%。碳排放交易收益，增值税、土地、贷款利率等优惠政策全面实施。

此时，平价上网取代部分火电，成为基荷电源和调峰电源。

4、税费、土地费用及金融成本对度电成本的影响

以1元/kWh的光热度电成本为例：

增值税减半（8%），度电成本：0.94元/kW，下降6分

土地费用构成（德令哈为例）：100MW，牧民补偿款、牧民养老金、草原恢复费、耕地占用税、土地使用税（按年缴），一次性总计11750元/亩

若土地费用为0，度电成本：0.946元，下降约5.4分（光伏领跑者土地税费为1分/kWh）

贷款利息下降1个百分点（3.9%），度电成本0.95元，下降5分

以上三项合计：下降15.4分。国家和地方政府政策对电价影响巨大。

三、光热发电的未来定位思考

现阶段：如果白天与光伏和风电一样尽可能多发电，因此白天光热只是一种电量补充电源；当然利用储能晚高峰继续发电，则有别于光伏成为电力补充。

下阶段：应该成为清洁的调峰电源，与光伏、风电混合发电，取代部分火电和天然气调峰电源，按照调峰电价平价上网。

未来：逐步替代煤电，成为清洁的基荷电源和调峰电源。

5、光热电站作为调峰电站的可行性

（1）适应于调峰需求的运行模式：

白天中午前后2-6小时低负荷运行或停机，为光伏让路，以便让光伏满发。

或者，用电高峰过后的夜间低负荷运行或停机，为火电让路，以增加火电发电小时数。

或者，配合光伏和风力发电，使之成为一种稳定的清洁电源。

（2）技术上：利用光热电站大容量、低成本储热，出力容易实现稳定可调。已经得到实践验证，光热电站只需要花15分钟左右时间，可实现20%-100%发电负荷的快速变化，其调峰的深度和速度远优于煤电。在调峰期间汽轮机低负荷运行仅对效率有一点影响，另外在4个小时内有序停机后再快速启动，也不存在技术障碍，因此在技术上可以完全满足适应于调峰需求的运行模式。

（3）经济性：为了适应于调峰需求，系统设计需调整：

在现有方案基础上，可以通过适当增加储能时长，或增加汽轮机额定功率，或两者并用，可以实现满足调峰需求的情况，照样有比较好的经济性。

6、光热电站作为调峰电站的经济性：按照中午前后4小时不发电测算

由上表可以看出：

（1）因调峰需求导致弃光或镜场面积减少，度电成本明显上升，会较多影响经济性；

（2）通过延长储能时长或提升汽轮机额定功率，对度电成本影响很小，因此作为调峰电源，在经济性上并没有大的障碍。

7、光热电站成为清洁基荷电源的展望

在火电发电量占比逐年下降，而光伏、风电发电量占比逐年上升的趋势无法改变；国内电力总需求保持5%（国际上3%）左右持续上涨趋势没有改变的前提下，二、三十年后继续由火电作为基荷电源已经无法满足需求，那么由光热电站担任清洁的基荷电源就是一个好的选择。

所以，光热电站应定位于调峰电源和基荷电源，有利于发挥光热电站的比较优势，我们应该对光热发电的未来充满希望。