金建祥首先对光热对比其他可再生能源的优势进行了分析，指出了未来光热的方向将是大规模化和长时间储能。他根据中国特殊的光资源条件，并结合中控10MW电站的实际运营情况得出：目前要想达到设计发电量目标亟待解决的问题是如何应对有云天气（包括多云和少云天气）的高效运行，而关键是提高短时间内的天气预报能力。

　　在会上，金建祥向大家介绍了中控太阳能公司的发展历程，展示了中控10MW电站的实际运行数据，并详细阐述了其发电量是否达标的评估标准，及影响发电量的因素。

　　在发言中，金建祥从金融、技术、产业规模及产业链四个方面分析了光热发电到“十三五”末达到0.8元的度电成本能否实现、如何实现，并在最后指出了未来光热发展中，谁掌握了精准的短期天气预报技术以及应对有云天气的运行策略，谁将在这场竞争中拔得头筹。

　　非常感谢会议主办方为我提供这么一个机会。在正式报告之前首先要恭喜首航节能公司敦煌10兆瓦熔盐塔式电站在前天晚上取得并网成功，这也是行业内一件大喜事，让各级政府和投资人对中国光热的未来更加有信心，也让在座的各位光热界同行对未来更加有信心。

　　中控太阳能在德令哈建设光热电站已经有了七个年头了，在类似活动上我也讲的比较多，今天受时间的限制还是挑几个重点汇报一下，PPT是按照一般的会议要求来准备的。

　　可能有一些人会有疑问，在有关媒体上介绍首航节能刚刚投运的电站是中国第一个24小时连续运行且规模最大的塔式熔盐光热电站，这种说法对吗？到今天为止这个讲法还是准确的，它确实是目前为止中国最大的塔式熔盐光热电站，它的镜场集热面积有15万平方米，熔盐有5800吨，储能时间是15个小时，理论上可以24个小时连续发电；而我们中控德令哈电站虽然投运时间更早，但镜场集热面积只有6.8万平方米，500多吨熔盐，蓄能时间为二个小时。虽然两个电站都是10MW的，但从镜场规模和蓄能时间来看，这个讲法没有问题，但是有个问题，它是全球第二个可以24小时连续发电的光热电站，不是第三个。

　　中控在原来水工质基础上进行了熔盐改造，历时一年半时间，于2016年8月21日达到满负荷的发电，其它各项指标均达到了设计值。其实我们公司内部考核时间是7月底熔盐改造结束，就是因为各种各样的原因拖延了三个礼拜时间，因此首航项目拖延半年之后完成并网发电也属不易，估计未来还需要一段时间去不断完善和优化之后才能正常发电运行。

　　如图，基本的东西跳过了，讲了太阳能光热和光伏发电的特点，光伏是太阳能直接转变成直流电，然后直流电再逆变成交流电并网，光伏产业已经很成熟，成本也很低，我今天特别强调一点：光伏的间隙阳光资源利用率（即有云天气的间隙性光照的利用程度）很高，光照无论强弱和时间长短都可以发电，这相对于塔式光热发电来说是一大优点。当然问题是光伏比较任性一些，有光就发电，没光就不发电，对电网很不友好。光热是由光变成热、热储存变成交流电，优势是非常稳定，快速可调。前面专家也提到目前火电调峰的负荷变化范围是50%，如果调峰范围要增加调到70%，还需要进行技术攻关和技术改造，另外火电的调峰响应比较慢，时间比较长。光热从负荷10%调到100%十几分钟时间就足够了。但是光热也有问题，之所以这几年光热发展没有光伏快也是由这些问题导致的。系统太复杂，太阳岛、熔盐岛、常规岛系统很复杂，成本还很高。上午国务院参事石定寰老先生的讲话既有高度还有深度，很受启发，获益匪浅。上午石参事讲话中对光热地位做了很好的总结和肯定，最后讲话中对于目前光热形势越来越好的背景下，特别提醒我们要保持头脑清醒，还有很多问题要进一步解决，其中最后一个问题就是多云天气等复杂工况对发电量的影响，也就是光热发电对于间隙性阳光的资源利用率比较低，这对发电量影响比较大。

　　光热也分带有储能和不带储能的，储能使得光热转换、热电转换进行了解耦，发电可以不受阳光的影响，容易成为基荷电源。不带储能系统比较的简单，初期投资比较低，但是度电成本会比较高。储能是光热发电区别于其他清洁能源最大的优势，对于光热来说，规模一定情况下储能时间越长度电成本越低，度电成本最多可以降低三毛钱左右。储能时间一般大于15个小时就可以成为基荷电源了，可以实现24小时连续发电。

　　搞光热的人也应该看看光伏对我们光热有怎样的挑战，很多人不断提醒我，这方面要做了一些研究。光伏+储能跟目前的光热+储能，谁的未来更好一些？光伏储能用常规的技术路线，使用铅酸电池和锂电池等等，规模化的储能成本相对来说比较高，譬如说储能4到6小时，目前的电池成本和逆变器成本下我们做了比较精确的计算，大概每千瓦时要增加六毛钱的成本，目前光伏直接发电（即不储能）的成本是六毛钱左右，加在一起就是一块二，比目前的光热还要贵。

　　昨天晚上也做了前瞻性的预估，未来电池成本也许会明显降低，如果五年或十年之后电池和逆变器只有目前成本的一半会怎么样？我们也做了计算：度电成本会从1.2元降低到1.0元。光伏储能时间越长，成本越高，最多增加六到七毛钱，电池的寿命比较短，一般寿命也就是三五年，电池要使用十五、二十年，现在技术上还不行。光伏+储能更适合小规模分布式应用，这是光热储能做不到的。光热正好倒过来，适合长时间储能和大规模的集中开发，这样有利于电站经济性的提升，即较长时间的储能可以使得度电成本降低三毛钱左右，单塔规模100兆瓦比50兆瓦规模度电成本便宜一毛到一毛五分钱。

　　这是不同的规模，塔式熔盐电站的度电成本（如图），储能时间越长度电成本越低、单塔规模越大成本越低，100兆瓦储能8小时以上成本下降不明显了，但是50兆瓦的时候到储能12个小时还会继续下降。这是我们计算的曲线，对于目前的电池成本和逆变器成本情况下，光伏储能时间和度电成本的关系，6个小时基本上每度电成本上升到1.2元，如果电池成本降低一半，6个小时的储能时候大概度电成本是一块钱，因此光热还是有很强的竞争力，现在光热电价是1.15元，相信第二批光热示范项目电价是一块钱左右了。

　　中控太阳能2010年成立，是由杭锅集团、杭汽轮集团、基金和公司员工等组成的股份制企业，到目前为止塔式熔盐光热关键技术已经全部掌握了，镜场的聚光、集热、熔盐、储能、换热和整个电站的运行，中控太阳能公司都已经比较好的掌握了。我们中控很好地继承了浙大的求是精神，一步一个脚印，踏踏实实做事情。我们花了七年时间，投入近五个亿，先后解决了镜场聚光、水工质发电、熔盐储能以及全厂优化运行等核心技术和工业化验证。

　　2010年公司成立，2012年初镜场开始施工，到2013年7月份并网发电，经过一年半运行的优化和总结，到2014年底启动熔盐改造，到2016年8月份中旬熔盐改造成功。期间也花大量的精力到50兆瓦示范项目中去。目前公司已经拥有108项专利（其中大部分是发明专利），20项软件著作权，这些知识产权涵盖了塔式熔盐光热发电相关的所有核心技术，这里不赘述了。

　　这是熔盐改造的系统图，相对比较复杂，是因为在水工质基础上进行改造的。熔盐储能项目的主要参数，土地25万平方米，镜场集热面积68000平米，有两种镜子，一个2平方米24400台，一种是20平方米1000台，我们是采用中小型定日镜（首航节能是115平米的大型定日镜），发电效率设计点达到17%。对于50MW或100MW来说，这个效率可能会达到24%，规模大一些，汽轮机效率提高至44%，镜场达到55%效率，两