太阳能热发电如何定位，未来如何发展？
作为塔式熔盐储能光热发电整体解决方案提供商，浙江中控太阳能技术有限公司（简称中控太阳能）一直坚持技术自主创新，为太阳能热发电产业发展贡献力量。2018年9月12日，中控太阳能董事长兼总工程师金建祥在第三届德令哈光热大会上分享了关于光热发电若干问题的思考，他提出了适合储能光热电站的 “新概念”，以数据分析了自然环境因素对光热电站性能的影响，分析了税费、土地费用及金融成本对度电成本的影响，对光热发电成本下降和发展阶段以及光热发电的未来定位提出了自己的看法。金建祥非常有信心地表示：通过不断提升效率和标准化大规模**建设，光热电站度电成本下降空间很大，预计几年后将达到目前光伏和天然气平均电价水平。
以下是他报告的主要内容，以供参考：
一、光热发电带来的“新概念”
1、适合储能光热电站的 “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发电项目的难度、经济性和规模，而不是传统意义上的汽轮机容量。
2、自然环境因素对光热电站性能的影响
一般认为影响光热电站性能的主要自然环境因素包括太阳能资源（DNI）、风速、多云频率（同样年DNI值条件）和环境温度等。那么这些因素对光热电站性能的影响是怎么样的呢？金建祥以提问题的方式作了全面分析：
问题1： 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2：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，**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3：多云的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，*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4：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%；
（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年全国光伏发电平均上网电价：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**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。
相比光伏发电，光热发电产业标准化和规模化空间大，但难度也大。
光伏发电：电子部件占比高，标准化程度高；
光热发电：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**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**，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**，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，***、土地、**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：
***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）；
**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，因此白天光热发电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。
1、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，**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。
2、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！
3、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！（董清风 整理）
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