光热“十三五”并网500万千瓦有点难，三大制约因素成拦路虎
9月22日，“2016年首届德令哈光热大会”在青海省海西州首府德令哈市召开。会议以“聚焦清洁能源高地，打造世界光热之都”为主题，与会嘉宾就光热产业在能源结构转型中的作用和发展前景进行了深入探讨。
作为电力系统友好型电源，光热发电可以有效缓解光伏和风电的出力波动，减少弃风弃光的矛盾，大幅提高电力系统的消纳能力，对于加快提高可再生能源在能源结构中的比重能起到积极的作用。然而就在不久前，光热发电还在静默徐行，直到太阳能热发电标杆电价落地。
“现在是太阳能热发电最好的时代，也是最坏的时代。”国家能源局新能源司新能源处副处长邢翼腾在现场一语概括我国光热发电目前的发展处境，并现场透露，尽管能源“十三五”规划尚未出台，但对于光热发电总装机容量目标目前已定稿为500万千瓦。“但老实说，若要实现到2020年实际并网500万千瓦的目标难度很大。”
电力规划设计总院副院长孙锐在现场重点阐述了光热发电在我国能源转型中所能发挥的作用以及光热发电的应用前景。他认为，与燃煤机组相比，光热发电具有更好的调节性能，可以在电网系统中发挥调峰的作用。
以下是两位嘉宾的主旨发言精编，欢迎您收藏分享！
图文丨刘浩
中国能源报记者
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第一个方面：回顾示范项目出台全过程
首先是示范项目出台的大背景：
从国际形势上来看，截至2015年底，全球太阳能热发电装机约为500万千瓦，2010年时装机量仅为约200万千瓦，所以这五年间全球太阳能热发电已处于爆发期。值得一提的是，包括印度、摩纳哥等发展中国家也在建太阳能热发电的项目。所以无论是发达国家还是发展中国家，对于太阳能热发电的地位都越来越看重。
国内形势方面，很多人都说电价和示范项目的出台可以证明2016年是太阳能热发电元年。其实“十二五”期间我国太阳能热发电整个产业就已有很好的积累，从理论研究、技术设备以及整个产业链来说都具备了规模化发展的基础。
其次，示范项目的出台有四方面的重要意义。
一是促进多种技术的产业化。示范项目主要是三种主流技术：塔式、槽式、线性菲涅尔，是已能够具备大规模商业化发展的技术路线。
二是通过示范项目培育全产业链的生产能力，培育系统的集成能力，真正地把太阳能热发电产业打造成中国的战略性新兴产业。
三是希望通过示范项目探索先进技术。
四是希望示范项目在全国范围内形成良好的市场环境和政策环境，打造政策支持的体系和框架。
最后，示范项目究竟是如何选出的？
电规院、水规院、光热联盟这三家作为技术支撑单位对报上来的项目进行审核，初选通过项目101个，一共装机容量850万千瓦，从前期工作成熟度、技术先进性、关键设备来源、企业投资能力、报价五大方面对项目逐一进行打分筛选，最后又分不同的技术类型进行排序，最后选出20个示范项目。
第二个方面：太阳能热发电当前形势如何？
首先是三大利好形势：
第一是电价政策和示范项目的出台，大家可以真正开始操作了。
对于1.15元的电价，不少同仁认为较低，但个人认为这是较为科学合理的电价。过高的电价不仅对将来补贴造成压力，更重要的是电价过高容易导致鱼龙混杂的企业进入到这个产业里来。恰恰是1.15元的电价，可以让出类拔萃的精英企业真正做成事情，从而达到优胜劣汰的效果，避免劣币驱逐良币的恶果。
第二是从理论研究到关键设备，再到形成整个产业链，我国已具备良好的产业基础和大规模发展的潜力。美国专家都在反复说，“只有中国开始大规模做太阳能热发电，全球太阳能热发电才会迎来好的发展，才能把全球太阳能热发电的电价降下来，快速达到平价上网。”
第三是关于“十三五”规划。尽管太阳能“十三五”规划还没有出台，但现在已基本定稿，在走相关程序。之前的《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》中提到的总装机容量是1000万千瓦，但现在看并不具备这种基础，所以目前定稿是500万千瓦。但老实说，2016-2018年间只有100多万千瓦的示范项目，到2020年实际并网500万千瓦的目标难度也很大。很多专家，包括国家能源局内部同志在讨论中也希望将该目标调低，但我们坚持下来了，虽说不一定能够最终实现该目标，但希望为业内发出积极信号，鼓励大家努力去做。
其次是面临三方面的不利形势：
一是1.15元的电价意味着补贴平均超过了0.9元。可以说现在的电价中大多数是国家的补贴在支撑。据最新市场行情，三类地区标杆电价0.98元，而竞标电价却达到了0.61元。太阳能热发电的竞争力到底在哪？短期来看，太阳能热发电是清洁能源，短期要与光伏竞争。未来还会与火电等传统能源竞争。我们在技术创新、降低成本方面仍有很多工作要做。
二是可再生能源的补贴缺口巨大。近期国家能源局副局长李仰哲也反复提到，到今年年底，可再生能源的补贴缺口将达到600亿。600亿从哪里出？现在没有出处。目前中央提出的供给侧改革中最重要的是降成本。太阳能热发电产业用电成本仍然较高，如何能在减少补贴的情况下把产业做大仍然是面临的挑战之一。
三是目前弃风弃光现象非常严重，而太阳能热发电地区又是这些新能源发展比较多、消纳较困难的地区。出台的20个示范项目中有9个在甘肃，4个在青海。青海地区的弃光弃风现象不太严重，但甘肃的弃风弃光近两年仍未得到缓解。在此背景下，如何让太阳能产业跟消纳结合也是困难之一。
第三个方面：太阳能热发电下一步的发展方向
第一，2016年务必把太阳能热发电的示范项目做好，通过示范项目的建设，总结积累太阳能热发电项目建设运行经验。完善相关管理办法和政策环境，验证太阳能热发电国产化的设备和材料的可靠性、性能的指标，尽可能达到提高国产化率，形成多项国家核心设备的自主知识产权，培育和增强太阳能热发电的系统集成能力，掌握太阳能热发电的关键核心技术，形成国内太阳能热发电的制造产业链。同时，随着产业链的完善、规模的扩大，希望能够不断降低成本，原定在2020年太阳能热发电的成本降低到1元。据预测，2025年全球太阳能热发电成本将降至0.7元，但就国内发展情况来看，恐怕我们的步伐还会更快，压力也会更大。
第二，继续扩大太阳能热发电规模，真正融入电力系统，充分发挥太阳能热发电的调峰作用，逐步推进太阳能热发电的商业化进程，发挥它的蓄热功能，出力可调的优势，平抑可再生能源的波动性，实现电网和电源友好发展，提高可再生能源对电网接纳的能力。在青海、新疆、甘肃等可再生能源富足区，做好太阳能热发电的布局，探索建立太阳能热发电以光伏、风电、抽水蓄能等互补，作为大规模的互补利用基地，形成出力稳定的混合发电系统，向电网提供清洁、安全、稳定的电能。
第三，建立完善太阳能热发电的产业服务体系。借鉴国外太阳能热发电的工程建设经验，结合我国的示范项目建设实施，制定太阳能热发电的相关设计、设备制造、施工运行的标准，建立和完善相关的工程设计、检测认证和质量管理等产业服务的支撑体系，加快建设太阳能热发电的产业政策和管理体系，建立有效的太阳能热发电产业发展的保障机制。值得一提的是，目前我国电力体制进行了市场化改革，太阳能热发电要主动且必须适应，国家能源局会对太阳能热发电如何融入电力市场进行顶层设计，企业也应主动考虑怎样参与到电力市场中。
第四，要推动产业走出去，参与国际合作。结合“一带一路”的发展，在国外进行产能结合。
最后我想说一点深刻的感受，那就是太阳能热发电领域其实是很多民营企业在支撑，正是民营企业对产业的执着，对太阳能热发电事业的热爱，才支撑起这个产业，无论是电价政策的出台，还是示范项目的出台，都是靠着这些基础。所以我想对广大企业家、工作者表达诚挚的敬意，相信在企业家的努力下，整个光热产业将会有更大的发展！
今天我想从光热发电在能源转型中的作用和光热发电在我国的应用前景等方面谈谈想法。
光热发电在能源转型中发挥怎样的作用？
先来看看国内的能源结构和碳排放的有关情况。我国碳减排目标是到2020年，非化石能源在一次能源消费中的比重达到15%，2030年达到20%。到2030年，我国二氧化碳排放总量将达到峰值并争取提前达到，二氧化碳排放强度在2005年的基础上减少60%-65%。非化石能源消费比重目标就要求非化石能源发电的比重在2030年占到40%-45%。
此外，据预测，到2020年电源装机总规模达到20亿千瓦，非化石能源发电装机达到38%；到2030年，电力装机总量达到30亿千瓦，非化石能源发电装机达到44%。至于发展空间，到2015年底，我国人均用电量是4100千瓦时，按照上述的电力发展规划，预计到2020年，我国人均用电量将会达到5000千瓦时，相当于现在英国的水平；到2030年，我国人均用电量预计达到7000千瓦时，相当于现在德国的水平。所以用电量方面有很大增长空间。
目前，非水可再生能源发电面临的困境是：由于风力发电和光伏发电的间歇特性，在没有储能电站的情况下，间歇式电源只能作为电量的补充，不能作为电力的保障，因此，在系统运行中，需要可靠的电源机组为其旋转备用。由于我国西部地区缺少抽水蓄能和燃气机组，只能依靠燃煤机组进行调节。而燃煤机组的处理调节范围较窄，一般为50%-100%，当无法满足系统负荷调节要求时，不得不弃风、弃光。同时，燃煤机组处于低负荷运行状态其煤耗率会显著增高，其能耗指标和经济性都会严重变差。所以，这些问题需要通过调整电源结构来解决。
那么光热发电在电网里可以起到怎样的作用呢？
光热发电的原理是把太阳直接辐射转化成热能。再通过热能转换，用发电机组将热能变成电能，中间有一个非常重要的环节，就是有一个储热系统。光热发电的优点是：尽管太阳辐照强度每天都在变化，但由于其储能系统发挥了作用，使汽轮发电机组稳定地保持电力输出。与燃煤机组相比，光热发电具有更好的调节性能，无论是负荷调节范围、蒸汽发生器升温速率还是汽轮机启动时间，都优于燃煤机组。
目前我国的光热发电机组刚刚起步，也没有达到完全替代燃煤机组的程度，电网里并不缺少承担基本负荷的电源，所以并不需要光热发电系统24小时发电，而更需要的是能够起到调峰的作用。
通过配置储热系统，光热发电机组能够保持稳定的电力输出，不受光照强度变化的影响。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电；同时，可以根据电网用电负荷的需求快速调节汽轮发电机组的出力，即参与电网的一次调频和二次调频。
另外，光热发电机组比燃煤机组的启停时间短，最低运行负荷低，具有更好的调峰性能。所以它在电网里可以承担基本负荷，也可以作为调峰机组承担高峰负荷。
同时，电力系统里装置了光热发电机组可使系统接纳光伏和风电的能力更强。
光热发电在我国的应用前景如何？
光热发电和光伏发电同是太阳能发电，但它们利用的资源不同。光伏发电利用的是全辐射，而光热发电利用的是直接辐射。我国直接辐射资源高的地区主要集中在西藏、青海、甘肃西北部、新疆的东部和内蒙的西北部，青海直接辐射资源主要集中在柴达木盆地。上述地区可利用面积合计约为94万平方公里。粗略地估算：十万平方公里土地建设光热发电，年发电量可达5万5千亿度电，相当于目前全国的用电量。此外，我国有丰富的未利用土地资源，可以用来建设光热发电。因此应用前景非常可观。
在产业发展方面，我国已有多个科研机构、高校等对太阳能热发电技术从理论到科学实验上经过了近10年的研究，掌握了它的技术特性，为工程应用奠定了基础。
多家专有技术公司开发了具有自主知识产权的技术和产品，建设了很多试验装置和试验工程。包括浙江中控青海德令哈10兆瓦塔式电池已于2013年6月投运至今，积累了丰富的运行经验；中广核太阳能德令哈50兆瓦槽式电厂已于2015年开工建设。光热发电的设备和材料国产化率可以达到90%以上，国内设备和材料的生产能力完全可以满足工程的需要。现在有几十个项目在开展前期工作，第一批项目已经全面启动，总装机容量134.9万千瓦的20台机组即将开工建设。
此外，光热发电项目的上网电价在国际市场上目前是0.12-0.15美元，国际机构预测到2020年，商业电站的发电成本可以降低到0.08-0.09美元。
我国开展前期项目的上网电价基本是在1.18-1.25元，此次国家发改委批复第一批示范项目上网电价为1.15元。在电价构成中，投资成本和融资成本占60%以上。预计到2020年，光热发电项目的工程造价可以降低到15000元/千瓦以下，电价可以降低到0.75元/千瓦时以下。
对于不同发电种类电价的对比不能忽视电力品质，拿光伏发电来说，要达到光热发电同样的品质，一定要配套抽水蓄能或是化学储能电站。目前化学储能根本不具备大规模应用的经济条件，而抽水蓄能电站对自然环境又有些要求，很多地区不具备这样的条件。即使建抽水蓄能电站和光伏叠加，总的成本在同样的储能条件下，光伏+储能电站的成本要远远高于光热发电。
我国第一批光热发电示范项目已经得到国家能源局的批复，从项目清单上可以看出，大部分项目采用的是成熟的聚光集热技术路线，少部分项目采用的是具有创新性的聚光集热技术路线，体现了国家对自主创新的支持力度。其中，
塔式机组有9个，其中熔盐塔7个，水塔2个；
槽式项目有7个，其中导热油槽式的5个，熔盐槽式的2个；
线性菲涅尔的项目是4个，水工质的2个，导热油的1个，熔盐的1个。
可以看出，塔式发电占了容量的50.8%，在整个示范项目中占主导地位。除了比较成熟的塔式、槽式，还有2个熔盐式的槽式，一个熔盐的线性菲涅尔，是具有创新性的技术路线，体现了第一批示范项目中支持自主创新的力度。
第一批项目要求2018年底前投运才能享受1.15元的电价，对于项目法人和从事工程建设的设计、制造、安装、调试单位都将是一个严峻的挑战。
整体来看，光热发电技术在国际上已有三十多年的商业应用经验，技术成熟。继美国、西班牙之后，南非、摩洛哥、印度、中东等光照资源丰富的国家都在建设电站工程。我国经过了十几年的研究开发和试验、运行，已基本掌握了光热发电技术，初步形成了完整的产业链。
值得一提的是，利用西部地区的荒漠和戈壁建设大规模光热发电基地，可有效地提高我国可再生能源发电的比重，有利于实现我国能源替代和碳减排的战略目标。大力发展光热发电，可促进西部大开发的进程，促进我国光热发电产业的发展，显著带动国民经济增长。同时有利于国内相关企业在国际市场上参与竞争。
需要强调的是，第一批示范项目的建设任务十分艰巨，需要全社会各个相关方面的共同努力，为我国光热发电的健康发展贡献力量！
特别说明：本文水印图片即会议现场图及发言嘉宾邢翼腾发言配图为本报记者刘浩拍摄，发言嘉宾孙锐配图源自网络资料图。
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责编 | 赵唯
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