“随着光热产业的规模化及技术进步，光热电站的建设及运营成本将大幅降低，达到0.6元/kWh以下，产业规模是影响成本的重要因素!若再辅以增值税减半、优惠贷款等支持政策，光热发电平价上网完全可期!”中控太阳能技术有限公司董事长金建祥日前出席2016中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会，详细阐述了他对光热发电的体会和认知。

其发言涉及中控太阳能6年多来专注光热发电技术的的深耕历程、光热发电前景展望以及如何提升光热电站的投资收益等几方面。下面刊出的是他的发言全文，推荐全文阅读【根据速记和视频资料整理，请对照其发言PPT阅读】：

各位上午好，今天很高兴有机会跟各位做一个交流，我们中控从事太阳能热发电已经有六个年头，应该说酸甜苦辣都尝到了，今天也趁这个机会跟各位共享一下当中的一些感悟、一些体会。

首先简要地回顾一下中控太阳能这6年多来有几个重要的里程碑，第一阶段是从2009年到2010年，这两年多时间做了一些前期的技术路线调研、选址和可行性的论证。我们在这个过程当中确立了塔式技术，完成了技术的可行性论证。中控是中国最大的控制系统供应商之一，而光热塔式系统有大量的控制问题需要解决，因此这是我们当初选择塔式的一个技术原因之一。

第二阶段从2011年至2012年，进行了水工质光热发电聚光等核心技术的装备研发，主要解决了控制问题，并很快通过小试和德令哈项目的应用得到了实际的验证。

第三阶段是10MW级水工质塔式光热电站工程化示范应用与测试验证。从2013到2014年，我们花了两年时间进行大量的改进完善，整个调试过程和测试的初步结果也比较理想，和设计值间的误差基本上都控制在5%以内。这么大一项系统工程还有很多地方值得完善，也有很多的教训可以吸取。这两年多当中我们运行了首座规模化的商业电站，从建成到正常发电、稳定发电我们仅花了半年多时间，没有像国外项目要花很长时间。我们也形成了完全自主的知识产权，所有的技术都是自己开发的，设备也基本实现了国产化。很荣幸这个项目被列入了国家战略性新兴产业项目，2014年9月份该项目获得了国家发改委正式批复的1.2元/kWh上网电价。

第四阶段，从2014年下半年开始，我们募集资金1.5个亿，进行大规模的塔式熔盐储能试验。2014年底，我们在杭州熔盐小试系统取得成功，并正式启动了德令哈10MW项目的熔盐系统改造。截至目前，所有设备已经完成安装，启动了单体的调试，估计下个月(2016年7月)10MW级的熔盐系统可以投运。

中控太阳能在光热发电技术研究方面已经形成了百余项专利，解决了塔式太阳能热发电系统的聚光难、集成难和工程运营难的问题。

当然这三个问题的核心技术就是聚光精度要高、集热效率要高，光电转化效率要高。工程运行最大的考验是可靠性，近30000面镜子如果可靠性不高的话，既影响正常的运行，又会降低电站整体效率，增加维护人工投入。可靠性问题我们已成功地解决，相关经验是从现成的DCS控制系统当中引用过来的，是比较成熟的。

这是我们的塔式太阳能热发电站的图片。除了完成工艺设计、开发了硬件设备以外，我们也开发了大量的设计和管理软件，这对提升电站效率帮助很大。

我接下来介绍一下这几年我们在熔盐储能技术研究方面的工作。我们已掌握塔式熔盐系统吸热、储热、换热的全流程核心技术;开发了熔盐系统核心工艺技术包，具备系统设计能力;培养了一批国内外供应商，形成了完整的熔盐关键装备供应链。

我们正在开展德令哈10MW光热电站熔盐技术改造工程，熔盐采用的是40%的硝酸钾和60%的硝酸钠的二元盐，目前已完成全部储换热系统的设备和管道安装。

下面简单总结一下中控太阳能6年来的工作成果：我们已经掌握带熔盐储能的塔式光热电站设计、装备、工程、运营全流程关键技术，并在青海现场得到了长时间的验证。青海属于高原，海拔高、风沙大，每天的温差很大，冬天的时候可以到零下30度，夏天中午前后室外现场可以达到零上50度，这么宽的温度范围内，长期稳定正常工作的难度还是比较大的。在运行的三年内，系统的高可靠性得到了验证。另外，我们形成了自主知识产权，申请、授权专利一百余项，实现了核心装备全国产化制造。我们的技术成果在国家“十二五”科技创新成就展展出，得到了李克强总理的肯定。

前面是中控太阳能这几年工作的简要回顾，下面是我个人对未来光热发电发展的一些看法。中国太阳能资源还是比较丰富，尽管跟美国加州、南非比质量还差一些，但在我国10万平方公里荒漠建设光热电站即可满足全国用电需求;我国荒漠和戈壁土地光热装机潜力3750GW，是全国2015年所有电力装机容量的3倍。另外中国的制造业基础已经完全能满足建设塔式光热电站的要求;国内的技术也比较成熟了，水平跟国外没有显著差距。我国具备大力发展光热电站的优势条件。

发展光热对于目前的中国经济也大有益处。光热发电主要所需的三样材料：钢材、玻璃、水泥，可以很好地解决现在中国相关产业的产能过剩，这个对于消化现有的产能过剩、去库存的推动作用是很大的。一个1GW计划批下来，差不多能消纳150个亿过剩产能，如果“十三五”10个GW消纳上千亿过剩产能。

下面介绍光热发电的成本构成。我们已经建成一个光热发电站，不光是对技术有比较全面的了解，对塔式光热电站的成本构成数据相对也更可信一些。成本构成及行业构成比例的研究对于各行各业都有一定的指导意义，尤其针对投资者，可以更清晰投资什么样的产业更有意义。按照50MW电站测算，镜场对整个光热电站投资影响很大，第二部分是储热及热力岛，这两部分总共在造价中的占比超过80%。而发电岛所占的比例是很小的，但它对发电量的影响又巨大，因此发电岛当中应尽可能选用高品质、高效率的产品，尽可能把热电转换效率提升上来，同时又能够比较好地适应每天启停的要求。

光热的成本电价跟规模有直接的关系，1GW示范项目完成了，电价水平就可以下降20%。如果规模继续扩大到几十个GW我们认为光热的成本电价可以跟目前的光伏没什么差别，这是规模带来的成本的下降。另外技术进步也会带来成本的下降，通过提升蒸汽参数提高汽轮机发电效率，比如说从目前常规的38%左右的汽轮机效率提升到45%，电站投资可降低10%，LCOE降低10%。

另外通过优化储热的时间也可以降低成本，这个跟光伏很不一样，光伏只要增加蓄电，它的成本是直线上升的。我们做了相关研究，如果光伏要加6个小时的蓄能，每度电的成本要翻一番，超过1.3元;而如果是为了解决弃光的蓄电池储能，按弃光率20%计算，光伏的电价也会显著提升，跟光热比也没有成本优势了。

我们对未来电价下降的几个因素做了一个排序，规模因素占主导。因此对于未来的光热发电实现平价上网还是充满信心的。对规模化带来的成本的下降、技术进步带来的成本下降，运行优化带来的成本的下降都是可以期待的。通过中控德令哈电站两三年的运行优化，这些领域都取得了很大的进步。

我们的结论是随着光热产业规模化和技术进步，将大幅度降低电站建设及运营成本，使成本电价降低到0.6元/kWh以下。中国的融资环境跟国外比有一定差距，目前的银行利率很高，这个对于光热产业不太有利，但我们也可以相信随着中国GDP增速放缓，银行的贷款利率会越来越低，最近这个趋势已经比较明显了，也许十年之后中国的贷款利息也会接近目前发达国家的低利率水平。

另外还有一些体会和感悟跟各位共享。关于塔式熔盐储能的优势，首先它可以将光热、热电两个能量转换过程分隔开来，使整个系统更容易操作，降低运行的难度。其次，实现了光热和热电解耦可以使汽轮机负荷更稳定，从而提高发电效率。另外储能系统可以减少汽轮机的启停次数。汽轮机停机对设备有影响，而启停过程是无法发电的，因此频繁启停也会浪费太阳能量，降低电站利用小时数。只有带储能的光热电站才具备成为理想基荷电源和调峰电源的基础条件。再次，储能系统减少了热冲击，可以延长热力岛和电力岛的设备寿命。储能系统对光热发电意义重大，在成本和运行难易度方面，光热电站无法与光伏相比;只有在储能方面，光热的优势才能大幅显现，储能是光热的生命力所在。

光伏+储能会不会对光热产生影响?经我们分析研究，答案是否定的，至少在看得到的未来没有影响。目前的蓄电池在成本、寿命、环保等方面都存在较大瓶颈，也许20年、30年之后的电池革命可能会解决当前问题，但至少最近还无法突破。经测算，如果把光伏做成跟光热一样，带有6个小时储能，它的成本电价就是1.3元，蓄电池还需要3年进行更换。所以光伏+储能跟目前的光热储能比起来并没有优势，尤其是要提到成为一个基荷电源、调峰电源的时候，它的劣势更明显。

针对光伏、光热的发展预期，我们认为将来一定是一个和谐发展的局面，光伏、光热各有优势，形成混合共存的协同发展模式。其中混合发电模式，光热+光伏，光热+风电，光热+垃圾发电等方式，这对于清洁能源整体发展是很有益的。

现在国家能源局和国家发改委能源技术革命创新行动计划(2016年)中重点提及太阳能热发电站综合梯级利用和储热光热与光伏/风电互补的混合发电技术，说明国家有关部门已经认可这个理念。当然要混合发电需要解决一些技术难点，我们未来的研发重点之一就是光热与光伏混合发电的研究。

最后对光热未来的发展做一个总结，太阳能光热发电可以作为基荷电源，可以作为调峰电源，可以作为混合发电的一部分(比如光伏占比60%、光热占比40%)在未来我国能源系统中占据重要的一席之地。

最后的话题是如何来提升光热电站的投资收益。

影响光热电站经济性的因素很多，我们简单从下面几个维度进行分析。

第一，汽轮机的效率对光热发电经济性影响巨大，汽轮机效率决定了热电转换效率，与发电量成正比，汽轮机效率提升10%，成本电价下降9%，差不多1：1。汽轮机从28%提升到38%，就带来差不多30%的发电量的提升。而汽轮机成本在电站造价中占比不到5%，显然尽量提升汽轮机的效率，可以提升光热电站的投资效率。非常明显，对于50MW光热电站来说，如果效率提高10%，那么每年就会增加约1500万的收益，汽轮机价格也就四五千万元，多花一点钱不到两年就可以收回投资了。

第二点，单塔规模对光热电站经济性的影响。单塔规模大，热力及电气设备的单位造价越低，也越容易实现高参数发电，提升发电效率。小功率的汽轮机要做到很高的效率就很难，功率较大的超临界高参数汽轮机，能做到40%以上的效率，甚至更高一点，如到45%，现在用的10MW汽轮机只能是28%左右的效率。另外单塔规模越大，单位发电的运维费用越低，10MW也需要五十个人来运行，100MW也是五十个人，这些都是规模做大的有利因素。但是也有一些不利因素，这跟火电不一样，受余弦和阴影遮挡效率影响，单塔规模越大定日镜数量增长率越高(一定规模内定日镜数量线性增长，增长率基本不变);第二个是单塔规模越大，土地利用率越低;第三个是单塔规模越大，对定日镜精度和风抗要求越高，增加了制造难度和制造成本。

因此我们认为要根据光资源的情况和相关因素做一个优化设计，选择适合当地的一个最佳的规模。根据我们测算，按照中国光资源的情况，比较合适的规模是50-80MW。而美国加州DNI达2700kWh/m2，其最优单塔规模必然与中国不同，可以做得更大一些。

第三个，也是很容易被有些技术型的公司所忽略的，就是金融和税收对光热电站经济性的影响。贷款利息从6%降低到2%，成本电价下降0.2元/kWh。贷款比例从70%提高到80%，电价也可以下降4%—5%。增值税减半也可以降低成本电价。另外所得税从25%下降到15%，也可以下降3%。目前中国的银行贷款利率太高，导致了我们的电价比国外要高，因贷款利息导致的0.2元/kWh差距还是很大的。

第四是熔盐材料。如果熔盐沸点只有500度，你就不可能产生500度的过热蒸汽，因此熔盐沸点的提升有利于提升蒸汽品质，这对于提升热电转换效率意义重大;而熔点的下降也有利于减少管道等设备电伴热能量的消耗。另外熔盐材料能量密度提升，也可以减少本身材料用量和储罐的钢材用量。当然影响最大的是熔盐的原材料——高纯度硝酸钠、硝酸钾的成本。因此我认为熔盐是值得投资人关注的领域，也是化工类科研人员值得投入研究的重要方向。

第五是其他一些因素，其中最主要的因素是光资源。光资源增加10%，若是光照时间延长导致的，则投资不变，而发电量就增加10%;若是光照强度导致的，则发电量不变，而镜场投资下降10%，则总投资下降6%。因此光资源的好坏直接决定这个项目的经济性。

另外土地成本、接入系统的成本、调试周期也都影响光热电站的投资回报。使用自动化程度高的综合集成软件可以大幅度地缩短调试时间，从而间接增加发电收入，这对电站投资回报的贡献也是不小的。

最后一个影响因素就是厂用电，我们测算塔式熔盐储能光热电站的厂用电率差不多要达11%。如采用其他的一些廉价的电源，像风电或光伏(光热电站当中有很多空地可以安装光伏)把自用电率从11%降到2%、3%，这个对光热电站效益的影响也是大的。

当然，政策的扶持也很重要。现在如果定价示范项目1.2元/kWh，那就是对国内光热行业来说就是最大的利好政策。另外低成本、高可靠性、规模化的储能技术，核心装备的国产化，资本的关注等等，都对这个行业有重大的影响。

最后还是这句老话，我们认为光热发电市场前景还是光明的：支持政策也会越来越明朗，国内的技术越来越成熟，国产化装备也很快可以得到全面验证，成本下降空间将十分巨大。光热电站的经济竞争力将逐步增强，发挥其储能优势，发展空间巨大。我们一起努力!