SolarReserve的CEOKevinSmith、BrightSource的SVPJosephDesmond、CCOServices的CEOThomasThaufelder、中控太阳能的董事长金建祥、首航节能的总经理高峰，他们所在的这几家公司一定程度上代表了当前国内外最为知名的几家专注于光热发电产业的领军者，6月16日召开的中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会期间，在上海电气亮源光热工程公司董事长黄芸的主持下，在水电水利规划设计总院的副主任王霁雪的参与下，相关方围绕示范项目建设如何才能取得成功这一主题展开了一场高端对话。

我们用文字全程还原了这场对话，推荐阅读。

主持人黄芸女士(亮源能源公司中国区总经理兼上海电气亮源光热工程公司董事长)：请以下各位嘉宾上主席台就座。第一位嘉宾是SolarReserve公司的CEOKevinSmith先生，第二位是亮源公司的高级副总裁JosephDesmond先生，第三位是CCOServices公司的ThomasThaufelder先生，第四位是水电水利规划设计总院新能源部王霁雪副主任，第五位是中控太阳能技术有限公司董事长金建祥先生，第六位是首航艾启威节能技术有限公司总经理高峰先生。

我是上海电气亮源光热工程有限公司董事长黄芸，很荣幸受大会主办方CSPPLAZA及其它协同主办单位邀请，主持题为中国光热发电示范项目如何取得成功的小组讨论。这里六位的受邀嘉宾都是国内外著名光热行业的优秀公司代表。

首先我们回顾一下，去年9月底国家能源局发出了关于组织太阳能热发电示范项目建议的通知，在去年10月底就有共109家公司成功递交了示范项目的申请，申报装机总容量超过了8GW，评审工作也很快完成了。从去年11月到现在，我相信大家都非常焦急地等申报结果，每个月大家都在问，政府什么时候出台电价和公布名单?这段时间业内通过各种讨论已经发表了很多看法：到底光热发电行业未来应该怎么样发展，影响到未来成败的合理电价是什么?或者说能够激励这个行业开发的电价是什么?这个问题讨论得比较多。虽然目前我们主要的关注重点是在成功开发1GW示范项目，但我们更加关心的是这个行业是否能持续地健康发展，比如说到2020年前国家能不能达到发展到10GW规模的目标，目光放得更长远，才是我们真正非常关心的问题。所以我们怎样面对技术风险、自然环境挑战、还有在中国比较缺乏行业的经验等等各方面的问题我相信在座的嘉宾可以有很多的经验与我们分享。

围绕这些问题，我这边列了一些问题，希望能够问一下各位嘉宾。

第一个问题是给SolarReserve的KevinSmith先生的，作为世界上第一家勇于尝试110MW级熔盐塔式光热项目的公司，您们获得了同行的尊敬和佩服，请问，您认为在中国做熔盐塔式光热项目主要会遇到什么样的风险，如何来规避风险，使1GW的示范项目获得成功。

KevinSmith先生：各位好，非常高兴能够参加今天的专家讨论分享我们公司的光热发电经验，我觉得首先要说的是非常荣幸能参加今天的大会。提问是关于SolarReserve的技术以及它在中国的机遇。我们在中国开展光热发电已经有一段时间了，而且我们有最大的熔盐塔式发电项目在运行中，的确会给中国市场带来很多新的经验。有两点非常地重要。第一是试点项目应该是未来10GW规模甚至是更多10GW规模成功的基础。我们的建议是一定要选择非常好的技术和供应商才能保证成功。我们的技术中，要有好的分包商建这个项目。在我们的项目中，我们会是吸热器的供应商，我们也会有大量本地供货商，供应定日镜和定日镜的驱动。制造商和工厂要按时供货，赶上工期。另外一点是，示范项目中要保证示范一定的储能能力，因为一些中国发电商有这样的要求。在某些情况下某些时段里，电力市场有供大于求的现象，所以发电项目拥有储能能力很重要，这样可以应对好市场发生的弃光情况。

主持人黄芸女士：第二个问题是对亮源公司的JoeDesmond先生问的，作为世界上第一家开发规模达3X130MW水工质塔光热发电项目的公司，而且基于伊万帕项目目前是唯一一家已经有两年运营经验、设计出力达到70%以上的光热发电项目，您认为中国示范项目成功的评估因素和评估标准是什么样，对一个项目而言，或者是对1GW项目而言，您成功的定义是什么?

JoeDesmond先生：谢谢您的问题。各位尊敬的来宾早上好，提问的问题是怎么定义1GW示范项目的成功。很明显，这是世界上最大规模的光热发电示范项目，我觉得承诺做1GW示范项目这件事本身就已经是一种成功，因为中国这种致力于长期的可持续发展的高水平承诺是推动中国光热发展的巨大动力。

我觉得很大程度上来讲，成功的定义主要是利益相关方的预期目标以及如何管理这些预期。比如说美国能源部实施能源贷款担保计划，这个计划是非常成功的。尽管过程中有一些挫折，但大家不要忘记，这些挫折是为了创新而需要承担的风险。在项目开始之初我们就必须要清楚地定下各项指标，要对问题有心理准备，并能从中吸取经验教训。我们要明确规程规范，包括目标相关数据、设备规模、技术数据、质量及运行数据、天气和地方的条件等等，因为最终要得找出一个目标给设计作参考。电厂当地的因素也很重要，不同的地方有不同的DNI水平，要设计出一个适用于当地站场的方案，全面了解技术资料、环境资料很重要。此外文件的编制记载也是非常重要的，不只是在项目结束才总结经验，而是需要对整个项目各个阶段都要进行不断的及时总结，以便政府机构、政策制定者、技术供应商、供应链能及时了解出现了什么问题，如果有问题，就调查清楚。同样，不要到整个示范项目都结束才进行总结，才来决定是否进行之后的10GW项目规模，我听说现在正在讨论15GW的目标。因此我们不能等，因为还有建设期，不要等两年的运行数据才判断项目是否成功。要尽可能早地找出衡量成功的指标，比如性能指标、建设工期、性能测试、出力提升能力等，要尽可能地管理我们的项目预期。

主持人黄芸女士：第三位我想请CCOServices公司的ThomasThaufelder先生谈一下，您从2011年开始参与中国内蒙特许经营权的项目至今已经5年了，作为外国公司在中国项目的资深参与者，您认为在中国就光热项目而言什么是合理的电价?这是一个颇有挑战性的问题。

ThomasThaufelder先生：首先感谢给我这个机会在这里回答这个重要的问题：什么是合适的电价?要出台一个低于100多家公司申报水平的固定电价是有风险的，这样会有一些项目不能达到他们的目标，甚至有一些项目会失败，我希望在接下来的两天我们来讨论这些问题：示范项目的融资是怎样进行的?如何来管理股东预期回报?如果我们把电价固定到一个很低的水平，我们一些项目的开发公司就不能满足股东的预期，我们如何来保证所有示范项目的成功?

到底什么是适当的电价呢?我觉得如果要把它定在1.1元是比较冒进的，我建议要更高一点：1.2-1.3元，但这要取决于政府，我明白政府处于一个两难境地：一方面要推动新的技术要为创新和发明奠定基础和道路，另一方面要定出一个合适的电价。我们希望看到示范项目能够基于这个出台的电价水平上成功。可能再过多几个月我们才能更加了解成本落实情况，只有在那个时候我们才能知道我们的目标能不能实现，所以我们会等等看。

主持人黄芸女士：前三位嘉宾都是从外国公司的角度来看中国1GW的示范项目。总的来说一下Kevin先生觉得我们要成功要挑选好的技术，保证质量，从电价方面保证项目成功。Joe先生说预期管理是非常重要的，对项目要有一个设定预期什么叫成功，根据这个成功设立不同的评价因素，这是最重要的。我们对DNI的评估要素，对文件的管理，经验的总结教训的总结，项目出力的增长期，设计达产指标方面都要做一些很细的评估因素的确定，而且告诉项目什么才是成功，这个比较重要。Thomas先生说，政府现在遇到经济方面困难和挑战要出台1.1电价，行业认为1.2到1.3的区间才是合理的电价水平。设定一个电价之后，股东有没有得到很好的回报?这个是Thomas先生提出来的问题，太低或者是太高对这个行业都不是好的事情。

下面我把问题转给中国的公司代表，第四位发言嘉宾是水电总院的王霁雪主任，作为评估1GW示范项目工作的领导人，您认为为了成本下降目的出台1.1元或者是稍高的电价水平的标杆电价，不考虑技术路线有什么好处或者是不好的地方。另外，在未来电改当中，光热发电加储能是否政府应该考虑到它的质量，就是说调峰调频的附加值。

王霁雪先生：问题和我上台之前设想的不是太一致。但是对这个问题我也有心理准备，因为不可避免会涉及到价格的问题，上午已经有几位专家和领导提到了光热发电非常美好的前景以及在电力市场条件下的作用，但我是做具体工作的，我觉得应该实事求是地讲，先把眼前1到2年内能做的事情，在现在可能看到的政策框架调整之内的事情做好，就很好了。首先是价格，我觉得讨论价格不应该只讨论绝对水平，而应该讨论它是怎么测算出来的，包含什么内容，这才是真正的意义。您刚才说的第二个问题，就是光热价格是不是能完全地反映它的价值，价值和价格是否等同，但是从现在的《可再生能源法》以及实施细则来看，这只能由国家的可再生能源的附加电价来出，附加内涵是可再生能源的作用，而没有提供电力的辅助功能的作用，这是有偏差，也向主管部门反应过，但短期看应该不会有太明显的作用。如果说能够真正起到作用的话，其实是应该西部大型的可再生能源的基地，为了我们的整体可再生能源非化石目标的实现，必须采用的光热，如果要换成其他的价格方式，比如说储能或者是其他的东西，经济性可能不一样。如果考虑光热，我们总院也做了很多的水电，其实很多大的水电项目有很大库容的作用也没有给钱，很多水电站只有一两毛钱的电价，可是提供了非常好的系统的调峰服务，这么好的性能也没有价格。价格的事情应该首先考虑它的结构再来说这个事，光热价格设计了方式和模型，融资和税务的结构都是不一样的，我们用各种方式测算过也给领导汇报过，首先如果价格可能是按照比较传统的方式来定义。第二是关于价格的水平。我觉得从现在看，如果是按照现在的价格制定的方式肯定还是由一个价格来约定是比较合适的，不再考虑技术路线，它的优点就是现在国家所追求的市场竞争，但是在这个条件下可能会有一点边界条件技术特性的要求，应该是一致的，比如说我们如果是为了符合光热的特点，让他能拿到这个电价的时候就应该有光热对应的特性，作为一个门槛的条件达到这个条件应该都可以享受这个价格，我觉得这样可能比较合适，从外部特性来看，把这个光热就只看成了一个黑盒子，反映了特性，电力系统也提供了相同的辅助服务的价值，它的价格就应该是一样的就不要考虑其他的问题了。

主持人黄芸女士：很精彩，谢谢王主任的回答。确实这不是一个很容易回答的问题。您觉得现在各种声音都听到了，都摆在了各决策者的面前，您觉得现在是不是要痛下决心就干吧，是到了这个时刻了么?

王霁雪先生：个人来看如果说现在再不启动一批光热的项目，将来面临更加复杂多变的电力市场环境的时候，这条路会走得更加地困难，现在越快越好证明它的价值，希望这一批，一个GW多一点的项目最好有一批项目达到它的效果，这样我们就觉得才有机会有理由有信心再往下一步走。

主持人黄芸女士：我个人非常同意您的观点，所谓的示范项目肯定也是一些成功也有一些失败的，不一定是说1GW是全部成功或者是全部失败，从这个角度来说，我们一些新的技术，特别是应用新技术的示范项目，应该是有试错的勇气的。

下面我把问题交给中控金建祥董事长，中控是光热界非常熟悉的一家公司，作为中国第一家自主研发光热技术公司的领导人，您认为成功建设光热项目的经验和教训是怎样的?我们要做的1GW项目，如何可以少走弯路?为“十三五”规划的10GW大规模持续健康地发展，您认为我们的行业应该如何发展?

金建祥先生：谢谢给我这个机会，主持人这个问题明天早上我第一个报告就是这个内容，欢迎各位明天早上第一时间来参加我的报告会。我简单说一下。光热电站是非常复杂的系统，它的复杂程度比光伏至少大一个数量级，是由三大部分组成的，镜场、蓄热系统、和电力岛。包含了自动化、化工和发电，所以系统非常复杂，要能一次成功达到10GW目标难度是非常大的，前面孙院长的报告我非常赞成，因为系统的复杂程度决定了很多地方可以优化，也有很多的隐患点，任何一个环节出一点问题，可能整个系统就开不起来了。我们中控6年前下了决心开始进入这个行业，2013年的这个时候正式并网发电又经过两年多不断的优化和完善，应该说总体情况还是不错的，当初投运了之后的设计目标的误差率都在5%以内，任何一个细小的环节如果不注意就有可能开不起来，可能达不到实际的目标，当然更有可能没有经济性。

主持人黄芸女士：行业应该吸取哪几方面的怎样的教训?比如说技术上的难度还是说经济上的电价不确定?这几个方面您能展开说一下吗?

金建祥先生：这个问题比较复杂，明天有具体的报告。我就关于怎么样衡量一个项目是否成功，可以从三个维度来考量，一个是技术方面，你的实际目标达成的比例是多少，什么时间能达成，你的光电的转化效率是多少，这些问题我认为是很重要的。第二是可靠性和环境的适应性，前面提到了由于光热电站非常复杂，任何地方出现一点问题就会影响正常的运行，加上中国的光资源集中在西北部，风沙高原、高寒、高热、都跟国外不一样，尤其跟美国加州差别是很大的，能不能持续、稳定、可靠地运行也是一个非常重要的问题。剩下一个问题就是比较成本。实现目标我的成本有没有比别人低一点，你只要低一点就有活路，高一点就没有活路。还有成本的下降空间大不大，第一个项目要有很好的经济性不太可能，千万别指望，我们10MW项目现在每发一度电还亏2毛钱，但如果未来有规模了你的成本下降空间是很大的，我相信刚刚孙院长前面提到的2020年能够达到0.75元的上网电价，我认为是完全可能的。当然我给孙院长做一个补充，可能整个装机量达到10GW我们就可以达到这个目标了，而不是说2020年，如果按照目前这样子整个示范项目不启动，2030年、2040年也是达不到的。至于电价是1.1还是1.2或以上，我个人认为1.2以上的可能性不太有，国家发改委价格司也是一批精英，2014年给了中控1.2元的电价，现在想高于1.2元可能性没有，等于承认自己当初错了，事实上我们认为现在剩下了1.2电价还是合理的也是有合适的回报率的，但1.1的话我个人认为对示范项目的影响不是很大，但是对于我们这个产业的影响是致命的。示范项目不要指望赚大钱，多一毛、少一毛关系不是很大，但是对将来的投资回报率是有巨大的影响的，如果是1.2我们可能有8%到10%的投资回报率。如果是1.1我们只有0%到2%左右的回报率，作为央企来说是很难决定投资这个行业。十天前我跟国家发改委主任汇报的时候，我说这个1毛钱是压死骆驼最后的一根稻草，多了一毛钱这个行业就有希望很快可以发展起来，实现“十三五”10GW的目标。如果是1.1元，也许有少数的示范项目还会建，但将来一定是自娱自乐，是电价决定了这个产业能不能发展起来，而不决定示范项目能不能成功。

主持人黄芸女士：谢谢您精彩的发言。金总给我们做了一个非常精彩的回答，这个关系到行业是否将来是健康、持续发展。

下面我把问题交给首航节能的高峰总经理，首航是国内唯一的一个光热发电的上市公司，你们的敦煌项目是塔式技术路线的，你们也中标了中广核槽式技术路线的德令哈项目EPC，下面请您通过这两个塔式和槽式项目参与回答：您认为要实现1GW示范项目的成功开发，什么是最关键的点。你们公司会做什么样的工作?

高峰先生：非常感谢有这个机会与同仁见面。作为首航节能，是把光热发电作为公司发展的新一极来做的，所以主持人讲到了我们现在正在积极地建设敦煌的10MW的塔式发电项目，以及中标了中广核德令哈50MW的槽式发电项目，一个是我们公司自己造的，第二个是我们中标的亚行贷款的中广核的项目。这两部分第一部分尤其是塔式是自有技术成果的结晶，大家可以在不远的将来就可以看到我们这个项目投运和发电，槽式50MW的项目也会顺利地签约进行。我们在这里面哪个是关键，我想刚才各位专家已经说得比较清楚了，实际上光热发电技术不像光伏，光伏可以说我们是一个产品的集成，这个是一个系统的集成，包括了很多比如说像光的采集还有储热和蒸发，以及后面的发电等一系列，虽然跟火电看起来都是用热来发电的，但由于受到自然条件的制约和影响，以及和我们电网之间的协调关系，所以相对来说要复杂很多，有些东西是不能人为控制的，储热就是很好的方式。还有关于槽式和塔式两种技术，虽然都是光热但实际上技术路线和采用的技术形式是有很大的不同的，包括技术的关键点也是不一样的，这两个技术都同时需要光的条件，但对整个的技术的形态的把握还是有很大的不一样的。

主持人黄芸女士：下面您公司要做什么样的工作来进入到1GW的项目?

高峰先生：大家都讨论很多了，金总和王主任都进行了详细的阐述，现在我们在敦煌做10MW的项目，是我们公司从研发一直走向示范项目的整个的路线，示范项目大家知道本身就是从实验到工程的必备的中间节点，通过这个试验项目，大家可以摸索到技术的发展，或者说从技术到工程，从工程变成商业整个的关键路线，我们正在走的就是这条路线。

主持人黄芸女士：嘉宾问题环节就到这里，因为六位台上嘉宾都有独立的演讲，有问题也可以在今天下午或明天问答。我给现场观众留三个问题，有问题可以举手。

KevinSmith先生此时补充发言：在等观众问题的同时，我可以回答我们嘉宾未提到的问题。从我们的角度来讲，示范项目的关键是证明三个技术方面的问题：第一是一定要有对的技术，而且要选用在世界上其他项目中成功使用过的技术。第二是我们采用的这些技术要有竞争性。从我们的角度来讲，设立一个比1.1元高的电价不能给市场带来正确的信号。示范项目就是要证明哪些技术是有竞争力的技术，那些使用没有竞争力技术的项目就不应该建设。第三点很重要的是通过这些示范项目要去证明，光热发电是能够支持中国整个国家电网发展的，投资这些项目尤其应该满足电网峰值时候的高用电需求，所以我觉得，光热电站之所以值得去建设是因为它带有储能的。在示范项目中我们选择三种技术：有成功业绩的技术，筛选具有电价进取(竞争)性的技术、有储能的技术以符合中国的电网要求。

主持人黄芸女士：非常感谢您的补充发言，非常好的评论。台下的嘉宾有没有问题呢?

JosephDesmond先生此时也补充发言：一旦某个具体电价给定了，我们还可以做哪些事情确保项目成功呢?考虑到示范项目阶段或更长远的行业发展阶段，世界上其他地方有许多成功的好概念和点子可以参考，包括提供贷款担保，在新技术刚刚推进市场这个阶段提供给贷款人担保，可以使贷款人的回报得到保证。这是我们可以考虑的一些选项。比如还有一些补贴贷款，利率比较低的贷款，低的利率能保证项目盈利。比如在早期技术未成熟时提供低利率贷款，这也会给整个行业带来好处。还有一些地方的激励政策，鼓励把这些项目设在DNI高的地方，像南非这样的地方在搞一种叫做“太阳能园”的概念，鼓励项目建在基建好和土地都充足的地方，这样开发商不用担心审批费用。这些地方都是很好规划，从各方面都能保证场地使用，开发商只需要集中精力于技术、建设和运营。还有另外两点，鉴于示范项目会在同一时间公布，会对钢铁、玻璃、电缆、电线、水泥有需求，也许可以一起询价集体采购从而得到优惠价格，使项目更有竞争力。最后说说是天气风险的保险，我知道DNI不同地方是不太一样，但可以考虑提高天气每年的可预测性，考虑一个能让贷款人更放心的安排，比如财务模型中建立天气对冲风险现金安排计算等等这些事情，都是可以考虑的。

主持人黄芸女士：我总结一下他们两位的观点，为了行业的成功，KevinSmith先生说主要是技术系统要可靠，技术系统的先进性也要保证竞争性，比如说1.1电价里这是比较合理的，另外就是我们也要认识到光热加储能对电网系统支持的价值，JoeDesmond先生觉得低成本的融资也是非常关键的，也可以考虑一些当地政府的政策，比如说对土地的优惠减免。此外，比如说对天气预报的风险规避等等，这方面的工作也还是可以不断深化做下去。

台下观众提问之一：大家好我叫周立新，现在任职于天津滨海光热发电投资公司，和意大利合作伙伴一起做熔盐槽的项目，很高兴主办方给这个提问机会。我想问一下王霁雪处长，因为从去年到今年水规院是牵头做示范项目评估的，我想在座都非常关心光热示范项目和电价的情况，我知道王处长不管是在技术还是在经济方面示范项目都为政府做了很多的咨询工作，王处能不能给我们大家分享一下示范项目进展。

王霁雪先生：觉得价格的进展情况应该是从两个主管部门具体操作层面司和处的意见已经达成了，而且我了解签字已经完成了，至于什么时候印出这个文来不是我能了解和知道的，第二是关于将来的水平，我们也有一定程度的把握希望能够在相同的1.1的电价水平下，让企业获得更高一点的收益率，因为算电价有很多的条件，我们在这方面做工作，而且有一些近期能有成果。

台下观众提问之二：我叫XavierLara,来自西班牙EmpresariosAgrupados公司。我完全同意KevinSmith先生讲的示范项目1.1元的电价。但是大家需要记住，现在讲的是目前中国最低的PPA电价，1.1电价相当于17美分，而摩洛哥NOOR2电价是14美分、NOOR3是15美分的样子。所以现在世界上每个人都在关注中国是不是有足够的产业规模，能开发出更多的未来的项目使电价进一步下降。迪拜政府部门现在考虑2020年光热发电补贴电价为8美分，而中国相关的部门，根据前面的演讲，则考虑在2020年光热电价下降至8到9美分。

主持人黄芸女士：谢谢!我们大家现在听到几位台上嘉宾还有在座的专家都有对电价水平不同的意见和不同的声音。我个人在听大家这么多的意见之后觉得，不管怎样赶快出电价是我们现在必须要做的事情，再晚的话这个电价可能会更加低。现在如果说给出一个电价水平，对一些不大具有竞争力的技术路线或者对一些在太阳能资源比较低的地方要建的项目也可以考虑其他的成功因素。比如说国家税收优惠，比如说当地的土地价格政策等等，虽然这些过程也会比较漫长，但是这个是一个选择：企业自己要选择，给定这么一堆边界条件自己做还是不做。对整个的光热行业的发展而言应该是优胜劣汰，或者说能够成功维持下来的公司，就是市场选择的一些公司。我自己的想法是这样的，提供给各位做参考。这个讨论环节到此结束，谢谢各位嘉宾和各位观众!