CSPPLAZA光熱發(fā)電網(wǎng)報(bào)道：“通過不斷提升效率和標(biāo)準(zhǔn)化大規(guī)模復(fù)制建設(shè)，光熱電站度電成本下降空間大，預(yù)計(jì)幾年后達(dá)到目前光伏和天然氣平均電價(jià)水平?！?0月12日，2018第三屆?德令哈光熱大會上，浙江中控太陽能技術(shù)有限公司董事長金建祥作題為《有關(guān)光熱發(fā)電若干問題的思考》主題演講時(shí)如是表示。

演講中，金建祥介紹了中控德令哈10MW光熱電站運(yùn)行情況及中控德令哈50MW光熱發(fā)電示范項(xiàng)目建設(shè)進(jìn)展情況，提出光熱電站由于儲能特性帶來一些“新概念”，指出光熱電站環(huán)境因素需重點(diǎn)關(guān)注DNI、風(fēng)速和多云頻率，并對光熱發(fā)電成本下降四個(gè)階段及實(shí)現(xiàn)條件進(jìn)行解析。

圖：金建祥作主題演講

以下為金建祥演講的主要內(nèi)容：

一、光熱發(fā)電帶來的“新概念”

1、光熱區(qū)別于傳統(tǒng)火電或新能源的“新概念”

通過火電/光伏/風(fēng)電與儲能光熱對比可以看出：

（1）光熱電站的發(fā)電量、投資除了與裝機(jī)容量有關(guān)，也與儲能時(shí)長正相關(guān)；

（2）設(shè)計(jì)上，儲能時(shí)長增加以及裝機(jī)容量增加，都須相應(yīng)增加鏡場規(guī)模；

（3）鏡場聚光面積更能反應(yīng)光熱電站的規(guī)模、難度，對度電成本影響最直接。

因此鏡場規(guī)模更能準(zhǔn)確反映光熱項(xiàng)目難度、經(jīng)濟(jì)性和規(guī)模，而不是傳統(tǒng)意義上的汽輪機(jī)容量。

2、影響光熱電站性能的主要自然環(huán)境因素

一般認(rèn)為影響光熱電站性能的主要自然環(huán)境因素主要有光資源（DNI）、風(fēng)速、多云頻率（同樣年DNI值條件）和環(huán)境溫度。那么這些因素是如何影響光熱電站的呢？到底影響量有多大呢？金建祥以問題的方式作了全面分析：

問題一、DNI下降100kWh/㎡a，度電成本將增加4.5%嗎？

答：（1）對于已建成電站，在DNI為2000左右時(shí)，DNI比原設(shè)計(jì)值低100（低5%），度電成本將增加4.5%；

（2）實(shí)際上經(jīng)過設(shè)計(jì)優(yōu)化后，DNI低5%的地區(qū)，在原方案基礎(chǔ)上增加5%鏡場面積即可，總成本僅增加2.5%，度電成本僅增加約2.25%，而不是4.5%；

（3）定日鏡鏡面反射率的高低對經(jīng)濟(jì)性的影響也是類似結(jié)論。

問題二、風(fēng)速對塔式光熱電站效率與成本影響如何？

答：（1）大風(fēng)增加吸熱器對流散熱，降低吸熱器效率；風(fēng)速每增加3米，效率下降約2.1%。

（2）大風(fēng)增加定日鏡搖晃，跟蹤精度降低，導(dǎo)致截?cái)嘈氏陆?；風(fēng)速6m/s以下影響不大，12m/s時(shí)截?cái)嘈氏陆?.5%，15m/s時(shí)截?cái)嘈氏陆?3.3%。

（3）其他影響：

超出工作風(fēng)速，大風(fēng)導(dǎo)致定日鏡進(jìn)入保護(hù)狀態(tài)，增加棄光率；

或者，為了降低大風(fēng)導(dǎo)致的棄風(fēng)率，需增加定日鏡用鋼量和驅(qū)動(dòng)的扭矩和剛性，導(dǎo)致增加成本；

所以，風(fēng)速過大對效率和成本影響較大，不容忽視。

問題三、多云頻率對塔式熔鹽電站效率和吸熱器壽命的影響？

答：

（1）多云頻繁，吸熱器啟停頻繁，吸熱器預(yù)熱棄光和間隙棄光增多；如下圖，多云天棄光率高達(dá)28%，而大晴天棄光率僅為3%；

（2）多云天氣發(fā)電量估算準(zhǔn)確性下降；

（3）多云天氣工況復(fù)雜，運(yùn)行策略難以標(biāo)準(zhǔn)化，操作失誤增多；

（4）多云導(dǎo)致DNI變化快，導(dǎo)致吸熱器受光面溫度劇烈變化，對吸熱器壽命有影響，易增加設(shè)備故障率。

所以，多云天氣是影響壽命、棄光率和發(fā)電量達(dá)成率的重要因素。

問題四、環(huán)境溫度對塔式熔鹽電站效率的影響？

答：（1）環(huán)境溫度降低20℃，吸熱器效率下降0.3%；溫度升高20℃，效率升高0.06%。

（2）環(huán)境溫度從13.5℃升高至26.5℃，汽輪機(jī)效率降低3%。

其他影響：

環(huán)境溫度降低會增加管道散熱，但塔式電站管道很短，管道散熱對塔式電站的效率影響很小，遠(yuǎn)小于槽式；

環(huán)境溫度降低20℃，對于低溫鹽罐散熱量增加約7%，對于高溫鹽罐散熱量增加3.5%，而高低溫鹽罐總的日散熱量僅為總儲能量的1%，因此僅增加總散熱量0.05%，可以忽略不計(jì)。

總之，環(huán)境溫度降低，對吸熱器、管道散熱、儲能鹽罐散熱均有負(fù)面影響，但影響很小，相反有利于汽輪機(jī)效率提升，且提升較明顯；但環(huán)境溫度最高溫度在0℃以下時(shí)，由于不能使用水清洗鏡面，會影響鏡面清潔度，對效率有一定影響。

二、光熱發(fā)電成本下降思考

1、光伏電站的電價(jià)下降對于光熱發(fā)電成本下降具有借鑒意義

據(jù)統(tǒng)計(jì)：2011年至今7年時(shí)間光伏電價(jià)下降0.4元-0.6元/kWh，降幅約50%；7年時(shí)間光伏累計(jì)裝機(jī)量擴(kuò)大了近40倍，很明顯裝機(jī)規(guī)模擴(kuò)大對于電價(jià)下降貢獻(xiàn)很大。

2、光熱電站成本下降的思考

據(jù)國家能源局最新統(tǒng)計(jì)，2017年全國光伏平均上網(wǎng)電價(jià)：0.94元/kWh，同比增0.18%，這說明2017年全國新并網(wǎng)的光伏電價(jià)高于0.94元/kWh，這個(gè)價(jià)格很讓人意外，大家一直以為光伏上網(wǎng)電價(jià)很低，其實(shí)不低，這主要得益于東部地區(qū)地方政府的額外補(bǔ)貼。

從公開數(shù)據(jù)中知道，天然氣綜合上網(wǎng)電價(jià)約0.83元/kWh（電量電價(jià)0.67元+容量電價(jià)約0.16元），煤電調(diào)峰電價(jià)大于0.85元/kWh，個(gè)別省份高達(dá)1.00元/kWh。

相比光伏，光熱產(chǎn)業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化和規(guī)?；臻g大，但難度也大。

光伏：電子部件占比高，標(biāo)準(zhǔn)化程度高；

光熱：機(jī)械部件占比高，大量設(shè)備需要定制；光熱的標(biāo)準(zhǔn)化不僅有利于降低裝備造價(jià)，還可縮短設(shè)計(jì)和建設(shè)工期，光熱電站中的降價(jià)空間不大的玻璃、鋼材、熔鹽和水泥等材料占總投資不到18%，其余均可通過規(guī)?；瘜?shí)現(xiàn)降價(jià)。

光熱發(fā)電成本下降可能的四個(gè)階段：

3、光熱電站成本下降四個(gè)階段的實(shí)現(xiàn)條件

◆第一階段，2-3年后，0.95元/kWh：每年新裝3-5GW，補(bǔ)貼不拖欠，不棄光。

首批示范項(xiàng)目技術(shù)路線和裝備得到驗(yàn)證，成熟可靠，故障率低。

“十三五”光熱發(fā)電余下的4GW建成，并進(jìn)一步優(yōu)化，完成可大批量復(fù)制的標(biāo)準(zhǔn)化解決方案。

發(fā)電量達(dá)成率達(dá)到95%。造價(jià)控制較好，比可研設(shè)計(jì)概算低10%。

此時(shí)已經(jīng)達(dá)到目前全國平均光伏上網(wǎng)電價(jià)水平，可以取代部分煤電調(diào)峰電源。

◆第二階段，5-6年后，0.8元/kWh：每年新裝5-10GW，補(bǔ)貼不拖欠，不棄光。

單一供應(yīng)商年裝機(jī)規(guī)模達(dá)1GW，標(biāo)準(zhǔn)化推動(dòng)批量復(fù)制，造價(jià)下降12%。

標(biāo)準(zhǔn)化程度大幅提升，設(shè)計(jì)、建設(shè)周期明顯縮短。

技術(shù)進(jìn)步，光電效率提升6%以上，發(fā)電量達(dá)成率達(dá)到98%以上。

可實(shí)現(xiàn)的目標(biāo)是：光熱發(fā)電如果作為調(diào)峰電源，此時(shí)已經(jīng)具備平價(jià)上網(wǎng)條件，完全可取代天然氣調(diào)峰電源和煤電調(diào)峰電源。

◆第三階段，7-9年后，0.65元/kWh：每年新裝10GW以上，補(bǔ)貼不拖欠，不棄光。

現(xiàn)有技術(shù)不斷進(jìn)步，光電效率再提升6%，發(fā)電量達(dá)成率達(dá)到100%。

土地成本、融資成本有所下降和稅收有一定優(yōu)惠。

單一供應(yīng)商年裝機(jī)量2GW以上，規(guī)模化復(fù)制，造價(jià)再下降12%。

◆第四階段，10年后，0.35-0.45元/kWh。

前沿新技術(shù)全面應(yīng)用：如粒子吸熱器、超臨界二氧化碳循環(huán)發(fā)電、PETE等。

技術(shù)突破帶來發(fā)電效率再提高50%-80%。

國內(nèi)規(guī)模擴(kuò)大，全球化產(chǎn)業(yè)成熟，造價(jià)下降10%。碳排放交易收益，增值稅、土地、貸款利率等優(yōu)惠政策全面實(shí)施。

此時(shí)，平價(jià)上網(wǎng)取代部分火電，成為基荷電源和調(diào)峰電源。

4、稅費(fèi)、土地費(fèi)用及金融成本對度電成本的影響

以1元/kWh的光熱度電成本為例：

增值稅減半（8%），度電成本：0.94元/kW，下降6分

土地費(fèi)用構(gòu)成（德令哈為例）：100MW，牧民補(bǔ)償款、牧民養(yǎng)老金、草原恢復(fù)費(fèi)、耕地占用稅、土地使用稅（按年繳），一次性總計(jì)11750元/畝

若土地費(fèi)用為0，度電成本：0.946元，下降約5.4分（光伏領(lǐng)跑者土地稅費(fèi)為1分/kWh）

貸款利息下降1個(gè)百分點(diǎn)（3.9%），度電成本0.95元，下降5分

以上三項(xiàng)合計(jì)：下降15.4分。國家和地方政府政策對電價(jià)影響巨大。

三、光熱發(fā)電的未來定位思考

現(xiàn)階段：如果白天與光伏和風(fēng)電一樣盡可能多發(fā)電，因此白天光熱只是一種電量補(bǔ)充電源；當(dāng)然利用儲能晚高峰繼續(xù)發(fā)電，則有別于光伏成為電力補(bǔ)充。

下階段：應(yīng)該成為清潔的調(diào)峰電源，與光伏、風(fēng)電混合發(fā)電，取代部分火電和天然氣調(diào)峰電源，按照調(diào)峰電價(jià)平價(jià)上網(wǎng)。

未來：逐步替代煤電，成為清潔的基荷電源和調(diào)峰電源。

5、光熱電站作為調(diào)峰電站的可行性

（1）適應(yīng)于調(diào)峰需求的運(yùn)行模式：

白天中午前后2-6小時(shí)低負(fù)荷運(yùn)行或停機(jī)，為光伏讓路，以便讓光伏滿發(fā)。

或者，用電高峰過后的夜間低負(fù)荷運(yùn)行或停機(jī)，為火電讓路，以增加火電發(fā)電小時(shí)數(shù)。

或者，配合光伏和風(fēng)力發(fā)電，使之成為一種穩(wěn)定的清潔電源。

（2）技術(shù)上：利用光熱電站大容量、低成本儲熱，出力容易實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定可調(diào)。已經(jīng)得到實(shí)踐驗(yàn)證，光熱電站只需要花15分鐘左右時(shí)間，可實(shí)現(xiàn)20%-100%發(fā)電負(fù)荷的快速變化，其調(diào)峰的深度和速度遠(yuǎn)優(yōu)于煤電。在調(diào)峰期間汽輪機(jī)低負(fù)荷運(yùn)行僅對效率有一點(diǎn)影響，另外在4個(gè)小時(shí)內(nèi)有序停機(jī)后再快速啟動(dòng)，也不存在技術(shù)障礙，因此在技術(shù)上可以完全滿足適應(yīng)于調(diào)峰需求的運(yùn)行模式。

（3）經(jīng)濟(jì)性：為了適應(yīng)于調(diào)峰需求，系統(tǒng)設(shè)計(jì)需調(diào)整：

在現(xiàn)有方案基礎(chǔ)上，可以通過適當(dāng)增加儲能時(shí)長，或增加汽輪機(jī)額定功率，或兩者并用，可以實(shí)現(xiàn)滿足調(diào)峰需求的情況，照樣有比較好的經(jīng)濟(jì)性。

6、光熱電站作為調(diào)峰電站的經(jīng)濟(jì)性：按照中午前后4小時(shí)不發(fā)電測算

由上表可以看出：

（1）因調(diào)峰需求導(dǎo)致棄光或鏡場面積減少，度電成本明顯上升，會較多影響經(jīng)濟(jì)性；

（2）通過延長儲能時(shí)長或提升汽輪機(jī)額定功率，對度電成本影響很小，因此作為調(diào)峰電源，在經(jīng)濟(jì)性上并沒有大的障礙。

7、光熱電站成為清潔基荷電源的展望

在火電發(fā)電量占比逐年下降，而光伏、風(fēng)電發(fā)電量占比逐年上升的趨勢無法改變；國內(nèi)電力總需求保持5%（國際上3%）左右持續(xù)上漲趨勢沒有改變的前提下，二、三十年后繼續(xù)由火電作為基荷電源已經(jīng)無法滿足需求，那么由光熱電站擔(dān)任清潔的基荷電源就是一個(gè)好的選擇。

所以，光熱電站應(yīng)定位于調(diào)峰電源和基荷電源，有利于發(fā)揮光熱電站的比較優(yōu)勢，我們應(yīng)該對光熱發(fā)電的未來充滿希望。