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“國家發改委價格司已批準了我國首個光熱發電示范項目——中控德令哈塔式電站項目的上網電價為1.2元/千瓦時，該電價認可了光熱發電的獨特性和價值。風電和光伏都通過幾輪特許權招標才出臺了標桿電價，光熱發電也需通過一批示范項目后才能適時出臺統一的標桿電價。”國家發改委能源研究所研究員胡潤青8月23日出席在京舉辦的中國光熱發電投融資峰會暨CSPPLAZA年會時表示。
從電能質量科學定價光熱
“風、光出力隨著資源條件隨機變化，人為無法改變。在間歇式發電容量占比較大的電力系統中，必須增大旋轉備用容量保證系統安全運行，系統中的燃煤機組煤耗會因此增高，棄風、棄光現象也時有發生。”電力規劃設計總院副院長兼總工程師孫銳在會上強調，在市場經濟環境下，光熱發電和光伏發電屬于兩種不同質量的發電形式，在一個水平上比較價格并不科學。
孫銳進一步詳解了光熱發電的優勢：“光熱發電是可持續電源，可根據電網用電負荷需要快速調節汽輪發電機組的出力，即參與電網一次調頻和二次調頻；根據電網無功功率的平衡情況，參與電網無功功率調解；配置足夠容量的儲能系統，機組可實現24小時連續運行；穩定的電力輸出和良好的調節性能，適于集中大規模建設太陽能發電基地，同時，可替代燃煤機組調節電力系統中風電場造成的發電出力與用電負荷的不平衡，實現太陽能發電和風力發電的穩定外送。”
中電聯副理事長魏昭峰也在會上表示，光熱電站建成后，可減少地表土壤所接收到的輻照量，減緩地表風速，降低地表水分蒸發量，有利于植被生長，改善生態環境。
光熱光伏需協同發展
對于光伏和光熱發電的對比問題，孫銳表示，“光伏發電的優點是可利用太陽光的全輻射，不受地域的限制；系統簡單、運行維護容易；可實現與建筑物的一體化；不需要水資源；宜于分散設置。缺點是發電功率、電壓都隨著光照強度改變而隨機變化。若要使光伏發電能夠保證穩定的電力輸出，必須同步配套建設電池儲能系統。”
對于儲能型光伏發電和儲熱型光熱發電，哪種發電形式的性價比更高？孫銳指出，“目前階段，光伏電站的造價約為8600元/千瓦，若同步配套儲能10小時的鐵鋰電池組儲能系統，儲能系統的造價約45000元/千瓦，則總造價高達53600元/千瓦，是現在光伏電站造價的6倍多，并且，鐵鋰電池的壽命只有8年，這顯然是不能接受的。”這與儲熱型光熱發電的造價相比，顯然也沒有競爭性。
對此，光熱發電行業專家、北京工業大學教授馬重芳也提出，“運行了30多年的美國加州SEGS系列電站已經全部收回投資成本并盈利，目前仍在商業和實驗運行之中，統計20年內平均的發電成本僅為14美分每千瓦時。”
馬重芳表示，如果考慮儲能，光熱發電是各種新能源技術中成本最低的，如果不考慮，其可能永遠都無法和光伏競爭。化學儲能的高成本、低壽命缺陷決定其難以和現在成熟的儲熱技術相競爭，如果考慮儲能，光熱發電技術絕對是有前途的。
孫銳強調，“太陽能熱發電與光伏發電各具優勢，只有選用得當，才能揚長避短。在我國西部太陽能直接輻射強度高的地區，建設太陽能發電基地，采用配置足夠容量儲能系統的太陽能熱發電技術具有明顯的優勢。在全國范圍內，利用建筑物屋頂、墻面、閑置的場地和水面，建設分布式太陽能發電項目，光伏發電技術成為首選。”
規?；鉀Q技術經濟難題
孫銳在會上介紹，2013年國家能源局委托電規總院組織相關單位，編制了太陽能熱發電示范工程的實施方案和技術條件。
2014年6月，受國家能源局委托，電規總院與相關單位共同對國內太陽能熱發電所需的設備和材料情況進行了調研。“我們認為太陽能熱發電所需的設備和材料國產化率可達90%以上；國內生產的關鍵設備和材料的技術水平，與國際水平相差不大，僅缺少長期運行的檢驗；國內設備和材料的生產能力完全可以滿足需要。”孫銳進一步說。
對此，中控太陽能技術有限公司副總裁李偉對光熱發電成本做出了大膽預測：“隨著光熱發電規?；图夹g進步，塔式光熱電站度電成本將很快降到0.8元以下。如果再結合融資、稅收等政策支持，光熱發電電站完全有可能實現平價上網。”
2013年我國全社會用電量大概為53223億千瓦時，我國日照資源豐富地區（DNI1700以上）大概有150萬平方公里。“每平方公里可以實現25兆瓦裝機，年發電量5500萬千瓦時。若將10萬平方公里的土地全部建成光熱電站，就可以滿足目前我國一年的電力供應。”李偉說。
孫銳建議，目前可以出臺上網電價的確定原則，建議按照還本付息加投資回報的方式，逐個項目分別確定上網電價。并建議金融投資機構，對太陽能熱發電項目及相關設備及材料制造企業，給予資金上的大力支持，發揮資本的力量。
CSPPLAZA分析師對本報記者表示，“今年下半年以來，受益于政策等大環境的逐步好轉，我國多個大型光熱發電項目開始進入建設階段，如中廣核德令哈50MW槽式光熱電站已于7月1日正式開工，首航節能敦煌110MW塔式電站一期10MW項目也于8月30日正式動工，預計這些大型示范電站的成功建設將以實際案例證明光熱發電的獨特優勢，為我國光熱發電產業邁向大規模商業化發展打下重要基礎。”
從電能質量科學定價光熱
“風、光出力隨著資源條件隨機變化，人為無法改變。在間歇式發電容量占比較大的電力系統中，必須增大旋轉備用容量保證系統安全運行，系統中的燃煤機組煤耗會因此增高，棄風、棄光現象也時有發生。”電力規劃設計總院副院長兼總工程師孫銳在會上強調，在市場經濟環境下，光熱發電和光伏發電屬于兩種不同質量的發電形式，在一個水平上比較價格并不科學。
孫銳進一步詳解了光熱發電的優勢：“光熱發電是可持續電源，可根據電網用電負荷需要快速調節汽輪發電機組的出力，即參與電網一次調頻和二次調頻；根據電網無功功率的平衡情況，參與電網無功功率調解；配置足夠容量的儲能系統，機組可實現24小時連續運行；穩定的電力輸出和良好的調節性能，適于集中大規模建設太陽能發電基地，同時，可替代燃煤機組調節電力系統中風電場造成的發電出力與用電負荷的不平衡，實現太陽能發電和風力發電的穩定外送。”
中電聯副理事長魏昭峰也在會上表示，光熱電站建成后，可減少地表土壤所接收到的輻照量，減緩地表風速，降低地表水分蒸發量，有利于植被生長，改善生態環境。
光熱光伏需協同發展
對于光伏和光熱發電的對比問題，孫銳表示，“光伏發電的優點是可利用太陽光的全輻射，不受地域的限制；系統簡單、運行維護容易；可實現與建筑物的一體化；不需要水資源；宜于分散設置。缺點是發電功率、電壓都隨著光照強度改變而隨機變化。若要使光伏發電能夠保證穩定的電力輸出，必須同步配套建設電池儲能系統。”
對于儲能型光伏發電和儲熱型光熱發電，哪種發電形式的性價比更高？孫銳指出，“目前階段，光伏電站的造價約為8600元/千瓦，若同步配套儲能10小時的鐵鋰電池組儲能系統，儲能系統的造價約45000元/千瓦，則總造價高達53600元/千瓦，是現在光伏電站造價的6倍多，并且，鐵鋰電池的壽命只有8年，這顯然是不能接受的。”這與儲熱型光熱發電的造價相比，顯然也沒有競爭性。
對此，光熱發電行業專家、北京工業大學教授馬重芳也提出，“運行了30多年的美國加州SEGS系列電站已經全部收回投資成本并盈利，目前仍在商業和實驗運行之中，統計20年內平均的發電成本僅為14美分每千瓦時。”
馬重芳表示，如果考慮儲能，光熱發電是各種新能源技術中成本最低的，如果不考慮，其可能永遠都無法和光伏競爭。化學儲能的高成本、低壽命缺陷決定其難以和現在成熟的儲熱技術相競爭，如果考慮儲能，光熱發電技術絕對是有前途的。
孫銳強調，“太陽能熱發電與光伏發電各具優勢，只有選用得當，才能揚長避短。在我國西部太陽能直接輻射強度高的地區，建設太陽能發電基地，采用配置足夠容量儲能系統的太陽能熱發電技術具有明顯的優勢。在全國范圍內，利用建筑物屋頂、墻面、閑置的場地和水面，建設分布式太陽能發電項目，光伏發電技術成為首選。”
規?；鉀Q技術經濟難題
孫銳在會上介紹，2013年國家能源局委托電規總院組織相關單位，編制了太陽能熱發電示范工程的實施方案和技術條件。
2014年6月，受國家能源局委托，電規總院與相關單位共同對國內太陽能熱發電所需的設備和材料情況進行了調研。“我們認為太陽能熱發電所需的設備和材料國產化率可達90%以上；國內生產的關鍵設備和材料的技術水平，與國際水平相差不大，僅缺少長期運行的檢驗；國內設備和材料的生產能力完全可以滿足需要。”孫銳進一步說。
對此，中控太陽能技術有限公司副總裁李偉對光熱發電成本做出了大膽預測：“隨著光熱發電規?；图夹g進步，塔式光熱電站度電成本將很快降到0.8元以下。如果再結合融資、稅收等政策支持，光熱發電電站完全有可能實現平價上網。”
2013年我國全社會用電量大概為53223億千瓦時，我國日照資源豐富地區（DNI1700以上）大概有150萬平方公里。“每平方公里可以實現25兆瓦裝機，年發電量5500萬千瓦時。若將10萬平方公里的土地全部建成光熱電站，就可以滿足目前我國一年的電力供應。”李偉說。
孫銳建議，目前可以出臺上網電價的確定原則，建議按照還本付息加投資回報的方式，逐個項目分別確定上網電價。并建議金融投資機構，對太陽能熱發電項目及相關設備及材料制造企業，給予資金上的大力支持，發揮資本的力量。
CSPPLAZA分析師對本報記者表示，“今年下半年以來，受益于政策等大環境的逐步好轉，我國多個大型光熱發電項目開始進入建設階段，如中廣核德令哈50MW槽式光熱電站已于7月1日正式開工，首航節能敦煌110MW塔式電站一期10MW項目也于8月30日正式動工，預計這些大型示范電站的成功建設將以實際案例證明光熱發電的獨特優勢，為我國光熱發電產業邁向大規模商業化發展打下重要基礎。”
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