9月22-23日，在2017第二届中国 • 德令哈光热大会将在青海省德令哈市举办之际，记者围绕“我国太阳能光热发电产业的前景、发展瓶颈与解决办法”“首批20个光热示范项目的进展情况”等问题，采访了电力规划设计总院副院长孙锐。以下为具体采访内容：
电力规划设计总院副院长孙锐
光热发电将在我国能源转型中发挥重要作用
记者：目前，我国光热的发展现状如何?市场空间如何?
孙锐：我国的相关科研机构、高等院校对光热发电技术从理论到实验经过了近10多年的研究，掌握了它的技术特性，为工程应用奠定了基础;已有多个光热发电专有技术公司开发了具有自主知识产权的专有技术和产品，已建成多个光热发电试验装置和试验工程。其中，浙江中控青海德令哈10MW 塔式光热电厂已于2013年6月投运至今，积累了丰富的运行经验。此外，现有几十个项目在开展工程前期工作。2016年9月，第一批示范项目已经得到国家能源局的批复，20台机组总装机容量 134.9万千瓦，部分项目已经开工建设。
国家发改委、能源局发布的《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》(发改基础[2016]2795号)，提出了实施非化石能源跨越发展行动，到2030年，非化石能源发电量占全部发电量的比重力争要达到50%。如何实现这个目标，具体方案尚在研究制定过程中。根据相关的一些信息，粗略估计2030年太阳能发电装机容量有可能达到5亿千瓦，光热发电装机容量会占有相当大的比重。
根据中国气象局风能太阳能资源中心统计，中国拥有太阳能法向直接辐射量DNI>1700kWh/m2的可利用土地约 94万km2，这些土地基本上地都是戈壁、沙漠。如果利用10万平方公里的土地建设光热发电厂的话，年发电量可达54000亿kWh，若按发电利用小时数为4000计算，总装机容量约为13.5亿千瓦。
记者：光热发电在电力系统中能发挥什么作用?
孙锐：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，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，可以根据电网用电负荷的需要，快速的调节汽轮发电机组的出力，即参与系统的一次调频和二次调频。所以，光热发电机组可以在电力系统中作为主力机组承担基本负荷，也可以作为调峰机组承担高峰负荷，在冬季，还可以利用弃风电力储能发电。
光热发电不仅本身是可再生能源发电，同时由于它的调节作用，可以使电力系统提高接纳风电和光伏发电的能力。这是因为光热发电机组在电力系统中替代了燃煤机组，降低了电网中运转机组的最小技术出力，因此，它对提高可再生能源发电比重的贡献为光热发电装机容量的1.5倍。此外，这里必须强调一下，如果将光热发电作为调峰机组，要以不牺牲光热发电机组的经济性为原则。
记者：未来光热发电在我国能源体系中定位如何?有没有可能成为主导能源?
孙锐：太阳能资源取之不尽，用之不竭，光热发电方式可以提供连续、可靠的电力并具有良好的调节性能。光热发电不仅自身可以替代化石能源发电，它还可以发挥调峰电站和储能电站的作用，提高电力系统接纳风电和光伏发电的能力。但是，由于我国太阳能直接辐射资源和可用土地资源分布在我国的西部地区，而西部地区的电力消纳空间有限，光热发电发展到一定规模后，则必须依赖长距离输电线路将电力输送到中东部地区。
因此，光热发电作为可再生能源发电方式之一，将会与水电、风电、光伏、生物质发电等多元化的可再生能源发电方式协同发展，在我国的能源转型中共同发挥作用。
首批20个光热示范项目遭遇四大“拦路虎”
记者：距2018 年底首批20个光热发电示范项目建成的期限仅剩一年半时间，但项目进度并不乐观，主要存在哪些阻碍因素?如何解决?哪些项目有望于2018年12月31日前建成投运?
孙锐：第一批示范项目的进展情况没有达到预期，原因是多方面的，有共性的问题，也有个性的问题，概括起来有以下几个原因：
首先，国家发改委批复的第一批光热发电示范项目的上网电价为1.15元/kWh，并没有达到绝大部分项目申报时的投资回报预期(资本金内部收益率10%)。因此，在批复文件中强调：“鼓励地方相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多错并举促进太阳能热发电产业发展”。 但从第一批项目实施情况看，文中强调的支持措施并没有得到落实。因此，一些项目因投资回报率较低给投资决策造成了障碍，有些项目很可能会放弃建设。
第二，项目融资困难。银行对光热发电的了解程度有限，担心光热发电也会像光伏发电项目那样发生严重的弃光，影响还贷。另外，银行对民企投资项目的贷款条件较为严格，担保、抵押等要求难以满足。因此，一些民企投资的项目只好寻求国企作为投资伙伴，以解决融资难题，这也拖延了项目进度。
第三，由于当时示范项目申报时，申报单位准备工作不充分，对建厂的场地条件没有充分的落实好，后来又必须更改厂址，拖延了项目进度。还有的项目对于聚光集热的方式没有研究透彻，后来要改变，也延误了项目进度。还有些项目，由于招投标环节出现了投诉，也对项目进度造成了很大的影响。
第四，一般光热发电项目的建设周期需要24月，但我国北方地区的冬季是无法施工和安装的。因此，要在24个月的基础上再加上两个冬季的时间，总共需要大约3年的时间。基于此，大部分项目在2018年底无法完成建设。从2016年9月公布示范项目算起，到2019年9月是比较合理的建设周期。
光热产业规模化发展是降低造价成本的关键
记者：光热发电降成本的空间在哪里?配备储热系统会不会进一步增高成本?
孙锐：影响光热发电成本主要因素有光热发电项目的年发电量、项目造价成本和融资成本。
要提高光热发电项目的年发电量，首先要选择太阳法向直接辐射量较高的地区建设光热发电项目，目前国外的一些光热发电项目的上网电价已降低到10美分/ kWh以下，其主要的原因之一是厂址地区具有较高的太阳能法向直接辐射量;第二是通过系统配置优化，确定合理的聚光集热系统和储热系统容量，使度电成本最低;第三是提高光热发电厂各系统和设备的能源转换效率，包括：聚光效率、集热效率、储热效率、换热效率、发电效率等。同时，还要尽可能降低厂用电率。
我国光热发电项目的造价成本在度电成本中的占比要超过40%。要降低项目的造价成本，首先要依靠产业的规模化发展，只有产业实现了规模化发展，设备和材料的生产成本才能够得到降低，其价格也会随之下降。目前阶段，光热发电的项目的造价约2.5万元—3万元/kW，根据相关机构的研究，如果我国光热发电产业实现了规模化，预测光热发电项目的造价可降低到1.5万元/kW，发电成本可降至0.75元/kWh。
我国光热发电项目的融资成本在在度电成本中的占比要超过20%，要高于国外的光热发电项目。主要原因是我国银行的贷款利率要高出50%左右。要降低这一成本，只能寻找较低的融资渠道，如：在股票市场发债、利用世界银行和亚洲开发银行的主权贷款等。如果我国的政策性银行能够给予光热发电项目优惠贷款政策，对降低光热发电的成本也是非常显著的。
光热发电项目配置储热系统，肯定会增加项目的工程造价，但发电成本却不一定提高，如果系统配置合理，发电成本则是下降的。光热发电项目的储热系统容量不是孤立设置的，它是与聚光集热系统的容量相匹配的。简单的说，储热系统的容量越大，要求聚光集热系统的容量也随之增大，这都会带来工程造价的提高，仅从造价成本增加的方面看，发电成本是提高了。但是，与此同时，光热发电机组的年发电量也提高了，这会使光热发电成本下降。因此，每个项目都要进行系统的优化配置，找到对应于发电成本最低的聚光集热系统和储热系统的容量。所以，不同的光热发电项目进行对比时，不能像其他发电项目那样对比单位千瓦造价(元/kW)，而应该采用单位发电量造价(元/kWh)进行对比，才是比较客观的。
我国已具备光热发电规模化发展的条件
记者：和国际先进水平相比，我国光热发电技术水平如何?取得了哪些突破，还存在哪些问题?光热发电是否已具备产业化条件?为什么?
孙锐：国际上最早的光热发电商业电站投运已有30多年了，目前已经投运的商业电站装机容量已超过5GW，其中西班牙、美国所占比重最高，在近期的光热发电项目建设中，南非、摩洛哥、智利、中东等国家和地区迅速起步并扩大建设规模。
我国光热发电起步较晚，但近几年来发展迅速，特别是在关键技术和产品上取得了突破，其中一些企业的槽式集热器集热管的性能已达到了国际上先进水平，产品已经走向国际市场。一些公司掌握了塔式聚光集热系统中的设计和控制技术，并已建成了商业电站，积累了宝贵的优化运行经验;一些公司已经参与了国际光热发电项目的设计和安装建设工作;还有的公司与国外公司合作参与了国际光热发电项目开发投标，承担项目的EPC，并有望胜出。
我国光热发电的全产业链已经形成，所需的设备和材料国产化率可达90%以上，国内设备和材料的生产能力完全可以满足工程需要。因此，我国已经具备了光热发电规模化发展的条件。
据组委会透露，2017第二届德令哈光热大会以“聚焦清洁能源高地，打造世界光热之都”为主题，旨在构建推动国家光热产业发展、政策发布、创新技术与交流、资源对接以及产能合作的重要平台。其中，大会将举办以“科学落实发展规划”为主题的主论坛，围绕“海西州清洁能源发展规划”等话题展开探讨。届时，孙锐将出席主论坛并以“快速发展光热发电产业，助力实现能源转型战略目标”为主题发表讲话。
