“光熱發(fā)電創(chuàng)新大會”
——未來太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展要素簡析

10月25日，由中電工程西北電力設計院與全球太陽能熱發(fā)電領先的咨詢服務商CSP Focus光熱咨詢聯(lián)合主辦的“光熱發(fā)電創(chuàng)新大會”在西安正式拉開帷幕。在我國太陽能熱發(fā)電示范項目開展的如火如荼之際，此次大會借助我國及中東地區(qū)等太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的東風，以期共同見證與探討全球太陽能熱發(fā)電的創(chuàng)新及未來。

太陽能熱發(fā)電的現(xiàn)狀及前景

會議期間，產(chǎn)業(yè)各領域的專家分析了我國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀，并對未來的規(guī)劃進行了探討。

中國電力科學研究院院士周孝信在演講中提到，對我國太陽能熱發(fā)電的資源條件進行了初步估算，我國擁有可利用的DNI＞1700kWh/m2的土地面積約為94萬km2，這些土地基本上地都是戈壁、沙漠；10 萬km2的年發(fā)電量為54000億kWh，按配置儲熱系統(tǒng)機組的利用小時數(shù)為4000計算，10萬km2土地可裝機容量約為13.5億kW。

從太陽能熱發(fā)電海外市場的表現(xiàn)來看，全球已投入運行的太陽能熱發(fā)電容量已超過5 GW，南非、智利、北非及中東地區(qū)的國家都在開展太陽能熱發(fā)電站的建設工作。世界上規(guī)模最大的摩洛哥NOOR太陽能熱發(fā)電電站，一期是裝機容量為160 MW的槽式電站，二期是裝機容量為200 MW的槽式電站，三期是裝機容量為150 MW的塔式電站，均已投運。我國的西北電力設計院和山東電力建設第三工程有限公司參與了該電站部分工程設計和施工安裝工作。

可以預見，隨著我國第一批太陽能熱發(fā)電示范項目的部分機組投運，太陽能熱發(fā)電的技術(shù)優(yōu)勢將得到充分的展現(xiàn)，相關(guān)的政府部門和社會各界將會對太陽能熱發(fā)電給予更多的關(guān)注和支持，相信我國的太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)將迎來蓬勃發(fā)展的時代。

太陽能熱發(fā)電的技術(shù)分析

產(chǎn)業(yè)的發(fā)展離不開技術(shù)的進步，浙江中控太陽能技術(shù)有限公司董事長兼總工程師金建祥作了《用作調(diào)峰電源的光熱電站技術(shù)及經(jīng)濟性分析》的演講，對目前階段的技術(shù)及成本下降的問題進行了論述。

他表示，在現(xiàn)階段，DSG技術(shù)路線是白天進行電量補充，但其儲能成本高，且夜間和陰天無法發(fā)電。熔融鹽技術(shù)路線是白天同光伏和風電一樣盡可能的多發(fā)電，作為一種電量補充；且其利用儲能晚高峰繼續(xù)發(fā)電，有別于光伏成為電力補充和保障。

下一階段太陽能熱發(fā)電的主要目標是發(fā)揮儲能優(yōu)勢，成為清潔的調(diào)峰電源；并與光伏、風電混合發(fā)電，取代部分火電和天然氣調(diào)峰電源，逐步實現(xiàn)按照調(diào)峰電價平價上網(wǎng)。

2017年，全國光伏平均上網(wǎng)電價為0.94元/kWh，同比增長0.18%。與光伏的度電成本相比，太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)標準化和規(guī)?；目臻g大，但難度也較大。太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的標準化不僅有利于降低裝備造價，還可縮短設計和建設工期；其所采用的玻璃、鋼材、熔鹽和水泥等材料占投資成本的比例不足18%，其他方面均可通過規(guī)?；瘜崿F(xiàn)降價。太陽能熱發(fā)電成本下降可能存在的4個階段分別為：2～3年后為0.95元/kWh，5～6年后為0.80元/kWh，7～9年后為0.65元/kWh，未來新技術(shù)成功應用時為0.35～0.45元/kWh。

以傳統(tǒng)概念來分析太陽能熱發(fā)電電站作為調(diào)峰電站的經(jīng)濟性可發(fā)現(xiàn)：因調(diào)峰能力不足導致棄光，從而使發(fā)電量減少，較多地影響了經(jīng)濟性；為配合調(diào)峰需求，設計時可減小鏡場，但仍會較多影響經(jīng)濟性。

為適應調(diào)峰需求，太陽能熱發(fā)電電站系統(tǒng)設計時需做以下調(diào)整：同等采光面積下(同等土地面積)增加儲能時長，或同等采光面積下增加汽輪機額定功率。通過系統(tǒng)優(yōu)化，用作調(diào)峰的太陽能熱發(fā)電電站經(jīng)濟性受調(diào)峰影響較小。具體方案如表1、表2所示。

由表1可以看出，作為調(diào)峰電源，太陽能熱發(fā)電電站在經(jīng)濟性上并無大的障礙。

由表2可知，調(diào)峰將限制發(fā)電小時數(shù)，限制發(fā)電小時數(shù)越多，對經(jīng)濟性影響越大；但一般仍小于5%，在經(jīng)濟性上并無較大障礙。

表1 太陽能熱發(fā)電電站作為調(diào)峰電站的經(jīng)濟性(中午4 h不發(fā)電)

表2 太陽能熱發(fā)電電站作為調(diào)峰電站的經(jīng)濟性(中午4 h、夜間4 h不發(fā)電)

總之，隨著太陽能熱發(fā)電技術(shù)的發(fā)展，其成本下降可期，太陽能熱發(fā)電電站可用作調(diào)峰電源。

多能互補方式探討

西北電力設計院新能源開發(fā)分公司主任工程師兼設計總工程師王瑩玉作了《基于太陽能太陽能熱發(fā)電的多能互補方式探討》的演講。

對于“為什么要建多能互補項目？”這個問題，王瑩玉表示，這首先是由國家能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整、化石能源的不可持續(xù)性決定的。我國化石能源占比較高，但它是不可持續(xù)的、不可再生的，其在一次能源消費中的占比決定了國家能源轉(zhuǎn)型的迫切性，也體現(xiàn)了提高可再生能源占比的迫切性。其次，我國單位GDP的能耗遠未達到世界平均水平，與發(fā)達國家的水平差別較大。我國在《巴黎協(xié)定》中的承諾也意味著我國要發(fā)展可再生的清潔能源。

王瑩玉還提到多能互補系統(tǒng)的含義，她表示，整個電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)決定了電力系統(tǒng)一側(cè)是電源，中間有電網(wǎng)，另外一側(cè)是需求側(cè)，也就是負荷側(cè)。多能互補因為這樣的電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)可分成兩種類型，一種是在供給側(cè)，即電源側(cè)，也就是風、光、水、火、儲各種電源形式的多能優(yōu)勢互補；另外一種是終端，即用能側(cè)，熱、電、冷氣等的一些能源階梯化利用，這樣可提高能源的能耗水平，使我國的單位GDP能耗水平進一步降低。而多能互補需要將電源、電網(wǎng)、負荷耦合起來，那就需要儲能。儲能是將各種電源或各種負荷耦合起來，而且電網(wǎng)側(cè)也可加一些儲能用于調(diào)峰。

王瑩玉表示，太陽能熱發(fā)電電站作為調(diào)峰電源應用于多能互補系統(tǒng)里，不應僅考慮單一的某一個電源，要從整個風電、光伏系統(tǒng)里所有電源的角度整體來考慮電站的經(jīng)濟性，當然是在保證技術(shù)可靠、安全運行的前提下，根據(jù)當?shù)氐馁Y源情況，比如采用“風電+光伏+太陽能熱發(fā)電+儲能”的模式，就要收集這個地區(qū)同時段、同時刻的風資源，以及總輻射資源、DNI等，這樣才能知道所有電源在同一時刻每一年8760 h的出力，才能知道最后耦合的出力是多少；同時還要考慮負荷的情況，這樣綜合考慮才能得出整個多能互補系統(tǒng)里各個電源的容量配比。

太陽能熱發(fā)電電站整個集熱系統(tǒng)投資占比較高，在滿足多能互補的電源出力要求的基礎上，盡量減少鏡場的投資，可降低整個多能互補項目的整體投資。然后將一部分的光伏、風電和儲能系統(tǒng)加大，這樣既可滿足電網(wǎng)對于出力的要求，同時又降低了總投資，也就是降低了度電成本。

作為可再生能源發(fā)展的重要領域，也作為具備成為基礎負荷電源潛力的新興能源應用技術(shù)，太陽能熱發(fā)電只有不斷在一些關(guān)鍵設備、核心技術(shù)領域取得重大突破，才能實現(xiàn)連續(xù)、穩(wěn)定發(fā)電，對地區(qū)電網(wǎng)的穩(wěn)定性起到改善作用。隨著技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)鏈貫通、產(chǎn)業(yè)化規(guī)?；l(fā)展，太陽能熱發(fā)電的成本會有較大幅度的下降，未來太陽能熱發(fā)電將在整個電力系統(tǒng)中占據(jù)重要的位置。