孙锐：光热示范项目应该注意什么？

太阳能热发电在我国应用的前景，第一碳减排的目标，刚才已经做了介绍，到2030年二氧化碳排放达到峰值，争取提前达到。我国目前二氧化碳排放总量已经占世界的四分之一，是世界的第一大排放国，排放强度也是最高的。

中国社科院编制的《世纪能源中国展望2014-2015》，到未来二氧化碳排放的总量和排放强度曲线。绿色是排放总量，按照目前政策模式峰值是到2030年出现，若采用高效能源利用模式峰值有可能还会有所下降。

我国非化石能源发展目标，这一点风电、光伏发展取得了辉煌的成绩，风电的装机容量世界第一位，太阳能光伏发电位居世界第二位，这是预测未来非化石能源和非化石能源发电的曲线。

我国整个能源发展的预测，到2030年非化石能源发电占比将达到20%，油气29%，煤炭达到51%，发展非化石能源主要要靠可再生能源发电，包括风电、光伏、水电，生物柴油等等也会有一些贡献。目前风力和光伏发电面临困境，弃风、弃光现象也比较严重，这有目前管理上的原因，主要是因为电源结构的原因，因为储能问题没有解决，抽水蓄能电站、燃气电站比例很低，完全依赖于火电的调节，火电调节最低是50%的负荷，留给风电和光伏发电的空间。目前电网晚高峰负荷下运转的燃煤机组压到50%的负荷，煤电关停不了，停了晚高峰起不来，为了保证晚高峰的供给，这些燃煤机组压不下来，所以弃风、弃光可能还会延续。

太阳能热发电和光伏和风力发电有本质的区别，通过把光转成热，储热环节再转成电，储热环节可以参与电网的一次、二次调频，品质和火电一样，而且调峰能力比火电更高，因为没有锅炉燃烧稳定的限制，最低负荷是20%，这是太阳能热发电最大的优势。

由于有了储能系统，24小时可以连续发电，可以保证电力的输出，需要调节也是可以的，可以降也可以升，如果是满负荷完全可以维持住这样。一周发电的曲线，一周可以保持连续性。我国最不具备大型太阳能热发电基地的建设条件，下面是主要省份，如图，内蒙自治区红色大于1900KWh/㎡/Y，这是扣除了不可利用场地面积，包括湖泊和城市等等。。

统计表就是把我国大于1700千瓦小时每平方米每年这样直接辐射的地区做了统计，根据地理信息系统把山坡和湖泊都扣除掉，能够利用的面积列在这里，主要是这么几个省份。总的面积达到94万平方公里，当然各个省份不同，比较大的地区是内蒙、西藏、青海、新疆、甘肃，河北、山西会比较少。

土地资源，拿出十万平方公里土地年发电量达到55000亿度，2014年全国发电量才这么大，所以太阳能热发电量非常的可观。按照四千小时来计算，十万平方公里装机容量达到13.5亿千瓦，青海和内蒙古有超过20万平方公里土地可以用于太阳能光热发电。

水资源，光热发电耗水量比同容量燃煤空冷机组还少，美国已经开发出布莱顿循环的光热发电，就不用水了，光热发电和光伏发电相比是要耗水的，我国光资源好的地区是缺水地区，有丰富的土地资源都是戈壁和荒漠，但是水资源是制约发展的瓶颈，如果将来应用美国的技术这个制约就不存在了。

大力发展太阳能热发电是实现我国能源替代和碳减排战略目标的需要，利用西部地区广漠和戈壁加快建设，促进我国太阳能热发电产业发展，显著带动国民经济的发展，太阳能热发电产业发展和技术水平提高，有利于国内企业在国际市场上参与竞争。现在国际市场热发电市场很火热，很多国家都在建设，无论是南非、北非、中东、南美都在建设。但是我国由于迟迟没有启动这些项目，国内的企业参与国际投标受到了制约，因为没有工程的业绩，如果国内启动一批项目这些企业马上都可以参与到国际市场竞争中去，在国际市场上我们的企业会有很好的竞争优势。

示范工程的作用，首先太阳能光热发电聚光集热方式多样，导热油、槽式系统，熔盐、熔盐供热塔式等等。我国太阳能直接辐射资源地区环境和气象条件比较的复杂，海拔高、气温低、风沙大，这种地理环境和气象条件下哪条技术路线更好、更适应这些条件，可靠性如何，哪种聚光集热方式能源利用效率更高等等问题都可以通过示范工程得出结论。

我国的产品和技术，无论是槽式和塔式的聚光集热系统，国内的产品和技术有一些虽然已经经过了国际权威机构的检测，从检测结果看性能不比国际上先进的公司差，而且已经得到一些实验回路的验证。但是毕竟没有经过大规模的商业电站运营的业绩，这些材料和设备性能能不能达到预期是个问题，大于50兆瓦机组的系统集成，能不能达到整体性能指标，这些都需要在示范工程中得到验证。

工程项目发电成本，近期国际上太阳能热发电项目上网电价达到了15美分，亮源公司老总告诉我们南非投标项目达到了11美分。国际机构预测到2020年电价可以到8美分到9美分，我国目前阶段根据项目的情况报出的电价在1.15元到1.35元之间，电价的构成投资成本和融资成本占的比重非常之高，接近60%，所以是区别于其他项目非常大的差别，所以如何降低发电成本一是从工程造价另一个是融资成本，融资成本占比重很高，占22%。

示范工程之前制约行业发展主要是因为没有上网电价，是制约我国太阳能热发电最主要的原因，国家已经启动了100万千瓦示范项目主要的原因是把上网电价能够出台，原计划去年年底能够出台，但是还在企盼中，电价如何能够出来，出来的电价能不能激发投资方的投资热情，示范工程建设对产业规模发展推动有多大的作用，十三五后期项目上网电价能否有显著的下降，这些问题都可以通过示范工程看出效果。

示范工程需要多方协同合作。这批项目如果国家能源局公布以后都要进入实施阶段，我们必须对太阳能光热发电工程的复杂性有明确的认识，以前很多会谈的比较少，这次示范工程申报投资方、业主都有，进入实施阶段要引起大家的重视，太阳能热发电机组是由众多功能不同的设备，通过管路、阀门等连接起来的庞大的系统，有区别于光伏和风力发电，因为风力发电机就是发电机厂家供货、光伏也是一样，关键是电池板没有很多集成，但是光热发电是系统的继承，通过里边的工作介质系统中连续的流动、状态参数不断的变化来实现由光到热再由热到电的转化，机组性能的优劣不仅取决于每个性能还取决于系统集成性能。

机组事故率是所有事故的叠加，要保证机组可靠性对每个设备的要求更高，这一套系统是串联在一起的，如果每个设备事故率是1%，十个设备叠加起来整个系统运行，哪个环节一断了就不行了所以整个系统事故率是10%。十万千瓦风力发电厂一个停就停了，其他的照样可以运行，光热发电不是这样的。机组运行工况多变对系统实时监测和运行要求很高，流动介质参数变化状态都需要控制，需要检测和控制，这是光伏风力发电都不具备的特性。使用的导热油、辅助燃料等都是易燃易爆物质，安全的设计和安全运行管理要求严格，火力发电这么多年现在是世界装机容量世界第一，但是我们很多电厂都出过着火、爆炸的事故，光热发电危险性也是存在的。高温高压容器的管路设计制造安装和运行要求安全，需要专业职业许可，不是谁都可以设计的，很多压力容器和管道是专业持证人员进行设计的，发生过锅炉爆炸、爆管都是有过的。施工安装周期长、专业种类多、技术要求高。工程造价高、资金投入大。对光热发电的特殊性必须要有深刻的认识和领会。

工程建设模式，项目法人，政府部门、电网公司、金融机构，业主工程师、总体设计院，聚光系统供应商，各个设备供应商，施工和调试单位，主要要搞好一个工程这些环节都是非常重要的。如果项目法人按照这个框图的描写完全自己承担建设的话，他的接口、管理水平要求是非常高的，绝不像光伏和风电买了设备一装就简单了。

另一种是总包模式，把其他的设计院做完前期工作转成总承包商，施工、采购、调试是由总包商完成，这样可以大大减少项目法人工程的组织难度。而且工程的进度、质量、性能由总包商进行担保，降低了业主投资风险。

相关各方发挥什么样作用，政府主管部门要统筹规划当地的光热发电项目，制定整体的开发方案，特别是场地划分、集中饮水、交通道路等方面统一研究制定法案，这很重要。和光伏和风电有很大区别，光伏拿一块建多少无所谓，但是对光热发电来说不是这么简单的，特别是光热直接辐射资源比较集中的地区，将来的开发强度密度是非常之高的，这方面如果做的不好将来会陷入困境，变成无序的开发，而且土地利用非常不合理。第二个作用，积极为业主在各项专项许可核准和备案办理过程中创造条件，并在资源和气象信息服务能方面提供良好的服务。

电网公司，要在光热发电项目上接入系统上积极的研究制定合理的接入方案，已确保投产后能够100%的送出额定功率，这点很重要。浙江中控自己花很大投资建设的项目，最后不能满负荷送出，企业回报受到很大的影响。在光热发电送出线路上，电网公司积极开展工作，确保发电工程能够通路运行。光热发电这么高的投资，如果建成之后电量送不出去，只是晒太阳，最后投资效益不能发挥，火电也出现过这样的情况。

光热发电项目投运以后尽可能按照机组可用率进行调度，这是确保投资方得到回报的保障，按照可再生能源法光热发电同样是可再生能源应该替代化石能源，目前发生的弃风、弃光现象晚上不能承担晚高峰，如果承担了晚高峰负荷就可以把燃煤机组替代，如果承担不了就替代不了燃煤机组，白天燃煤机组要转，最低负荷是50%，你的空间就会受到限制，以前光热发电业主问，光热发电上来会不会限制出力，如果说光热发电能够承担晚高峰负荷再限制出力可以根据可再生能源法起诉，燃煤机组可以停掉，完全可以替代嘛。

金融机构，项目因为投资高，融资成本不可忽视，占20%多。所以金融机构应该积极的为光热发电项目提供融资的渠道，并提供低息贷款等优惠以降低光热发电成本，有些项目方寻求亚行贷款就是为了追求低的融资成本，还有股市市场发债券就是解决融资成本高的问题。

项目法人，由于光热发电项目具有涉及设备种类多、机组要求可靠性高、施工周期长等特性，项目法人要完全依靠自身之力完成工程建设和机组运营需要组建一支具有类似工程建设和运营经验的人才队伍。对于目前申报项目很多业主来说都不具备，很多申报项目投资主体是具有聚光集热的技术开发商，他们是专攻这项技术，不过对于示范工程来说技术很重要，但是只是电站中的一部分。怎样能够再借助于有同类工程经验的发电公司的建设管理和运营的经验很重要，接下来我分析可能会有一些投资方会寻求这样的合作伙伴共同投资，吸引火力发电商共同参股，因为他们有长期火电建设管理和运营经验，完全可以借助，这样可以降低投资方的风险。

    项目法人完全可以委托具有类似工程建设经验的单位作为总承包商来承担工程建设，委托有类似机组运营经验的单位承担电厂的运营工作，为什么说类似？总得有第一个，现在国内就一个浙江中控，示范工程建设不了吗？不是。类似的工程就是火力发电，前面只有聚光集热是特有，我们有专有的公司开发，后面完全和火力发电特性是一致的，完全可以借助多年来火力发电的建设运营管理和设计经验，他们这方面积累了丰富的经验，已经是世界前列。如果委托他们做总包，投资方就出钱，总承包委托有类似经验的火电设计院做总包，再委托搞火电运营的公司来运营，也是可以的。

业主工程师，是国际项目中不可缺少的重要角色，特别是在业主缺少经验和人才队伍的情况下，他们作为可以称之为业主的智囊和管家，主要的任务是项目前期策划，可研报告的评审、初步设计、施工图设计确认、施工管理以及业主委托的其他事情，包括负责招投标，国外前期工作包括概念设计，要建怎样的电厂，业主工程师帮助策划，业主满意就按照这个招标都由业主工程师提供服务。

总体设计院，在光热发电项目中发挥着非常重要的作用，这是它的特性决定的，对于光伏、风电来说总体设计院作用并不重要，重要的是设备，风机和光伏，设计中的场地连线比较的简单，但是对系统集成总体设计院的作用很重要。机组的安全可靠性、技术指标的先进性、项目经济性与总体设计院密切相关，不是哪个设计院都可以做的，不是做过风力发电和水力发电就可以作为总体设计院，风电和光伏都是在设备本身的难度，水力发电是大坝和厂址，没有繁杂的集成系统。总体设计院在相同和类似工程上的经验是保证工程项目顺利进行和机组性能达到预期的基本条件。

    如果设计院在同类工程，光热基本都没有，但是火电经验是非常重要的，如果火电的设计经验都没有，马上来做光热发电这个难度是很大的，就不具备这样的人才队伍和工程相应经验。我国从事火电工作的设计院众多，设计经验丰富，针对光热发电机组的特殊性，通过一定的技术储备火电设计院不存在人才技术和工具的障碍，火电设计院也要针对光热发电的特性进行必要的技术储备，才能胜任工作，如果对光热发电特殊性研究不够，同样设计也不能成功。目前我国光热电厂设计缺乏标准，火电厂标准可以作为参考，但要结合光热发电特殊性进行完善，我国火电建设积累了丰富的经验，最后体现在设计规范上，但是光热发电有特殊性，必须要进行调整。相关的标准正在编制过程中。

聚光集热系统供应商，供应商开发的聚光集热技术和设备对光热发电机组可靠性和经济性影响重大，该系统技术要求高、所占投资比重也最大，提供性能可靠、技术指标先进、经过工程应用或者是实验回路验证的技术和设备，这套系统也是光热机组最具独特的系统，也是区别于火电的系统，最大的系统是这样的聚光集热。为什么说经过工程验证和实验回路，因为很多国内企业是第一次做，工程经验不可能有，不能说一点经验没有就不做了，总得有零的突破吧！但是要有实验回路来验证这套技术，如果连实验回路都没有，就要进行单机容量50兆瓦商业电站建设，无论是自己投资还是别人投资风险都是很大的。为什么很多聚光集热开发商自己投资建设实验回路就是要验证这个技术，自己也需要验证，自己投资电站前验证我的实验回路，有问题马上改，不要把问题遗留在商业电站上，因为示范工程是商业电站不是实验工程，这是有区别的！实验工程有可能成功也可能失败，实验中不断的调整，商业电站是要讲投资回报的，这非常重要！聚光集热系统供应商一定要提供性能可靠的技术的产品。

主要设备供应商，汽轮机、蒸汽发生系统、导热油系统等等设备，对光热发电机组的安全可靠性和经济性的影响不容忽视，聚光集热系统很重要，但是只是整个光热发电项目的一部分，整体性能起很大的作用，但是后面也是串联的，整个效率是每个效率的乘积。现在很多项目聚光集热一点问题没有，但是往往后面出一大堆问题，最后项目不能安全可靠投入运行，这也是光热发电的特性，不是有了聚光集热系统其他的系统就OK了。

各个设备供应商根据业主和总承包商采购规范要求，针对光热发电特殊性，开发、设计、制造性能优良的产品，避免影响光热发电整体性能，蒸汽轮机和各种泵，国内自主开发和生产没问题，但是和火电有一定的区别，一定要针对光热发电特性开发适用于光热发电机组的设备，才能保证整个机组的整体性能。

施工单位，光热发电项目施工和安装工作量很大，技术工种也多，多工种交叉作业程序大，这和光伏和风电不可比拟，需要有同类工程和类似工程经验的施工和安装队伍建设，不是建设光伏电站马上就建光热发电，高级的焊工是有专业的证书，最后焊口一检测不合格全要返工就砸了。针对光热发电具体工程特性，有些没有特殊的工具安装起来是很困难的。

调试单位，调试工作是工程建设阶段最后一个环节，在移交业主前要走这一步，要消除缺陷，要更换设备和部件和控制逻辑等重大的设计变更，火电里面也有，对光热发电第一次来做肯定这件事少不了，所以调试周期会比较长，不要想的很乐观，头一次做肯定问题很多，有的一调试整体试车发现问题，设备不行、部件不行、控制逻辑不对马上要改，一定要有这样的思想准备，要具有同类工程的经验，施工单位才能够来完成这样的工作。

我国从事火电机组调试工作单位众多，网省、电科院都做过，火电方面也有调试的标准和准则，针对光热发电机组特殊性也要进行一定的技术储备，才能胜任，在人才、技术和仪器仪表装备方面不存在什么障碍。

工程建设需要关注的几个重要事项，第一太阳能直接辐射资源，前面列了光资源分布图，直接辐射资源对发电成本影响很高，差一百千瓦时DNI发电成本会降低4.5%，示范工程申报，一些光照资源低的地区比如宁夏电价就很高，所以选址很重要。第一批项目优先选到光照资源条件好的地区，不是全国到处都可以建光热发电项目，这一点和光伏有本质区别。

工程项目用地，这和光伏也有本质的区别，用地大小不仅仅取决于辐射资源、机组容量和聚光集热方式等等，不是简单的容量50兆瓦。有人问50兆瓦占地多少，我说回答不了，第一直接辐射资源是多少，还有储热时间有关，还有采用什么样的聚光集热路线是塔式还槽式也不一样，塔式占地多、槽式少一些。已经发生政府不太清楚，最后按光伏概念拿地的现象，3平方公里建个50兆瓦的光热电站，最后一优化储热时间不够，就没有达到最理想的电价，再想增加储热时间地不够用了。这要有前期的策划，拿地前上什么样的聚光集热系统，储热时间要优化，最后确定地是多少，否则会留下很大遗憾，本来电价是1.15元最后因为地的原因只能是定1.2元。

节水措施，水源尽可能是采用地表水，汽轮机的排气是采用空冷系统，地面清洗尽可能采用干式清洗，结合当地条件尽可能能够设置镜面的雨水回收系统，建设光热发电在我国不存在光照资源不丰富的问题，我们的光照资源和土地资源都有，但是制约总的发电规模环节是水资源，怎样能够节水对光热发电项目来说是必须要认真面对的问题。以前有的机组是湿冷，这样大5倍，最后把水资源耗费光了。

辅助燃料厂用电，辅助燃料要求不参与运行调节的，用途主要是机组启动和储热换热系统的防凝，通常是天然气，管道输送和罐车，也可以采用生物质，如果不具备这些条件的厂址，当地的电力系统可靠性比较高，也可以通过外购系统用电起到辅助燃料的作用，现在有的工程做了干脆就用系统电来设置电加炉。机组运行其中，厂用电来自发电机出口端而不应该外购电力，机组停运可以外购电力系统，很多示范项目想钻空子，厂用电从系统买电，减少了厂用电率送出的电就高了，这个空子不要钻。厂用电不应该用系统来延，发电机停了需要防凝需要外购电来买，你购的电越多最后挣差价这是政府监管不会允许的，现在按照这个条件做的预测回报率很高，将来这个路堵死回报率可能就没了。

关于储热系统的容量，第一是以上网电价最低为原则，通过系统优化确定储热系统的容量，每个项目都是必须要做的，必须通过优化来决定，不是拍脑袋来定的储热时间；机组承担电力系统晚高峰的负荷，要不承担晚高峰负荷白天面临电网限制出力，不同的电网地区是不同的，持续的时间、峰值是怎样都有地方的属性，具体的项目要具体分析，能够承担晚高峰符合储热时间是怎样；如果想24小时连续运行对储热系统也有要求，过了晚高峰可以降下来，这要有模拟的计算。最后考虑三个因素，最后确定用哪个储热时间，这样才能决定场地是多大。

每次项目都要求示范项目要做这种图，横坐标是储热指标，纵坐标是上网电价，通过曲线看到哪个储热时间电价是最低的，找出最低点。没有足够的集热系统储热的时间再长也没用，发电量并不增加，不是把白天的时间移到晚上，所以只有太阳倍数要合适。

最后，要做好太阳能发电区域发展规划，太阳能资源丰富的地区由于土地资源丰富，集中建设大规模太阳能发电基地有利于电力集中送出，也有利于饮水和蓄水工程辅助燃料工程集中建设，降低工程项目投资，这很重要，不是每个项目业主能做的，一定是地方政府主导，委托咨询中介机构开展这样的工作。

太阳能热发电工程具有自身系统复杂、占地大、厂址外部资源关联度高、施工周期长等特点，必须做好区域发展规划，在规划指导下做好厂址开发基础工作，才能快速有序地开展好示范项目建设，预祝所有的示范项目取得圆满成功，谢谢大家！