從2016年9月能源局公布20個項目示范到現在，項目的進展情況并沒有像預期的那么快，究竟遇到了什么問題影響了示范項目的進度？后續項目如何開展？

電力規劃設計總院副院長孫銳在上周CSP Focus光熱發電中國聚焦大會上的演講中，對其進行了分析。

以下為孫院長的演講內容：

尊敬的Luis主席先生、以及各位專家，女士們、先生們：大家上午好！

首先，我代表電力規劃總院對本次會議的召開表示衷心的祝賀！同時，我也很高興接到CSP Focus的邀請，在這里就第一批示范項目的實施情況做一個簡要的介紹，同時，對后續項目的開發提出自己的一些想法。

今天我想講三個方面的內容，一、介紹一下第一批光熱發電示范項目的實施情況；二、光熱發電在我國的發展前景；三、后續光熱發電項目開發的注意事項。

一、第一批光熱發電事發項目的實施情況

第一批示范項目的批復情況，大家都比較了解，總體來說，20個項目，接近135萬千瓦，上網電價1.15元，當時要求的是2018年底以前投運才能享受這樣的電價。塔式9個，槽式7個，線性菲涅爾4個。

經過這段時間的實施，現在情況發生一些變化，首先按照原計劃今年年底能夠投入運行的有5個項目，其中塔式3個項目：中控德令哈、首航敦煌、玉門鑫能，槽式2個項目：中廣核德令哈、金釩阿克塞；

延期到明年上半年，就是明年6月30號以前能夠投運的有三個項目，塔式項目=是西北院哈密，槽式項目是中海陽玉門，菲涅爾項目是大成敦煌， 這些項目的上網電價會調至1.14元；

延期到2019年底投運的有6個項目，塔式兩個：西勘院共和、達華尚義，槽式3個：中陽張家口、龍騰玉門、龍騰烏拉特中旗，菲涅爾項目是華強兆陽，這些項目的上網電價會下調到1.12元。

還有2個項目延期到2020年，一個是塔式項目—三峽金塔，另一個是槽式項目—中節能武威，這兩個項目的上網電價要下調到1.07元，下降8分錢。

還有4個項目退出示范項目，有2個塔式、2個菲涅爾項目，分別是國華玉門、國電投德令哈、北方聯合和中信張北，這是目前實施的整體的情況。

按照上面的調整，最后剩下16個項目，總的裝機容量大約100萬千瓦。塔式由原來9個減少了2個，變為7個，槽式沒有變化，還是7個，線性菲涅爾減少2個，變為2個。

示范項目的分布情況也發生了一些變化，新疆1個項目，保持不變，甘肅由9個變為8個，內蒙由2個變為1個，河北由4個變為3個，青海由4個變為3個。除了新疆以外，其余四個省區，每個省減少1個示范項目。

項目進展不如預期的主要原因，我個人認為有這么幾點：

第一，當時發改委價格司批復的光熱發電項目的上網電價1.15元，低于大部分項目申報的上網電價，所以電價并沒有滿足所有項目投資回報預期，如果當時要求投資方做出投資承諾的話，有些項目當時就退出了。

第二，要求2018年底發電的工期比較緊張，因為正常來講，光熱發電的施工安裝要24個月，但是，示范項目都處在西北嚴寒地區，冬季氣溫比較低，是難以施工安裝的，所以，加上兩個冬季的話，比較合理的工期為3年左右時間，要求2018年底發電，工期確實比較緊張。有的項目為了搶工期，在冬季零下20幾度還在施工，采取保溫措施，增加了施工成本。因為當時批復電價的文件要求2018年底發電，如果機組投運延期，上網電價存在不確定性，這種不確定性增大了投資的風險，致使一些項目猶豫不決，影響了投資的決策。

第三，國內金融機構可以為民營企業提供貸款，但是，在擔保和抵押的條件上要求比較高的，造成了一些民營企業融資的困難，沒有辦法，民營企業回頭又找國企作為合作伙伴，消耗了太多的時間和精力，也延誤了整個工期。

第四，一些項目申報時候對技術的方案研究的不充分，在聚光集熱方式的選擇上出現反復，也相應的影響了項目的進展，比如原來有兩個水工介質塔式，最后改成熔鹽塔式。

第五，還有的項目遇到意外情況，失去了寶貴的時間，不得不退出項目，令人十分惋惜。比方說退出的兩個項目，一個因設備招標時候被舉報，還有一個項目因為廠址方面發生了問題，要改換廠址，這兩個項目是非常可惜的。

二、光熱發電在我國的發展前景

盡管第一批項目實施遇到了一些困難，但是，光熱發電在我國的未來發展前景依然非常美好的。

首先看我國能源發展目標，到2030年，我國的非化石能源占一次能源消費比重要達到20%，到2050年要達到50%。為了確保這個目標，國家發改委能源局發布了《能源生產消費革命戰略（2016-2030）》，《戰略》里提出到2030年非化石能源發電量占全部發電量的比重力爭達到50%，要實現這個目標是非常具有挑戰性的。


如果非化石能源發電量占比達到50%，它的裝機容量要高出5個百分點以上。預測2030年總裝機規模達到30億千瓦，其中55%是非化石能源發電裝機。其中太陽能發電可能要達到5億千瓦，去年年底達到1.3億千瓦，還有接近4億千瓦的裝機容量。其中，光熱發電要占相當大的比重。因為在沒有儲能的情況下，光伏發電的棄光問題難以得到很好的解決，而光熱發電具有穩定的功率輸出和可調節特性，這就決定了它在我國未來非化石能源發電里占有重要位置。


這張圖大家都熟悉，西班牙Gemasolar光熱電站，由于有儲熱系統，電力輸出不會受到光照變化強度影響，一周可以連續穩定的保持電力輸出。

光熱發電通過配置儲熱系統，可以保持機組穩定的電力輸出不受光照強度變化的影響，如果熱系統容量足夠大，機組可以實現24小時連續發電，同時，它可以根據電網負荷的變化要求快速的調節汽輪發電機組處理，參與電網一次調頻和二次調頻。光熱發電機組可以作為電力系統主力機組承擔基本負荷，也可以作為電力系統中的調峰機組承擔高峰負荷。同時，由于光熱發電機組的調節能力比燃煤機組強的多，所以，在裝設光熱發電機組系統中，由于光熱機組調節作用，會提高電力系統接納風電和光伏的能力。

我國具備大規模發展光熱發電的資源條件。初步估算，我國擁有可利用的法向直接輻射量大于1700千瓦時的土地面積有97萬平方公里，分布在內蒙古、西藏、青海、新疆、甘肅這些地方。拿出10萬平方公里來，光熱發電的裝機容量可以達到13.5億千瓦。現在這幾個地方政府對光熱發電非常重視，都開展了相應的光熱發電基地的規劃，到2030年，玉門規劃560萬千瓦，阿克塞規劃容量將達到1200萬千瓦，哈密規劃容量將達到2000萬千瓦，資源量可以支撐2億千瓦。“十三五”期間，要建一條青海電力外送通道，在配套光熱發電200萬千瓦。內蒙的阿拉善盟發展潛力也很大，裝機規模可以達到1600萬千瓦。

三、后續光熱發電項目開發的注意事項

1、在選址上需要注意的有：要選擇太陽法向直接輻射量比較高的地區，最好利用戈壁、荒漠這些未利用土地，不要占用林地、耕地。不同的聚光方式，對土地要求是不一樣的，應該注意區分，特別這里強調的是對于槽式機組目前要求的南北坡度要小于1%，個別公司可以做到1.5%，一定要引起投資方的注意，如果南北坡度過大，建設槽式機組是不適宜的，為了滿足集熱器的坡度要求，勢必要將整個場地修成幾個臺階，土石方量很大，造成地表形態的嚴重破壞，也增加了項目的投資。另一方面，近期國際上新項目大部分單機容量在10萬千瓦以上，我國第一批示范項目大部分是5萬千萬，一臺10萬千瓦機組比2臺5萬千瓦機組的投資更低、經濟效益更好，拿地之前一定要研究好，因為對地的要求是不一樣的。拿地之前最好請設計單位根據單機容量和你選擇的聚光集熱方式對用地進行初步規劃。

2、系統容量匹配，就是怎么優化汽輪機的容量、聚光集熱系統規模與儲熱系統容量，由于時間關系，我不細說了。概括的講，就是按照發電成本最低，找到一個最合理的匹配。

3、汽輪機發電機組在整個光熱電站里投資比重比較低，基本3%左右，但是，如果它的效率高出1個百分點，全年發電量就高出2%點幾，對經濟效益影響非常大。所以，招標過程中絕不能低價中標，不能只看報價，應該把熱耗指標差異給機組運行造成的經濟損失逐年折現，加到報價上，這樣才能做出合理的選擇。

4、空冷系統要進行優化，空冷系統優化并不是一個新的課題，在燃煤機組上都做過，但是，光熱發電的邊界條件發生了很大的變化，電價很高，是燃煤機組的3、4倍，所以，它的空冷面積比燃煤機組多的多，同時，它的迎面風速，要比燃煤機組低的多。很多項目在前面沒有做好這方面優化，把優化交給了空冷系統供應商，為了低價中標，空冷系統供應商做出的空冷面積都比較小，迎面風速偏高，對機組的經濟運行十分不利。

5、高溫熔鹽儲罐，在國際上投運的項目上都相繼發生問題，對電站經濟性造成非常大的影響，有時候可能影響機組半年時間不能運行，主要是它有一些特殊工作條件，設計、施工要求較高。針對國際上熔鹽儲罐出現的問題，中國成達公司開發了雙壁儲罐，有望可以解決存在的問題，在第一批示范項目中，已有項目采用了這一方按。

在地方政府的積極支持下，投資方非常積極的開展了后續項目的可研工作，特別是在甘肅的玉門市和新疆的哈密市項目較多，我院每個月的可研評審工作都在3——4個項目，大家都在積極準備申請第二批項目。我相信：光熱發電必將為實現我國的能源轉型發揮重要作用，為我國的西部大開發增添新的動力。

時間關系，我講的比較匆忙。謝謝大家！