CSPPLAZA光熱發電網訊：“當下我們光熱同仁應該努力練好內功，推動技術進步，快速降低成本，以期在以新能源為主體的未來電力系統中發揮不可或缺的作用。”5月13日，在北京召開的2021中國國際光熱大會暨CSPPLAZA第八屆年會（CPC2021）上，浙江中控太陽能技術有限公司董事長兼總工程師金建祥向與會代表分享了中控德令哈50MW光熱電站的最新運行情況，同時還就光熱行業的目前發展現狀、存在問題及未來發展發表了自己的看法。

創造全球同類型電站投運后同期最高記錄

自2018年12月30日并網發電之后，中控德令哈50MW光熱電站便一直走在創造和打破記錄的路上。

2019年4月17日，項目實現滿負荷發電；2019年6月完成水規總院組織的示范項目技術驗收測試；2019年7月下旬開始進入常規運行階段。2019年8月發電量大幅度增加，首次超過1000萬kWh；8月11日，日發電量95.37萬kWh，創下單日發電量最高記錄。

2019年10月1日，項目進入性能考核期。2020年1月，月度發電量達成率首次超過100%；2020年2月，月度發電量達成率102.9%，為投運以來最高記錄；考核期半年度平均發電量達成率97.06%，為全球同類型電站投運后同期的最高記錄。

2020年2月1日至2月13日，該項目創下機組連續不間斷運行時長、連續發電量及發電量達成率三項最高記錄【詳見下圖】。

電站首個完整年度(2019年7月26日至2020年7月25日)累計發電量12181.8萬kWh，發電量達成率達88.6%（包含所有影響因素），若排除此期間電網限電的影響，電站發電量達成率達94.35%。

整體來看，中控塔式光熱電站實際運行性能與設計值非常接近，且優于設計值【詳見下表】，證明國內設計能力值得信賴。

該電站的具體運行表現，也成功獲得了多個業界國際權威機構的高度認可。

今年年初，青海中控德令哈50MW光熱電站通過了德國獨立工程咨詢公司Fichtner的完整技術評估，Fichtner在評估報告中認為：該電站設計技術達到全球同類電站最先進水平，自主研發的定日鏡及控制系統等核心設備質量優異，電站運行性能優良，質量具備比肩國際技術提供商的水平。

同時，中控太陽能自主研發的高精度智能定日鏡也已通過權威第三方機構德國CSP Services的質量檢測，認定該定日鏡產品具有面型誤差小、跟蹤精度高等突出優點，特別是跟蹤精度，獲得了最高等級“Excellent”的評價。 

“30-60”目標下，應充分發揮光熱發電自帶儲能、電網友好等優勢

金建祥表示，在“30-60”目標下，構建以新能源為主體的新型電力系統勢在必行，而高比例的間歇性電源將對系統提出全新的挑戰，在此背景下光熱將成為不可或缺的新能源發電形式，光熱發電行業要把握住機遇，充分發揮低碳清潔、自帶儲能和電網友好等優勢。

據金建祥介紹，塔式太陽能熱發電全生命周期度電碳排放量為15.3gCO2/kWh，槽式太陽能熱發電全生命周期度電碳排放量為26.3gCO2/kWh，非常低碳和清潔。

同時，光熱電站自帶儲能的獨特優勢是其它可再生能源不可比擬的，其25萬元/MWh的單位儲能量造價和長達25年的使用壽命以及占地面積小、安全環保等優勢在儲能市場中也極具優勢。

另外，光熱發電出力穩定、可靠，且調節性能好（調節速度可達3%-5%額定功率/min、調節深度可低至15%），可提供轉動慣量和無功功率，對保障電網用電安全有重要意義。

光熱+光伏可實現多能互補與協同發展

目前，國家能源局已啟動源網荷儲、多能互補一體化項目方案報送，據悉當前多個項目方已積極上報含儲熱型光熱技術的源網荷儲和多能互補一體化項目。

對于“光伏+光熱”的多能互補利用模式，金建祥表示，光熱和光伏為代表的可再生能源有很好的互補性，適合在發電側形成“光熱+光伏”的多能互補發電形式。

據中控太陽能測算，光熱儲能調峰電站為光伏配置20%熔鹽儲能服務可以有效解決光伏棄光問題；同時，在相同的儲能調峰補貼下，光伏+光熱儲能調峰電站的綜合上網電價低于光伏+鋰電池儲能；而當儲能補貼高于0.12元/kWh時，光伏+光熱儲能調峰電站的上網電價能夠小于火電脫硫標桿上網電價0.3247元/kWh。【詳見下表】

注：鋰電池每天循環2次，鋰電池在電站的生命周期內需更換兩次,首次更換成本為現價的60%，第二次更換為現價的40%。

而隨著高峰期的用電負荷越來越大，為保證充足的調峰電源，配置的儲能比例需要越來越高；光伏及儲能的功率按照1:1配置，儲能的發電量比例占到整個系統發電量比例接近50%。此時相比于電池儲能，光熱儲能調峰電站的優勢進一步凸顯，當儲能補貼較高于0.5元/kWh時，其上網電價依然能夠小于火電脫硫標桿上網電價0.3247元/kWh。【詳見下表】

注：鋰電池每天循環2次，鋰電池在電站的生命周期內需更換兩次,首次更換成本為現價的60%，第二次更換為現價的40%。

金建祥以德令哈市為例，分別利用光伏+電池、光伏+抽水蓄能、光伏+塔式光熱三種技術路線來設計年發電量為400GWh/年的“發電+儲能”系統并進行對比【詳見下表】。（對比條件：要求滿足早高峰8：00-11：00和晚高峰17：00-22：00共計8小時67.64MW，平段11：00-17：00為47.35MW（70%），以及谷段22：00-次日8：00的27.06MW（40%）的用電曲線需求。系統設計使用年限為25年，資本金內部收益率為10%。）

通過上表發現，采用基于塔式太陽能光熱的多能互補方案具有明顯的成本優勢。

未來光熱發電技術的幾個重要應用方向

展望未來，結合電力和工業領域減碳等實際需要，金建祥對光熱發電技術的幾個重要應用方向進行了詳細梳理和介紹。

1）定日鏡場及其控制系統的拓展應用：可以利用該技術為鋼鐵、水泥等有高溫需求的高耗能工業提供能量來源，為工業脫碳提供能量來源；同時也可為高溫熱解/電解制氫提供能量來源，水通過吸收太陽能分解產生氫氣，是“綠氫”（可再生能源制氫，制氫過程無碳排放）的重要來源。

2）大規模熔鹽儲能換熱系統的拓展應用-應用于火（熱）電機組深度調峰：投入少量資金加裝電加熱器和熔鹽儲能系統，將能量儲存起來，實現超低負荷運行，在需要時供給電能和熱能，發揮其電網調峰作用，同時，還可實現供電和供熱蒸汽的獨立調控。

3）大規模熔鹽儲能換熱系統的拓展應用-現役火（熱）電廠通過熔鹽儲能技術改造：目前退役的老舊發電機組、熱電聯產機組裝機規模小、效率低、污染較大，已不能適應當下環保的要求。在此背景下，可通過熔鹽儲能技術改造，在保留發電廠原有設備的基礎上，投入少量資金加裝電加熱器和熔鹽儲能系統，可以實現谷電能量儲存，在需要時供給電能和熱能，發揮其電網調峰作用。同時，還可實現供電和供熱蒸汽的獨立調控。

4）大規模熔鹽儲能換熱系統的拓展應用-多能互補綜合園區的建設-工業園區：把園區的工業余熱、廢熱儲存在熔鹽中，在必要時轉化為滿足生產、制造所需的電能、工業蒸汽、熱水等；進一步的，可以在“谷電”時段，儲存谷電的能量，供應整個工業園區在“峰電”和“尖峰電”時段的用能需求。

5）大規模熔鹽儲能換熱系統的拓展應用-多能互補綜合園區的建設-住宅區、商業園區：熔鹽儲能儲熱技術通過吸納谷電、分布式光伏風電、棄風棄光電的能量，為居民區、寫字樓、事業單位、高鐵站、機場等提供區域性的供熱（主要為冬季采暖）、供冷（主要為夏季供冷）、供熱水。

光熱行業規模化發展后電站各部分造價降低匯總表

據金建祥測算，在理想情況下，未來由于規模化發展帶來的造價可使光熱發電系統成本整體降低18.42~27.56%。

針對光熱發電技術的未來發展，金建祥認為將經歷“技術路線運行優化、迭代、固化”到“標準化復制”的發展過程，同時也要關注新技術的開發。

效率提升、度電成本下降匯總表

據金建祥介紹，在現有塔式熔鹽技術路線體系下，通過各部分的優化，光電轉換效率將可提升12-27%；通過光熱電站的規模化發展與現有技術的不斷優化，未來將實現光熱發電技術的標準化；同時，結合光伏/風電的快速發展，將逐步形成并體現光熱電站調峰電源的價值。現有的技術路線度電成本將有望降至6毛錢左右，一旦成功實現，未來光熱的發展前景將不可限量。