“當前太陽能熱發電技術已經成熟,國際上商業電站總容量已超過500萬千瓦，機組臺數已超過100臺。我國涉及太陽能熱發電工程的設備及材料制造水平和生產能力可以滿足建設大規模太陽能熱發電工程的需要。當前需要盡快確定光熱發電的上網電價政策，啟動示范項目，抓緊推動太陽能熱發電產業的發展。”電力規劃設計總院副院長孫銳在接受《中國能源報》記者采訪時表示。

我國“十二五”可再生能源規劃中，太陽能熱發電總裝機目標為100萬千瓦，但目前實際投運的商業電站只有中控青海德令哈10MW項目。雖然“十二五”目標難以完成，但國家能源局相關人士表示，我國發展光熱發電的方向未變。

初步預測，到2020年，我國的太陽能發電裝機容量要大于1億千瓦，屆時占全部電源裝機比重將高于5%。在孫銳看來，這其中光熱發電將扮演重要的角色。

我國具備發展太陽能熱發電的條件

中國能源報：您為何看好太陽能熱發電？

孫銳：太陽能熱發電的原理是利用太陽的直接輻射，采用聚光技術將太陽光聚焦在吸熱器上，加熱吸熱器中的傳熱介質，通過高溫的傳熱介質在蒸發器和過熱器中使水轉變為高溫、高壓蒸汽，再通過汽輪發電機組進行發電。太陽能熱發電廠通過設置足夠容量的儲熱系統，可以實現24小時連續發電。

電力品質是光熱發電最大的競爭力。光熱發電可以根據電網用電負荷的需要，快速調節汽輪發電機組的出力，參與電網一次調頻和二次調頻。穩定的電力輸出和良好的調節性能，適于集中大規模建設太陽能發電基地。我認為它完全可以替代當前燃煤機組，調節電力系統中風電等其他間歇式電源出力波動造成的功率不平衡，幫助實現可再生能源的穩定外送。

中國能源報：發展光熱發電需要具備哪些資源條件？我國是否具有發展光熱發電的資源優勢？

孫銳：首先是太陽能直接輻射資源。太陽直接輻射強度（DNI）對光熱發電成本有較大的影響，根據國際可再生能源署的相關研究，DNI每增加100千瓦時/平方米/a，發電成本下降4.5%。我國的內蒙古、青海、甘肅、新疆、西藏有著豐富的太陽能直接輻射資源。

第二是土地資源。如果用10萬平方公里的土地建設太陽能熱發電項目，年發電量約為54000× 108kWh，相當于我國2014年全國全年的發電量。若按配置儲熱系統機組的利用小時數為4000計算，裝機容量約為13.5億千瓦。僅青海和內蒙古西部就有超過20萬平方公里的土地可用于建設太陽能熱發電項目。

第三是水資源。太陽能熱發電機組的耗水量要比燃煤機組少一半，青海、西藏具有豐富的水資源；內蒙古西部可以集中建設水庫，引黃河等河流的豐水期水量入庫。

中國能源報：近年來已有一些企業在進行光熱相關技術和產品的創新實踐，當前我國光熱是否具備產業化的條件？

孫銳：我國有多家太陽能熱發電專有技術公司開發了具有自主知識產權的專有技術和專項產品，國外的專有技術公司也在我國尋求合作。光熱發電的全產業鏈已經在我國形成，光熱發電工程項目所需的設備和材料國產化率可達90%以上；國內生產的關鍵設備和材料的技術水平，與國際水平相差不大，只是缺少長期運行的檢驗。國內設備和材料的生產能力完全可以滿足工程需要。

隨著光熱發電產業的規模化發展和技術水平的不斷提高，光熱發電的成本一直在下降，目前國際上投標的發電成本已降低到0.15美元/千瓦時。美國能源部制定了SunShot計劃，目標是到2020年，使光熱發電成本降低到0.06美元/千瓦時。

光熱與光伏是互補關系

中國能源報：有預計稱2015年全球光伏裝機量將增長25%，接近60吉瓦。相比光伏，光熱的規模顯然小得多。光熱和光伏同樣是利用太陽能，二者有哪些差異？

孫銳：光伏發電利用太陽能全輻射，因此在地域上不受限制，全國各地都可以建。但光熱發電利用的是太陽能法向直接輻射，因此，在太陽直接輻射量較低的地區，不具備建設的經濟性。除了光資源外，光熱發電對用地的坡度要求也比光伏苛刻。另外，光熱發電還需要一定的水資源。

光伏發電的系統相對簡單，屋頂、墻面、山坡、水面甚至汽車等交通工具都可以安裝光伏系統。光伏發電與光熱發電各有各自的優勢，他們不是替代關系，相反，它們是互補關系。光熱發電最大的優勢是電力品質，由于光熱發電機組出力的可靠性和良好調節性能，它不需要電力系統中的燃煤機組作為旋轉備用。因此，采用光熱發電技術，在我國西部地區建設大規模太陽能發電基地，可以實現太陽能發電的穩定外送，大幅提高我國的可再生能源發電比重。

目前階段，光熱發電的裝機規模沒有光伏發電多，主要是因為光熱發電的成本高于光伏發電，更重要的一點是兩者之間的電力品質差別被忽略了。現在我國很多已投運的集中式光伏電站，由于電力品質的間歇特性，被電力系統限制出力（通常說的“棄光”），嚴重的被限制50%—60%的出力。

中國能源報：事實上，當前光伏行業也將儲能作為發展的重點方向。按您所說，相比光伏，光熱發電的電力品質更多表現在能量存儲的經濟性上，對嗎？

孫銳：是的，儲熱比儲電要經濟得多。當前鐵鋰電池組的造價約4500元/千瓦時，假設光伏電站配套一個5小時的儲能系統，造價可能要高于3萬元/千瓦，且電池壽命不足八年，從經濟性上講，顯然是無法接受的。

對于光熱發電而言，配置儲熱系統，雖然增大了聚光系統、集熱系統和儲熱系統的投資，使電廠的單位千瓦造價增高了，但由于機組的年發電量增加了，發電成本反而降低了。我們做過相關的研究，當然很多條件是假設的，不具有普遍性，但結論可以參考。一臺50MW的槽式太陽能熱發電機組，儲熱時間從4小時到8小時，發電成本是下降的，到8小時最低，繼續增加儲熱時長，發電成本會有所上漲；一臺50MW的塔式太陽能熱發電機組，儲熱時間從4小時到16小時，發電成本一直在下降，只是后來下降的幅度較小。光熱發電的這一特性使發電企業的利益與電力系統的運行要求得到了統一。

產業發展離不開政策支持

中國能源報：光熱產業初期發展階段，需要政策導向支持。它的發展需要哪些力量推動？

孫銳：最為重要的是電價政策。現在地方政府已經核準很多工程項目，但是，由于沒有出臺電價政策，工程項目遲遲不能開工建設。因為沒有上網電價，工程項目的投資回報具有不確定性，嚴重影響投資方的決策；另一方面，沒有電價，銀行不批貸款，也嚴重影響到工程項目的融資。因此，上網電價政策的缺失已經成為制約太陽能熱發電工程建設的關鍵一環。建議國家主管部門盡快出臺太陽能熱發電工程項目的上網電價或明確上網電價的確定原則。

中國能源報：從行業管理的角度來看，僅有上網電價政策是不夠的，還需要打出哪些“組合拳”？

孫銳：另一項重要的政策支持是給予光熱發電工程項目低息貸款。由于光熱發電工程項目的單位千瓦造價高達2—3萬元，融資成本對于發電成本有很大的影響。有些項目為了降低融資成本，不得不使用亞行的貸款，因此，在設備采購上，必須遵守亞行的采購準則，國內新開發的設備和材料由于缺少應用業績，被排除在采購范圍之外。

通過示范項目拉動產業發展

中國能源報：您認為國內建設光熱發電示范工程，對我國的光熱發電設備和材料企業會產生哪些影響？

孫銳：通過示范工程建設，嘗試不同的技術路線，尋找出適合中國地理環境和氣象條件的最佳方案，積累建設和運行經驗，為推廣應用打下基礎。示范項目的另一個作用就是能夠促進國內設備及材料的研發和批量生產，促使其提高產品性能、降低成本，同時，使國內企業拿到工程應用業績，使其具備參與國際市場競爭的條件。一些國內企業的產品實驗性能不比國際知名企業差，但是由于沒有國內市場，又無法參與國際市場競爭，產業發展艱難。

中國能源報：事實上，當前的光熱發電有不同的技術路線，如果建立示范工程，是否意味著每種技術路線都要示范呢？

孫銳：這個問題對示范工程非常重要，的確光熱發電的技術路線很多，有很多仍處于試驗階段。我認為第一批示范工程應該選擇目前國際上比較成熟的技術路線。以導熱油為吸熱介質的拋物面槽式集熱系統、配置熔鹽儲熱系統是目前世界上應用最多的成熟技術。塔式技術近年來發展很快，以熔鹽為吸熱介質的塔式系統具有諸多的優勢：吸熱介質與儲熱介質相同，系統簡單；吸熱器介質的壓力與汽輪機進汽壓力無關，吸熱器管束壁厚薄，且均為液體換熱，熱應力小；蒸發器、過熱器、再熱器均布置在地面。正是由于這些優勢，這項技術受到了近期國際市場的青睞。

有些尚處在試驗階段、存在較大不確定性的技術路線暫時不適合進行示范，一旦建設失敗，不僅是工程項目上的經濟損失，也會影響社會對整個產業發展的信心。