“從2016年8月21日到今年8月20日，中控德令哈10MW光熱電站運行穩定，累計發電251天，共發電866萬kWh，達到年設計發電量的92.1%。今年4-8月間，發電量達成率攀升至95.7%。”9月22日，浙江中控太陽能技術有限公司董事長兼總工程師金建祥在“2017第二屆中國·德令哈光熱大會”上披露了德令哈10MW電站的運行數據。作為國內首座實現商業化運營的塔式太陽能熱發電站，中控德令哈10MW光熱電站的穩定性已然顯現。但對于業界最為關注的經濟性問題，首吃螃蟹的金建祥也坦言，“目前，10MW規模的電站沒有任何經濟性可言，度電成本實際虧損仍達到約0.47元。”

 

9月23日，記者跟隨工作人員來到了中控德令哈10MW光熱電站。

 

技術風險成關鍵因素

 

從德令哈主城區驅車約1小時，在本該光照強烈的下午15時，記者到達了電站現場。受多云天氣的影響，集熱塔上的吸熱器并未發出刺眼的白光。工作人員告訴記者，目前電站的無日照儲能時長是2小時，短暫的云彩遮光不會影響發電，這正是光熱發電的優勢所在。“當然，我們的實際發電量和設計值之間還是有一定的差距。”

 

中控德令哈10MW光熱電站的設計年發電量940萬kWh。金建祥介紹，目前，影響電站經濟性的最主要風險就來自于技術環節，其中發電量達不到設計值的問題十分突出，設備故障率高于預期，可用率下降。“實踐證明，目前的設計值是偏高的。吸熱器及熱電年均效率偏高，同時由于考慮因素不全，棄光率的設計值又是偏低的，而且對于鏡面清潔度的考慮也過于樂觀。”加之設備故障多，停運保養或檢修時間過長，運維技術不足和極端天氣下特殊工況的影響，實際發電量就會大打折扣。

 

同樣，這樣的情形也出現在其他熔鹽塔式光熱電站上。截至目前，在全球范圍內，已投運規模化熔鹽塔式光熱電站僅有3座。根據美國能源信息署官網信息顯示，其中，美國的Crescent Dunes熔鹽電站在去年10月至今年7月間，由于熔鹽儲罐泄漏，長時間停機維修。而位于西班牙的Gemasolar熔鹽電站，Solarreserve公司的統計數據表明，電站原預期年發電量為110GWh，從2011年10月正式投運至2014年7月，近3年間，電站累計發電僅200GWh，發電量達成率68.2%。在電站公布的最新參數中，預期發電量已經降至80GWh，但實際發電量也難以達到這一數值。

 

規模效益可期

 

去年9月，國家能源局發布了第一批20個太陽能熱發電示范項目，中控在德令哈的二期工程——50MW熔鹽塔式光熱發電項目位列其中。“我們建電站想要掙錢必須有規模，10MW太小，50MW是最起碼的，最好是80MW，100MW也不錯。”

 

通過對10MW電站的效率分析，金建祥預估，50MW電站的年發電量將達到約1.46億kWh，如果采用進口汽輪機，這一數值有望達到1.52億kWh。“德令哈10MW電站一年多的持續穩定運行，實現了技術和裝備的全面現場驗證，在未來50MW甚至100MW的項目中，相信發電量能夠確保達到設計目標。”

 

縱觀首批20個示范項目，總裝機容量達到134.9萬千瓦，單體規模均在50MW以上，更有多個100MW及以上項目，規模化的發展思路貫穿其中。

 

在本屆光熱大會上，電力規劃設計總院副院長孫銳也指出，“我國的光照資源和擁有的荒漠、戈壁土地資源可支撐近10億千瓦的光熱發電裝機規模，開發潛力巨大。利用西部地區的荒漠和戈壁，建設大規模太陽能熱發電基地，可有效地提高我國可再生能源發電的比重，有利于實現我國能源替代和碳減排的戰略目標。”

 

在規模得到提升的同時，成本和政策風險也引發業界關注。金建祥認為，目前這兩者并不構成絕對影響，“很多人擔心鋼材大幅漲價會拉高成本，但這部分漲幅占整個投資的比例不超過2%，還沒有到不可承受的程度。而且多個項目的招標結果也已經驗證，成本風險與電價補貼等政策風險相比微乎其微，實際成本和費用一般都會低于預期。”

 

搶抓機遇 前景廣闊

 

“太陽能熱發電具有可調節、啟動時間短的優勢，可替代火電機組，形成規模后有利于增強系統調峰能力，有利于風電光伏的消納。目前許多發達國家都在搶抓這個重要發展機遇。” 國家能源局新能源和可再生能源司副司長李創軍表示，“十二五”時期，我國已在太陽能熱發電相關的規劃設計、系統集成、關鍵技術設備各環節做了很多準備工作。截至目前，全部示范項目已完成備案工作，部分項目已開工建設。

 

“下一步，我們一方面要推動第一批示范建設加快建設進度，力爭2018年底前建成投產，對不能按期投產的研究價格聯動機制。”李創軍同時指出，要進一步組織企業、科研院所加強技術攻關，提高關鍵器件與主體裝備的國產化水平。進一步加大政策支持力度，爭取國家有關方面在土地、財稅及信貸方面給予光熱發電更多支持。“在認真總結第一批示范項目建設情況的基礎上，擇機啟動第二批示范項目建設。”