电力规划设计总院：2030年光热发电总装机可能突破2亿千瓦

2017年9月22-23日，2017第二届德令哈光热大会在青海省德令哈市举行。电力规划设计总院副院长孙锐发表了以“快速发展光热发电产业，助力实现能源转型战略目标”为题的主旨演讲。孙锐表示2030年太阳能发电的总装机容量目标可能要达到5亿千瓦，然而现在我们还有很多问题没有解决，所以这里面除了要建设配套的储能电站，包括压缩空气储能、电池储能等等，光热发电都要发挥它的重要作用。所以我觉得光热发电总装在2030年可能要突破2亿千瓦。按照预测到2020年我国国家人均用电量达到5000千瓦时，相当于目前英国的水平；2030年我们的人均用电量达到7000千瓦时，相当于目前德国的水平。

以下是孙锐演讲全文

孙锐：尊敬的各位领导、各位专家、女士们、先生们，大家上午好！首先，我谨代表电力规划设计总院对本次大会的召开表示热烈的祝贺！

我本人也十分荣幸受到会议主办方的邀请参加会议，并就快速发展光热发电产业，助力实现能源转型战略目标这个题目谈一下自己的体会。

我想谈四个方面的内容：

第一，我国电力现状和发展预测。

第二，光热发电在能源转型中的作用。

第三，光热发电在我国的发展前景。

第四，总结及相关建议。

第一部分，我国电力现状和发展预测。

首先看一下我们国家能源的发展现状和目标，2016年全国一次能源消费总量达到43.6亿吨标准煤，非化石能源占比达到13.5%，到2020年非化石能源占一次能源的消费比重计划要达到15%，总的一次能源消费总量要控制在50亿吨标煤。到2030年总的能源消费要控制在60亿吨标煤以内，非化石能源占比要达到20%。

这张中国的能流图反映了2016年我们国家所有一次能源的生产和消费情况，由于时间关系，在这里不详细讲了，这张图是来自电力规划总院今年发布的中国能源发展报告2016年。

从图中可以看到，2016年终端能源消费约32.3亿吨标准煤，其中电力消费约7.25亿吨标准煤，占比22.4%。

这两张图显示的是2016年我们国家发电量和装机容量的情况，2016年总的发电量达到5.99万亿千瓦时。在发电量的构成中，非化石能源发电量占比约29%到30%，装机容量达到16.5亿千瓦，非化石能源发电装机容量占比约38%。

这两张图显示的是“十三五”电力规划中发电量和装机容量的构成，预计到2020年非化石能源发电量比重提升31%，非化石能源发电装机容量比重提升到39%。其中太阳能发电按照当时的规划到2020年要达到1.05亿千瓦，今年可以实现这个目标，其中到2020年光热发电要达到500万千瓦。

大家知道国家发改委能源局发布了能源生产和消费革命战略2016到2030，明确提出非化石能源跨越发展行动，到2030年非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%，这个目标是非常具有挑战性的。刚才介绍2016年我们非化石能源发电量占比已经在30%左右，要经过十几年的时间提升到50%，我们的总量还在增加，是相当具有难度的。如何实现这个目标，具体的方案相关的研究机构正在研究制定。

根据一些信息，粗略的估计一下到2030年发电量和装机比重是下面这两个图，首先是发电量，这里面非化石能源发电量占比达到50%，其中包括水电、核电、风电、太阳能发电和生物制发电。

下面这张图是根据发电量的目标来估计的装机容量的目标，非化石能源装机容量的占比要达到55%以上。其中太阳能发电的总装机容量可能要达到5亿千瓦，说出这个目标大家可能会想到，现在我们还没有很好的解决这些问题，所以这里面除了要建设配套的储能电站，包括压缩空气储能、电池储能等等，光热发电要发挥它的重要作用。所以我觉得光热发电总装在2030年可能要突破2亿千瓦。按照上面的预测到2020年我国国家人均用电量达到5000千瓦时，相当于目前英国的水平。2030年我们的人均用电量达到7000千瓦时，相当于目前德国的水平。

第二部分，光热发电在能源转型中的作用。

大家知道光热发电它的原理是首先把太阳能直接辐射能聚焦起来变成热能，再通过热功转换变成机械能带动发电机发电，它最大的特点是有一个储热的环节。正是由于储热这个环节，发电机组的电力输出就不会受到光照强度变化的影响，这张图是西班牙Gemasolar电厂实际的处理图，蓝色显示的太阳能光照强度，红色是机组的电力输出，浅蓝色是储热情况。所以从这张图可以看出，整个机组的电力输出是平稳稳定，并没有随着太阳光照强度的变化而变化。

下面这张图是同样一个电站，在一周的时间以内机组连续运行的情况。机组的电力输出非常平稳，连续一周的运行，主要是储热系统在发挥作用。与燃煤机组相比，光热发电机组具有更好的调节，无论是启动的时间都是比燃煤机组要优越的多。

这张图显示了在电网中光热发电怎么样起到调节的作用，红色的曲线是电网的电力负荷曲线，有早高峰、晚高峰，为了满足要求，上面是运转机组总的运转流量，必须大于这个。这条线就决定了下面这条线，这些运转的机组都有一个最小的机组处理，不同的发电形式，燃煤最小的技术处理是50%，正是由于这个最小的处理，限制了电网接纳风电光伏的能力。因为目前在没有储能电站的条件下，风电、光伏由于受到气象条件的变化，它是不持续、不稳定的、随机变化。为了保证供电的可靠性，运转机组的容量是不含间歇式电源的。所以没有储能电站的情况下，风电光伏只能作为电力系统电量的补充，而不能作为电力系统电力的部长。

刚才介绍了光热机组由于它的可靠性和调节特性，它顶替了燃煤机组，使这条技术处理曲线得到下降。刚才介绍燃煤机组出力50%，光热发电机组最小出力是0，光伏发电出力比较高的时候可以下调。它的出力虽然下调，但是并不产生气光，因为光进了储热系统。所以如果配置储热系统两足够大，它可以延续24小时的发电，承担电网的基本负荷，它也可以按照电网的需求来进行调峰，承担电网的高峰。它对电网的接纳可再生能源的贡献，应该是容量的1.5倍。

为了进一步说明它在电网里面调节的情况，因为在光伏电站里面不同的季节是不一样的。特别是我们国家装设发电机组地区冬季和夏季的发电量相差比较大。首先看春秋季节，这是光热发电机组运行时间最长的，上面这条曲线是电力负荷曲线，中间是太阳的光照强度，红色的曲线是光热发电机组输出，蓝色是储热系统的运行情况。

当太阳日照强度达到一定程度以后，光热发电机组开始启动，达到满出力，正好满足了电网高峰需求。在中午时段它可以把出力下调，把空间让给光伏。在晚高峰时段，光热发电机组达到最大出力，过了晚高峰以后正好把储热放出来。

这张图显示的是夏季光热发电机组调节运营情况，在夏季属于储热时间能够达到10小时左右，光热发电机组基本可以连续24小时发电，当然它不是24小时全部满出力，过了晚高峰以后，它可以把负荷下调，中午时段如果这个储备容量足够大，不会发生弃光的情况，它可以下调，过了晚高峰以后把出力下调，把空间让给风电。再看冬季光热发电机组即使有储热，但是你收集的光照热量是有限的，所以它的发电小时数满足不了，在这种情况下电力系统希望它在晚高峰时段来发。所以它白天基本上是不发电的，白天是在储热状态。所以在晚高峰时段，光热发电机组可以实现满出力。现在很多电网都是晚高峰缺少出力，所以燃煤机组停不下来。

大家知道在冬季风力发电是出力最大的季节，特别是在晚上，所以光热电站还有一个运行的模式，就是冬季把它作为储能电站来运行。这张图显示的就是这样，晚高峰光热发电机组已经停了，因为热量已经没有了，但是这个时候风电出力上来了。但是电力负荷正好是低谷阶段，所以很多时候风电厂发生弃风是必然的，可以购买弃风的电力，把它电加热熔盐储存，满足电力系统早高峰的需求。

如果算经济帐的话弃风的电力非常便宜，可能不到一毛钱，加上过网费可能也不到一毛钱，一度电两毛钱。风电的电力转成热90%的效率，再从热转成电40%的效率，但是这个电力你不减它就弃掉了。如果一度电两毛钱以下，三度电六毛钱，这时候可以用蓄能，你的成本加上投资回报。同时还有运行维护成本，还有投资的回报，加上这些以后也绝不会超过一块钱。这样的话对减少弃风电的作用是非常有力的，风电厂也收益，电网公司也收益，光热电站也实现了投资的回报，所以这种方式是可以实现的，只不过将来怎么样制定政策，如果电网有这样的需求，我们完全可以做到这一点。

所以这一周我们刚刚审完两个项目的初步设计，我们提出建议在冷罐和热罐之间预留位置。还有一个运行方式，光热电站大家总认为它不可靠，总有下雨阴天的时候、下暴雨和下雪的时候，这个怎么保障呢？这个也请大家放心，在光热电站里面它是可以保留的，就是它有备用的燃料天然气。如果发生极端天气，比如说暴风雪连续三四天，这个时候用天然气来加热熔盐储热，机组仍然可以发电。当然这个时候是化石能源发电，但是它可以保证供电的可靠性。

第三，光热发电在我们国家发展的前景。

这张图显示的是光照资源分布情况，主要分布地区是内蒙、西藏、青海、新疆、甘肃，根据统计的结果DND大于1700千瓦时的达到94万平方公里。如果我们拿出10万平方公里来，年发电量大约达到5.4万亿千瓦时，按照4000小时折算下来，装机容量可以达到13.5亿千瓦。

现在很多地方政府已经委托咨询中介机构编制了很多光热发电的对话，这里面简单介绍一下。一个是甘肃玉门花海百万千瓦级光热发电基地，分三期建设，原来这块地是作为风电厂。但是知道现在甘肃弃光、弃风非常严重，政府决定把这块地拿出来作为光热基地。

这个规划是内蒙阿拉善盟左旗太阳能热发电，这个规划是新疆哈密市长期光热发电基地开发，按照它的资源量可以达到2亿千瓦，规划是按照2000万千瓦。同时正在进行研究第三通道，原来是以煤电基地为基础，现在的思路进行了调整，第三通道百分之百可再生能源发电输送，主要是配套建设光热发电机组，可以实现外送通道稳定的外送。

我们青海前几年就已经委托相关的机构开展光热发电电源规划，当时规划的总容量可以达到3亿千瓦。现在正在研究青海的外送通道，配套建设的光热发电是300万千瓦，正在研究准备在“十三五”阶段来实施。

这几张图显示的是目前我们国家实验电站的建设情况，这是八达岭实验电站，这是天津滨海建设的熔盐槽式发电系统，这是浙江中控德令哈电站，这是首航节能在敦煌建设的10兆瓦的光热电站。

下面介绍一下第一批示范项目的有关情况，大家知道国家能源局组织了第一批光热电站示范项目，总共20个项目，装机容量达到135万千瓦，按照技术路线分有九个塔式，七个槽式的。

下面介绍一下光热发电项目造价及上网电价的情况，目前的阶段我们国家上网造价是三万块钱左右，有的低一点2.5万到3万，这个不能简单的用单位千瓦造价来理解，这和其他的发电不太一样。因为同样的装机容量，但是它的储热时间不一样，投资的情况也不一样。所以比较好的是用单位发电量的造价，现在都是七块钱到八块钱一度电，用这个指标来比较是客观的。

电价范围都是在1.15元到1.25元范围内，去年第一批项目申报的时候，大部分的项目申报的电价都是在1.2以上。所以国家发改委价格司批复的1.15元，应该说没有完全给到位，没有达到大多数项目预期的投资回报。电价的构成里面，投资成本和融资成本比重比较大，占比超过了60%，其中融资成本超过20%。

如果按照这样的规模发展下去，相关的权威机构预测到2020年，我们报价可以达到每千瓦1.5万，电价可以达到0.75元，因为在产业发展的初期阶段，成本下降的速度是非常快的。

第四，总结及相关建议。

太阳能发电技术在国际上已经有三十多年的商业应用与经验，技术成熟，继美国、西班牙之后，南非、摩洛哥、印度、中东等光照资源丰富的国家都在建设光热电站。我们国家经过十几年的研究开发和实验运行，已经基本掌握了太阳能热发电技术。利用西部地区的荒漠和戈壁，建设大规模太阳能发展基地可有效提高我们国家可再生能源发电比重，有利于实现我们国家能源替代和碳减排的发展目标。

大力发展太阳能热发电，可促进西部大开发的进程，促进我国太阳能热发电产业的发展，显著的带动国民经济的增长，同时有利于国内相关企业在国际市场上参与竞争，已经有很多国内厂家的产品已经打到国际市场。而且很多企业和国外投资方联合，在国外电站的招标中已经中标。我们国家的光照资源和荒漠戈壁资源量可支撑10亿千瓦装机容量的潜力，所以前景是十分广阔的。

提一些建议：

第一，建议地方政府要做好光热发电基地规划工作，因为这个工程项目具有自身系统复杂、占地面积大，项目相对集中等特点，因此必须做好区域开发规划。只有在规划的指导下，做好厂址开发的基础工作，才能迅速有序的开展好项目建设。

第二，对于近期规划的目标一定要脚踏实地，落实各项建设条件。因为大家也知道整个进度没有达到原来的设想，有很多项目是由于当时申报的时间比较紧，所以准备工作比较仓促，项目条件难度不到位。最后要更换厂址、技术路线等等，这些都拖延了整个工程的进度。

对于中短期的项目要以满足国家需求为目的，充分挖掘当地的自然资源条件，谋求资源条件可以承受的最大目标，不要受到目前管理现状的约束。因为现在我们这几个基地，特别是地方专业的管理部门，按照目前的管理约束，这里没有水。因为这是谋划五年以后、十年以后的发展。比如说阿拉善盟就在黄河的西安，最后说有地没水。目前你没有这样的光热发电基地，也没有给你水指标。如果你有这样的基地，相应的指标也会有。包括我们刚评了阿克塞光热发电基地。

第三，建议地方政府在用地方面给予优惠政策。国家发改委在第一批示范项目上网电价的批复中强调，鼓励地方政府相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴的措施。但是从第一批项目实施情况看，这些政策没有得到很好的落实，特别是涉及到土地的费用，不同部门都有不同的收费项目，土地使用税、操场补偿费、植被恢复费等等。原来拿地的时候很多投资方承诺，这都是国家未利用的土地，但是一到林业部门这里有一部分林地，到了畜牧部门，这里有一块操场，都是始料未及的，很多项目是由于用地成本偏高。刚才提到1.15元投资回报达不到原来回报的，结果又出来很多意外的收费，项目停滞不前，没有达到最低的投资回报限值。

第四，建议国内的银行能够给予，特别是国内政策性银行能够为光热发电提供优惠的贷款。第一批项目里面很多项目是由于融资问题，现在停滞不前，特别是民营企业。由于第一批项目是技术开发单位和民营企业，他们在技术开发方面走在前面，他们想用他们的技术给自己创造业绩，同时有这个业绩可以走向国际市场。但是他们在融资上遇到了很大的困难，国有银行对民企的贷款条件要求担保、抵押，甚至有的利率要上浮等等，这些企业没有办法，回过头来要找国企合作，所以这方面也拖延了一些项目的进程。

国际上的电站融资成本普遍的低于国内，因为它的贷款利率都在2%以下，我们国内贷款利率都在4%。刚才提到融资成本占到电价的20%，如果能够降低一半，发电成本一下子就下来一毛多。

建议主管部门鼓励和相关的企业能够利用世界银行主权贷款，这个利率是比较利的，只有广核的项目利用这个贷款，他们非常积极为光热发电提供主权贷款，具体分配给哪个行业要经过发改委外资司批准才可以。

第六，建议国内广内发展工程起步晚、经验少，所以要充分借鉴国际上成功的经验，要加强国际合作。刚才已经介绍国际上已经有三十多年的经验，无论是技术开发、工程设计、制造、建设等等。第一批项目里面很多国外的企业都已经采取，有的是制造企业与国内的企业合作，有的是在技术服务方面作为业内的公司，或者是作为国内设计院的咨询单位。如果能够充分借鉴国外成功的经验，我们可能会少走一些弯路。但同时我们必须要加快核心技术的自主研发和工程的引领步伐，为光热发电企业走向国际市场提供牢固的基础。

最后，尽快启动第二批示范项目，按照“十三五”电力发展规划到2020年要实现光热发电装机500万千瓦，光热发电施工周期比较长，正常的建设施工安装周期是24个月，我们西北地区是冬季地区，所以合理的工期大概是三年左右的时间。所以现在到2020年时间已经不多了，尽快启动第二批项目，有助于我们实现2020年装机500万千瓦的指标，同时也能带动相关的制造业更好的发展。应该说“十三五”光热发电还是打基础的发展，如果我们光热发电达到2亿千瓦，每年平均要达到2000万千瓦，按照单机容量10万千瓦来算，需要200台机组。所以现在我们也看到国内的投资公司、设计公司、装备制造公司，正在向光热行业聚集，这也是未来光热发电发展的希望所在。

最后，祝所有的项目工程进展顺利，这个图显示了我们电规总院在光热发电方面所做的工作，由于时间关系我就不介绍了，谢谢大家。