9月22-23日，在2017第二屆中國 • 德令哈光熱大會將在青海省德令哈市舉辦之際，記者圍繞“我國太陽能光熱發電產業的前景、發展瓶頸與解決辦法”“首批20個光熱示范項目的進展情況”等問題，采訪了電力規劃設計總院副院長孫銳。以下為具體采訪內容：
            
電力規劃設計總院副院長孫銳
光熱發電將在我國能源轉型中發揮重要作用
記者：目前，我國光熱的發展現狀如何？市場空間如何？
孫銳：我國的相關科研機構、高等院校對光熱發電技術從理論到實驗經過了近10多年的研究，掌握了它的技術特性，為工程應用奠定了基礎；已有多個光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產品，已建成多個光熱發電試驗裝置和試驗工程。其中，浙江中控青海德令哈10MW 塔式光熱電廠已于2013年6月投運至今，積累了豐富的運行經驗。此外，現有幾十個項目在開展工程前期工作。2016年9月，第一批示范項目已經得到國家能源局的批復，20臺機組總裝機容量 134.9萬千瓦，部分項目已經開工建設。
國家發改委、能源局發布的《能源生產和消費革命戰略（2016-2030）》（發改基礎[2016]2795號），提出了實施非化石能源跨越發展行動，到2030年，非化石能源發電量占全部發電量的比重力爭要達到50%。如何實現這個目標，具體方案尚在研究制定過程中。根據相關的一些信息，粗略估計2030年太陽能發電裝機容量有可能達到5億千瓦，光熱發電裝機容量會占有相當大的比重。
根據中國氣象局風能太陽能資源中心統計，中國擁有太陽能法向直接輻射量DNI＞1700kWh/m2的可利用土地約 94萬km2，這些土地基本上地都是戈壁、沙漠。如果利用10萬平方公里的土地建設光熱發電廠的話，年發電量可達54000億kWh，若按發電利用小時數為4000計算，總裝機容量約為13.5億千瓦。
記者：光熱發電在電力系統中能發揮什么作用？
孫銳：通過配置儲熱系統，光熱發電機組能夠保持穩定的電力輸出，不受光照強度變化的影響，如果儲熱系統的容量足夠大，機組可實現24小時連續發電；同時，光熱發電機組比燃煤機組的啟停時間短、最低運行負荷低，具有更好的調峰性能，可以根據電網用電負荷的需要，快速的調節汽輪發電機組的出力，即參與系統的一次調頻和二次調頻。所以，光熱發電機組可以在電力系統中作為主力機組承擔基本負荷，也可以作為調峰機組承擔高峰負荷，在冬季，還可以利用棄風電力儲能發電。
光熱發電不僅本身是可再生能源發電，同時由于它的調節作用，可以使電力系統提高接納風電和光伏發電的能力。這是因為光熱發電機組在電力系統中替代了燃煤機組，降低了電網中運轉機組的最小技術出力，因此，它對提高可再生能源發電比重的貢獻為光熱發電裝機容量的1.5倍。此外，這里必須強調一下，如果將光熱發電作為調峰機組，要以不犧牲光熱發電機組的經濟性為原則。
記者：未來光熱發電在我國能源體系中定位如何？有沒有可能成為主導能源？
孫銳：太陽能資源取之不盡，用之不竭，光熱發電方式可以提供連續、可靠的電力并具有良好的調節性能。光熱發電不僅自身可以替代化石能源發電，它還可以發揮調峰電站和儲能電站的作用，提高電力系統接納風電和光伏發電的能力。但是，由于我國太陽能直接輻射資源和可用土地資源分布在我國的西部地區，而西部地區的電力消納空間有限，光熱發電發展到一定規模后，則必須依賴長距離輸電線路將電力輸送到中東部地區。
因此，光熱發電作為可再生能源發電方式之一，將會與水電、風電、光伏、生物質發電等多元化的可再生能源發電方式協同發展，在我國的能源轉型中共同發揮作用。
首批20個光熱示范項目遭遇四大“攔路虎”
記者：距2018 年底首批20個光熱發電示范項目建成的期限僅剩一年半時間，但項目進度并不樂觀，主要存在哪些阻礙因素？如何解決？哪些項目有望于2018年12月31日前建成投運？
孫銳：第一批示范項目的進展情況沒有達到預期，原因是多方面的，有共性的問題，也有個性的問題，概括起來有以下幾個原因：
首先，國家發改委批復的第一批光熱發電示范項目的上網電價為1.15元/kWh，并沒有達到絕大部分項目申報時的投資回報預期（資本金內部收益率10%）。因此，在批復文件中強調：“鼓勵地方相關部門對太陽能熱發電企業采取稅費減免、財政補貼、綠色信貸、土地優惠等措施，多錯并舉促進太陽能熱發電產業發展”。 但從第一批項目實施情況看，文中強調的支持措施并沒有得到落實。因此，一些項目因投資回報率較低給投資決策造成了障礙，有些項目很可能會放棄建設。
第二，項目融資困難。銀行對光熱發電的了解程度有限，擔心光熱發電也會像光伏發電項目那樣發生嚴重的棄光，影響還貸。另外，銀行對民企投資項目的貸款條件較為嚴格，擔保、抵押等要求難以滿足。因此，一些民企投資的項目只好尋求國企作為投資伙伴，以解決融資難題，這也拖延了項目進度。
第三，由于當時示范項目申報時，申報單位準備工作不充分，對建廠的場地條件沒有充分的落實好，后來又必須更改廠址，拖延了項目進度。還有的項目對于聚光集熱的方式沒有研究透徹，后來要改變，也延誤了項目進度。還有些項目，由于招投標環節出現了投訴，也對項目進度造成了很大的影響。
第四，一般光熱發電項目的建設周期需要24月，但我國北方地區的冬季是無法施工和安裝的。因此，要在24個月的基礎上再加上兩個冬季的時間，總共需要大約3年的時間。基于此，大部分項目在2018年底無法完成建設。從2016年9月公布示范項目算起，到2019年9月是比較合理的建設周期。
光熱產業規模化發展是降低造價成本的關鍵
記者：光熱發電降成本的空間在哪里？配備儲熱系統會不會進一步增高成本？
孫銳：影響光熱發電成本主要因素有光熱發電項目的年發電量、項目造價成本和融資成本。
要提高光熱發電項目的年發電量，首先要選擇太陽法向直接輻射量較高的地區建設光熱發電項目，目前國外的一些光熱發電項目的上網電價已降低到10美分/ kWh以下，其主要的原因之一是廠址地區具有較高的太陽能法向直接輻射量；第二是通過系統配置優化，確定合理的聚光集熱系統和儲熱系統容量，使度電成本最低；第三是提高光熱發電廠各系統和設備的能源轉換效率，包括：聚光效率、集熱效率、儲熱效率、換熱效率、發電效率等。同時，還要盡可能降低廠用電率。
我國光熱發電項目的造價成本在度電成本中的占比要超過40%。要降低項目的造價成本，首先要依靠產業的規模化發展，只有產業實現了規模化發展，設備和材料的生產成本才能夠得到降低，其價格也會隨之下降。目前階段，光熱發電的項目的造價約2.5萬元—3萬元/kW，根據相關機構的研究，如果我國光熱發電產業實現了規模化，預測光熱發電項目的造價可降低到1.5萬元/kW，發電成本可降至0.75元/kWh。
我國光熱發電項目的融資成本在在度電成本中的占比要超過20%，要高于國外的光熱發電項目。主要原因是我國銀行的貸款利率要高出50%左右。要降低這一成本，只能尋找較低的融資渠道，如：在股票市場發債、利用世界銀行和亞洲開發銀行的主權貸款等。如果我國的政策性銀行能夠給予光熱發電項目優惠貸款政策，對降低光熱發電的成本也是非常顯著的。
光熱發電項目配置儲熱系統，肯定會增加項目的工程造價，但發電成本卻不一定提高，如果系統配置合理，發電成本則是下降的。光熱發電項目的儲熱系統容量不是孤立設置的，它是與聚光集熱系統的容量相匹配的。簡單的說，儲熱系統的容量越大，要求聚光集熱系統的容量也隨之增大，這都會帶來工程造價的提高，僅從造價成本增加的方面看，發電成本是提高了。但是，與此同時，光熱發電機組的年發電量也提高了，這會使光熱發電成本下降。因此，每個項目都要進行系統的優化配置，找到對應于發電成本最低的聚光集熱系統和儲熱系統的容量。所以，不同的光熱發電項目進行對比時，不能像其他發電項目那樣對比單位千瓦造價（元/kW），而應該采用單位發電量造價(元/kWh)進行對比，才是比較客觀的。
我國已具備光熱發電規模化發展的條件
記者：和國際先進水平相比，我國光熱發電技術水平如何？取得了哪些突破，還存在哪些問題？光熱發電是否已具備產業化條件？為什么？
孫銳：國際上最早的光熱發電商業電站投運已有30多年了，目前已經投運的商業電站裝機容量已超過5GW，其中西班牙、美國所占比重最高，在近期的光熱發電項目建設中，南非、摩洛哥、智利、中東等國家和地區迅速起步并擴大建設規模。
我國光熱發電起步較晚，但近幾年來發展迅速，特別是在關鍵技術和產品上取得了突破，其中一些企業的槽式集熱器集熱管的性能已達到了國際上先進水平，產品已經走向國際市場。一些公司掌握了塔式聚光集熱系統中的設計和控制技術，并已建成了商業電站，積累了寶貴的優化運行經驗；一些公司已經參與了國際光熱發電項目的設計和安裝建設工作；還有的公司與國外公司合作參與了國際光熱發電項目開發投標，承擔項目的EPC，并有望勝出。
我國光熱發電的全產業鏈已經形成，所需的設備和材料國產化率可達90%以上，國內設備和材料的生產能力完全可以滿足工程需要。因此，我國已經具備了光熱發電規模化發展的條件。
據組委會透露，2017第二屆德令哈光熱大會以“聚焦清潔能源高地，打造世界光熱之都”為主題，旨在構建推動國家光熱產業發展、政策發布、創新技術與交流、資源對接以及產能合作的重要平臺。其中，大會將舉辦以“科學落實發展規劃”為主題的主論壇，圍繞“海西州清潔能源發展規劃”等話題展開探討。屆時，孫銳將出席主論壇并以“快速發展光熱發電產業，助力實現能源轉型戰略目標”為主題發表講話。