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　　2017年9月22-23日，2017第二屆德令哈光熱大會在青海省德令哈市舉行。浙江中控太陽能技術有限公司董事長兼總工程師金建祥以“中控德令哈太陽能電站運行數據分析”為題進行了主旨報告。

　　金建祥：首先感謝會議組織方邀請我參加大會并做報告，也感謝前面各位專家和領導沒有超出規定時間，讓我有更多的時間來匯報介紹，也感謝孫銳院長替我們行業和企業向各級政府做了很好的呼吁。今天跟大家分享一下我們中控德令哈太陽能電站真實而又全面的數據，現在我在各種場合做介紹，但是數據信息不是很全面，所以各種各樣的小道消息比較多，有正面的，也有負面的，有客觀的，也有道聽途說的，希望以今天我講的為準，我今天提供的數據百分之百真實，沒有任何修飾的成份。

圖：浙江中控太陽能技術有限公司董事長金建祥

　　今天主要匯報兩個方面：一個方面是光熱電站常見問題及解析，包括經濟性問題和發電量問題；另一個方面是中控德令哈電站運行數據分析。

　　如何來評價光熱電站的經濟性，是單位千瓦投資？還是單位千瓦時（kwh）的投資、度電成本、發電成本、上網電價？這里有很多與財務相關的模糊概念。包括我們行業的媒體記者，也沒有完全搞清楚這些概念，容易給人產生錯誤的信息。到底影響光熱電站經濟性的因素有哪些，它們的影響力怎么樣？

　　單位千瓦投資比較好理解:總投資額除上裝機量，對于火電基本上能夠衡量它的經濟性。這個指標適用于同類型發電站比較,也可適用不帶儲能光熱電站。我們通過模型計算，對于塔式電站來說，不帶儲能的電站的單位千瓦投資約為10000元，儲能時間每延長一個小時，每千瓦投資大約增加1000元，那么儲能時間十個小時，單位千瓦投資就增加一萬元，因此單位千瓦投資來比較它的經濟性是沒有意義的。

　　但是如果用千瓦時（kwh）的投資來評價它的經濟性就比較準確了。這里投資總額作為分子，年發電量作為分母，這兩個主要的因素都包含在這里面，所以這個指標相對比較準確反映了電站的經濟性。但是這里沒有考慮融資成本，現在融資成本差別很大。這里顯示的是主要類型電站的相關數據。光伏電站投資大概是6500左右，個別地方也有低于5000的，單位千瓦時投資大概是3.8元到4.7元左右，單位土地(平方公里)裝機量是30MW左右，單位土地年發電量5100萬度電左右。對于帶7小時儲能光熱電站的單位千瓦投資18400到21800左右，單位千瓦時投資6.1元到7.2元，單位土地裝機量20MW左右，單位土地年發電量大概是6000萬度電左右。

　　上網電價很簡單，很好理解，而度電成本可以全面衡量電站的經濟性，考慮了方方面面因素。

　　發電成本是單位發電量所發生的成本，包括固定資產的折舊、項目運維成本、財務費用及稅費等，但不包含貼現率。一般情況下度電成本要大于發電成本約25%-30%，如果貼現率等于零的時候，度電成本就等于發電成本。影響度電成本的因素比較多，有直接因素、間接因素和容易被忽略的因素。

　　光熱電站經濟性主要影響因素：總投資影響因子是3.49，排名第三，上網電量影響因子是3.61，排名第二，上網電價影響因子是3.82，排名第一。

　　光熱電站的經濟性風險在哪里？最大的風險是發電量達不到設計值，而成本的風險相對比較小一些。根據我們實際招投標結果來看，總投資會比預算低一些。我在很多場合說建成電站并網發電不難，難的是什么時候可以達到設計發電量。設計發電量怎么計算呢？這是塔式光熱電站設計發電量計算的標準，發電量取決于六個主要因素。

　　今天重點跟各位分享一下塔式與槽式電站（僅指導熱油，以下同）鏡場光熱效率對比以及成本對比。

　　對于槽式電站來說，夏至日太陽在北回歸線的時候光熱效率最高，冬至日太陽在南回歸線，光熱效率最低，冬至日的光熱效率只有夏至日的1/3；緯度越低，槽式的效率越高，反之緯度越高效率則越低。而塔式鏡場光熱效率則與緯度和季節關系不大。通過SAM軟件計算（塔式鏡場采用我們自己的優化布置方案），北緯35度左右，應該是塔式與槽式光熱效率相等的地方。在北緯40度附近，塔式的光熱轉化效率會比槽式高7%左右。除了西藏之外，中國光資源比較好的地方大多處在北緯36度至43度之間，由此推算，在中國槽式電站光熱效率略低于塔式電站光熱效率。但是實際上并沒有那么樂觀，由于塔式鏡場的間隙陽光利用率不高，SAM軟件仿真計算結果對于塔式來說是偏樂觀的，而對于槽式來說也許更接近實際。因此我更愿意相信兩者的實際光熱效率在北緯40度是基本相當的。

　　我們知道槽式電站因蒸汽參數低，熱電轉化效率比塔式電站低14%左右（汽輪機效率45.3%/39.7%），理論上在北緯40度附近（如玉門和敦煌等地），塔式年均光電轉化效率會比槽式高14%左右。

　　對于熔鹽儲換熱系統而言，在同樣儲能量的情況下，槽式用鹽量是塔式的三倍，由此槽式儲換熱系統的投資額約是塔式的2.45倍。根據第一批示范項目招投標結果來看，50MW儲能時間為9個小時的槽式熔鹽儲換熱系統投資額比塔式要高2.5億元，而鏡場和常規島的投資，兩者基本相當，因此槽式總投資額要比塔式高15%。

　　由此算來，未來槽式的度電成本可能會比塔式高29%左右。

　　當然現階段槽式已經比較成熟，可以達到各項設計值，風險比較小，而塔式成熟度還不是很高，有待于進一步完善，但是我相信要不了幾年時間，塔式的低成本優勢和較高效率的優勢會得到充分體現，。

　　我們再看看國外的塔式，剛才講到了塔式電站很少，已經投運的也就三座，這是美國Ivanpah水工質電站，預計明年底發電量可以達到設計值的90%，塔式國外沒有經驗，他們對預期的發電量往往是偏樂觀的，所以經濟性會降下來。這是美國CrescentDunes熔鹽電站，最好的三個月發電量達成率大概是67%。這是西班牙Gemasolar熔鹽電站，原計劃年發電量是110GWh（含15%的天然氣補燃），后來降低為80GWh（不使用天然氣），這個目標更現實一些。按照新的目標80GWh，發電量達成率是93.8%，這是一個不錯的數據。

　　影響實際發電量的因素，首先是設計值偏高，沒有經驗導致設計值偏樂觀，國外幾個電站經過幾年運營之后都把設計值降下來了。還有一個是考慮因素不全導致棄光率設計偏低，實際發電量達到的可能性就不大，另外是設備的故障多，停運保養或檢修時間長，運營維護技術不足。

　　這是我們10兆瓦的核心參數。我明確告訴各位：10MW規模太小，沒有任何經濟性可言，我們當初建這個電站就是為了驗證核心技術和裝備。設計年發電量940萬kWh，熔鹽最高工作溫度是568度。

　　這個圖表可能大家更關注，深藍色的是理論發電量，淺色是實際發電量。我們經過兩個月的不斷優化，到2016年11月份實際發電量已經達到設計值的98.7%，這當然與11月份的天氣很好有關。今年二月份、三月份雨雪和風沙天氣比較多，六月份是德令哈的雨季，嚴重影響發電，所以這三個月發電量都比較少。從四月份以后的五個月，實際的發電量和目標值只差了4.3個百分點，過去一整年實際發電量已經達到設計值的92.1%。我相信如果從去年的11月份開始，到今年的10月份為止的年度進行統計，發電量達到設計值的95%應該沒有問題。

　　這里做了一個10兆瓦和50兆瓦的比較，鏡場聚光效率10兆瓦是68.9%，而50兆瓦只有60.4%（100MW會更低一些），說明鏡場越大聚光效率越低。而吸熱器越大效率越高，從82%提高到88%，汽輪機效率從26%大幅度提升到43.2%（如果選用進口西門子汽輪機則效率更高），設計點效率從15.9%可以提高到22.7%，年設計發電量從940萬度電可以提升到1.46億度電。

　　這是國外塔式光熱電站發電量及效率對比，西班牙Gemasolar電站的裝機量是19.9MW，年DNI是2172kWh，總采光面積304750平方米，設計發電量8000萬度，實際發電量7500萬度，年均效率從12.1%下降到11.34%，發電量達成率有93.75%。

　　最后總結一下，儲能塔式光熱電站經濟性主要是通過單位千瓦時投資和度電成本進行評估，應該說度電成本更全面一些。影響度電成本的核心因素是上網發電量，這是最重要的。相對槽式電站來講，塔式光熱電站在緯度較高的區域其光熱效率和熱