从电能质量科学定价光热
“风、光出力随着资源条件随机变化，人为无法改变。在间歇式发电容量占比较大的电力系统中，必须增大旋转备用容量保证系统安全运行，系统中的燃煤机组煤耗会因此增高，弃风、弃光现象也时有发生。”电力规划设计总院副院长兼总工程师孙锐在会上强调，在市场经济环境下，光热发电和光伏发电属于两种不同质量的发电形式，在一个水平上比较价格并不科学。
孙锐进一步详解了光热发电的优势：“光热发电是可持续电源，可根据电网用电负荷需要快速调节汽轮发电机组的出力，即参与电网一次调频和二次调频；根据电网无功功率的平衡情况，参与电网无功功率调解；配置足够容量的储能系统，机组可实现24小时连续运行；稳定的电力输出和良好的调节性能，适于集中大规模建设太阳能发电基地，同时，可替代燃煤机组调节电力系统中风电场造成的发电出力与用电负荷的不平衡，实现太阳能发电和风力发电的稳定外送。”
中电联副理事长魏昭峰也在会上表示，光热电站建成后，可减少地表土壤所接收到的辐照量，减缓地表风速，降低地表水分蒸发量，有利于植被生长，改善生态环境。
光热光伏需协同发展
对于光伏和光热发电的对比问题，孙锐表示，“光伏发电的优点是可利用太阳光的全辐射，不受地域的限制；系统简单、运行维护容易；可实现与建筑物的一体化；不需要水资源；宜于分散设置。缺点是发电功率、电压都随着光照强度改变而随机变化。若要使光伏发电能够保证稳定的电力输出，必须同步配套建设电池储能系统。”
对于储能型光伏发电和储热型光热发电，哪种发电形式的性价比更高？孙锐指出，“目前阶段，光伏电站的造价约为8600元/千瓦，若同步配套储能10小时的铁锂电池组储能系统，储能系统的造价约45000元/千瓦，则总造价高达53600元/千瓦，是现在光伏电站造价的6倍多，并且，铁锂电池的寿命只有8年，这显然是不能接受的。”这与储热型光热发电的造价相比，显然也没有竞争性。
对此，光热发电行业专家、北京工业大学教授马重芳也提出，“运行了30多年的美国加州SEGS系列电站已经全部收回投资成本并盈利，目前仍在商业和实验运行之中，统计20年内平均的发电成本仅为14美分每千瓦时。”
马重芳表示，如果考虑储能，光热发电是各种新能源技术中成本最低的，如果不考虑，其可能永远都无法和光伏竞争。化学储能的高成本、低寿命缺陷决定其难以和现在成熟的储热技术相竞争，如果考虑储能，光热发电技术绝对是有前途的。
孙锐强调，“太阳能热发电与光伏发电各具优势，只有选用得当，才能扬长避短。在我国西部太阳能直接辐射强度高的地区，建设太阳能发电基地，采用配置足够容量储能系统的太阳能热发电技术具有明显的优势。在全国范围内，利用建筑物屋顶、墙面、闲置的场地和水面，建设分布式太阳能发电项目，光伏发电技术成为首选。”
规模化解决技术经济难题
孙锐在会上介绍，2013年国家能源局委托电规总院组织相关单位，编制了太阳能热发电示范工程的实施方案和技术条件。
2014年6月，受国家能源局委托，电规总院与相关单位共同对国内太阳能热发电所需的设备和材料情况进行了调研。“我们认为太阳能热发电所需的设备和材料国产化率可达90%以上；国内生产的关键设备和材料的技术水平，与国际水平相差不大，仅缺少长期运行的检验；国内设备和材料的生产能力完全可以满足需要。”孙锐进一步说。
对此，中控太阳能技术有限公司副总裁李伟对光热发电成本做出了大胆预测：“随着光热发电规模化和技术进步，塔式光热电站度电成本将很快降到0.8元以下。如果再结合融资、税收等政策支持，光热发电电站完全有可能实现平价上网。”
2013年我国全社会用电量大概为53223亿千瓦时，我国日照资源丰富地区（DNI1700以上）大概有150万平方公里。“每平方公里可以实现25兆瓦装机，年发电量5500万千瓦时。若将10万平方公里的土地全部建成光热电站，就可以满足目前我国一年的电力供应。”李伟说。
孙锐建议，目前可以出台上网电价的确定原则，建议按照还本付息加投资回报的方式，逐个项目分别确定上网电价。并建议金融投资机构，对太阳能热发电项目及相关设备及材料制造企业，给予资金上的大力支持，发挥资本的力量。
CSPPLAZA分析师对本报记者表示，“今年下半年以来，受益于政策等大环境的逐步好转，我国多个大型光热发电项目开始进入建设阶段，如中广核德令哈50MW槽式光热电站已于7月1日正式开工，首航节能敦煌110MW塔式电站一期10MW项目也于8月30日正式动工，预计这些大型示范电站的成功建设将以实际案例证明光热发电的独特优势，为我国光热发电产业迈向大规模商业化发展打下重要基础。”
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