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作为国内首座实现商业化运营的塔式太阳能热发电站，中控德令哈10MW光热电站的稳定性已然显现。但对于业界最为关注的经济性问题，首吃螃蟹的金建祥也坦言，“目前，10MW规模的电站没有任何经济性可言，度电成本实际亏损仍达到约0.47元。”
9月23日，记者跟随工作人员来到了中控德令哈10MW光热电站
技术风险成关键因素
从德令哈主城区驱车约1小时，在本该光照强烈的下午15时，记者到达了电站现场。受多云天气的影响，集热塔上的吸热器并未发出刺眼的白光。工作人员告诉记者，目前电站的无日照储能时长是2小时，短暂的云彩遮光不会影响发电，这正是光热发电的优势所在。“当然，我们的实际发电量和设计值之间还是有一定的差距。”
中控德令哈10MW光热电站的设计年发电量940万kWh。金建祥介绍，目前，影响电站经济性的最主要风险就来自于技术环节，其中发电量达不到设计值的问题十分突出，设备故障率高于预期，可用率下降。“实践证明，目前的设计值是偏高的。吸热器及热电年均效率偏高，同时由于考虑因素不全，弃光率的设计值又是偏低的，而且对于镜面清洁度的考虑也过于乐观。”加之设备故障多，停运保养或检修时间过长，运维技术不足和极端天气下特殊工况的影响，实际发电量就会大打折扣。
同样，这样的情形也出现在其他熔盐塔式光热电站上。截至目前，在全球范围内，已投运规模化熔盐塔式光热电站仅有3座。根据美国能源信息署官网信息显示，其中，美国的Crescent Dunes熔盐电站在去年10月至今年7月间，由于熔盐储罐泄漏，长时间停机维修。而位于西班牙的Gemasolar熔盐电站，Solarreserve公司的统计数据表明，电站原预期年发电量为110GWh，从2011年10月正式投运至2014年7月，近3年间，电站累计发电仅200GWh，发电量达成率68.2%。在电站公布的最新参数中，预期发电量已经降至80GWh，但实际发电量也难以达到这一数值。
规模效益可期
去年9月，国家能源局发布了第一批20个太阳能热发电示范项目，中控在德令哈的二期工程——50MW熔盐塔式光热发电项目位列其中。“我们建电站想要挣钱必须有规模，10MW太小，50MW是最起码的，最好是80MW，100MW也不错。”
通过对10MW电站的效率分析，金建祥预估，50MW电站的年发电量将达到约1.46亿kWh，如果采用进口汽轮机，这一数值有望达到1.52亿kWh。“德令哈10MW电站一年多的持续稳定运行，实现了技术和装备的全面现场验证，在未来50MW甚至100MW的项目中，相信发电量能够确保达到设计目标。”
纵观首批20个示范项目，总装机容量达到134.9万千瓦，单体规模均在50MW以上，更有多个100MW及以上项目，规模化的发展思路贯穿其中。
在本届光热大会上，电力规划设计总院副院长孙锐也指出，“我国的光照资源和拥有的荒漠、戈壁土地资源可支撑近10亿千瓦的光热发电装机规模，开发潜力巨大。利用西部地区的荒漠和戈壁，建设大规模太阳能热发电基地，可有效地提高我国可再生能源发电的比重，有利于实现我国能源替代和碳减排的战略目标。”
在规模得到提升的同时，成本和政策风险也引发业界关注。金建祥认为，目前这两者并不构成绝对影响，“很多人担心钢材大幅涨价会拉高成本，但这部分涨幅占整个投资的比例不超过2%，还没有到不可承受的程度。而且多个项目的招标结果也已经验证，成本风险与电价补贴等政策风险相比微乎其微，实际成本和费用一般都会低于预期。”
抢抓机遇前景广阔
“太阳能热发电具有可调节、启动时间短的优势，可替代火电机组，形成规模后有利于增强系统调峰能力，有利于世纪新能源网光伏的消纳。目前许多发达国家都在抢抓这个重要发展机遇。”国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军表示，“十二五”时期，我国已在太阳能热发电相关的规划设计、系统集成、关键技术设备各环节做了很多准备工作。截至目前，全部示范项目已完成备案工作，部分项目已开工建设。
“下一步，我们一方面要推动第一批示范建设加快建设进度，力争2018年底前建成投产，对不能按期投产的研究价格联动机制。”李创军同时指出，要进一步组织企业、科研院所加强技术攻关，提高关键器件与主体装备的国产化水平。进一步加大政策支持力度，争取国家有关方面在土地、财税及信贷方面给予光热发电更多支持。“在认真总结第一批示范项目建设情况的基础上，择机启动第二批示范项目建设。”
同样，在中电联专职副理事长兼秘书长于崇德看来，随着技术进步、产业链贯通、产业化规模化发展，光热发电的成本也会有较大幅度的下降，未来发展前景广阔。“在国家能源局发布的首批多能互补集成优化示范工程中，终端一体化集成供能系统17个、风光水火储多能互补系统有6个。多能互补示范工程的实施，也将进一步展现光热发电在储能及调峰方面的优势，从而推动光热发电在‘十三五’及以后的加速发展。”
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