位于青海省海西州德令哈市的浙江中控太阳能塔式电站，总装机50兆瓦，一期10兆瓦，它是中国第一座开工建设、第一座并网发电、第一座获批上网电价、全球第六座并网发电的塔式太阳能热发电站，它也是全球海拔最高、极低温最低、年平均气温最低的太阳能热发电站。
2014年8月，中控德令哈电站获批1.2元/千瓦时的上网电价，这是国家发展改革委批准的我国首个光热发电上网电价，作为该电站的投资者、技术提供者、建设者及运营者，浙江中控太阳能技术有限公司被誉为中国光热界第一个吃螃蟹的，受到国家有关部门及业界的广泛关注。日前，该公司董事长金建祥接受了《中国电力报》记者的采访。
储能和汽轮机技术是光热发电重点创新方向
中国电力报：作为业界的先行者，您怎么看待我国光热发电的发展现状?
金建祥：我国光热行业正处于蓄势待发的阶段，具体表现为三大特征：一是技术上相对成熟。目前部分单位已打通聚光、储能及发电全流程，并得到一定时间的现场验证;二是我国光热设备制造产业已经起步且基本完整，但离形成一定的产业规模尚有距离，低成本优势还无法体现;三是应用端不乏亮点却未全面开花。由于国家示范项目名单及电价仍未出台，各项目多处于观望而非积极推进开工状态。
我相信，未来在合理上网电价的牵引下，我国光热示范项目必将推动产业快速起步，为国内光热技术装备的成熟应用、产业的培育和发展、项目工程经验的积累起到至关重要的作用，最终为光热产业的成本下降和规模化推广应用奠定良好的基础。
中国电力报：那么，您认为我国光热发电在技术水平、装备制造上还有哪些创新空间?
金建祥：光热发电的核心竞争力在于其高可靠性、低成本、高效率、长寿命的大规模储能能力，因此储能技术的提升仍是其重要的创新方向。储能光热与光伏、风电等互补的混合发电技术的研究非常值得关注，这种混合发电能使整体系统出力更稳定，可以成为基荷电源和调峰电源，减少对电网的冲击，解决弃风、弃光问题，实现清洁能源多发满发。这其中难点在于对不同光照条件和气象条件下风电、光伏电站出力的预测以及整体协调控制技术。
储能方面的创新还包括蓄热介质材料技术，我们知道熔盐是一种目前普遍认可的蓄热材料，熔盐沸点的提高对于提升光热发电效率意义重大，而熔点的下降对于减少伴热能耗、提高系统可靠性也有较大意义。另外，储能材料能量密度的提升也能减少本身材料用量和储罐的钢材用量。
中国电力报：汽轮机技术呢?
金建祥：它也是光热发电的创新重点。
汽轮机的效率对光热发电经济性影响巨大，决定了热电转换效率，与发电量成正比，汽轮机效率提升10%，成本电价下降9%，差不多1∶1。汽轮机从28%提升到38%，就带来差不多30%的发电量的提升，而汽轮机成本在电站造价中占比不到5%，显然尽量提升汽轮机的效率，可以提升光热电站的投资回报率。而光热电站对汽轮机也有较高的技术要求，包括多工况、宽负荷条件下均能保持较高的效率，适应快速、大幅度负荷变化以及适应频繁启停等，这都是未来汽轮机技术的创新方向。
此外，采用高参数介质的高效率光热发电技术、核心装备宽温变化的高适应性和可靠性技术、厂用电率优化、高自动化运营维护技术等都有很大发展空间。
业界在电价出台前期仍有大量工作要做
中国电力报：当下，业界除了等待电价出台，还应做什么?
金建祥：项目前期有大量工作可以开展，如初步设计、前期工程准备、人员准备、融资、招标准备等。由于电价应该很快会公布，因此具体时间点不是特别重要，在出台前业界还有大量工作没有开展起来。我认为，如果愿意接受较低电价且有把握进入示范项目的企业，完全可以即刻开工建设，因为建成之日上网电价肯定早已出台。
中国电力报：说到项目前期，专家提醒要特别关注光热电站的复杂性。
金建祥：对，光热电站有三大系统：太阳岛属于复杂的自动化系统，热力岛中熔盐吸热、蓄热和换热是典型的化工系统，发电岛是传统的电力系统。这三大系统对应不同的专业领域，而且三者间的紧密耦合和整体协调运营也是相当复杂的，其复杂程度远高于光伏系统。现阶段没有一家设计院和工程公司有能力胜任全流程的设计、工程和集成。
中国电力报：现在不少人在猜测电价到底是多少。你们是第一个建成电站并拿到电价的，影响光热发电上网电价水平的主要因素是什么?
金建祥：答案就是项目的投资建设成本、光资源和融资成本。我国光热发电处于发展的早期阶段，产业规模太小，大量专用装备需要定制开发，项目建设成本很高。光热发电系统中占到总投资70%以上的太阳岛、热力岛等核心装备存在较大的成本下降空间，这些成本将随着产业规模的扩大而大幅下降，从而降低整个光热发电项目的投资成本，并降低其上网电价水平。
中国电力报：在电站实际运行中，你们有没有测算过以后电价的趋势?
金建祥：我们测算认为，在首批1吉瓦示范项目建成后，后续建设的光热发电上网电价可下降到1.1元/千瓦时。在完成国家“十三五”规划的10吉瓦装机后，后续建设的上网电价可下降到1.0元/千瓦时以内。而年装机量若能达到目前光伏年装机15吉瓦的规模，即可实现不高于0.8元/千瓦时的上网电价。此外，通过技术进步、扩大单位装机规模、优化储热时长、提升光热发电系统的转换效率，也将进一步降低上网电价水平。因此，通过15年左右，光热发电上网电价水平有望降到0.6元/千瓦时以下。若再辅以税收优惠、低成本融资、碳排放交易等手段，光热发电实现平价上网完全可期。
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