国内光热技术，被深圳一家民营企业带上了新的台阶。
从1700万欧元的设计入手，深圳市金钒能源科技有限公司（以下简称“金钒能源”）率先实现高温熔盐槽式太阳能发电示范回路并网发电，其15个小时储能标准设计，代表了目前国际最高技术标准。
日前，在位于深圳湾一号的金钒能源会议室内，21世纪经济报道记者首次见到这位核电系统出身的企业创始人官景栋，他身着红色短袖，戴着无框眼镜，握手坚实有力。
技术出身的官景栋对光热发电也是“半路出家”。不过，在讲述过程中，每当提到研发、技术时，他总是显得神采奕奕，解释术语常常使用举例法或类比法。而到了成本核算环节，官景栋又如一个精明的账房，仔细比对每一项支出。
光热产业方兴未艾，在产业基础薄弱、发电成本高企的今天，官景栋对产业未来有着清晰的设想：通过自建产业链，系统集成，在数年时间内将光热发电价控制到0.5元/kWh水平，与火电成本持平。而中国广袤的戈壁滩和荒漠，被官景栋视为最大的舞台。
“其实在戈壁滩上没想象中那么苍凉，篝火点起来，羊烤起来，满满的月亮一上，古往今来描述大漠、月亮的诗词心里油然而起，很美。”官景栋对这片土地充满无限的遐想。
技术选择
10月12日，全球首个高温熔盐槽式太阳能发电示范回路在甘肃阿克塞戈壁正式并网发电，其15个小时储能标准设计，代表了目前国际最高技术标准。该项光热发电技术设计思路由金钒能源从欧洲引起，经过多年研究与建设，率先成功实现示范项目验证。
“高温熔盐、槽式这几个词一个都不能少，缺一个都不是第一。验证回路的意义在于电站的每一个技术环节、设备环节、运行环节，都在我这回路里面体现出来了。未来电场就是由这样一个个回路并起来，就像蜂窝一样。”金钒能源董事长官景栋面对光热技术的突破依旧保持着技术专家的严谨。
与利用半导体硅的光生伏特效应，将光能直接转变为电能的光伏发电不同，光热发电则是通过聚光装置将太阳光聚集到吸热装置，从而加热吸热装置内的介质（水、导热油、高温熔盐等），然后经传热换热产生高温气体或流体，再通过机械做功直接转化为三相交流电。
而根据聚光方式的不同，光热发电可分为四种技术路线：槽式、塔式、碟式、菲涅尔式。其中，槽式和塔式是目前两种主流的光热利用技术。
“后端的发电其实和火电、核电是一摸一样的，非常稳定。区别主要在前端，目前全世界的光热发电体系里面83%以上都用槽式，虽然造价高，但系统比较稳定。塔式在国际上开始建得比较多了，因为它投资比较小，收益比较快，但其热量很难稳定，技术尚未成熟。”在技术路线选择上，官景栋保持谨慎态度。不过出于对24小时稳定发电并提高收益的渴望，其在2009年选定高温熔盐槽式发电技术作为突破方向。
实际上，由于介质熔点不同，相应储热时间相差巨大。以高温熔盐作为介质可以加热到580度，储热时间长达十几个小时，从而保证夜间发电热量，实现24小时不间断发电。而100度熔点水介质及360度熔点的导热油无法完成。
“国内弃风弃光之所以严重，是因为光伏、风电属于不稳定电源，做不到24小时发电，容易对电网安全构成冲击。”官景栋解释。
在此之前，全球范围内并未有成型的高温熔盐槽式电站，仅有欧盟HITECO项目提出在槽式电站中用高温熔盐来取代导热油的设想。官景栋引进该构想与设计并耗资1700万欧元，随后他又花了1000万欧元买来欧洲专利、概念和设计。
然而，在项目建设和实际操作过程中，却并非“一帆风顺”，甚至是“困难重重”。重金研发并取得专利的国外设计存在严重应用偏差，即便是聘请来的意、德顶尖公司的科技人员，也无法解决一些现场存在的技术难题。
“我们后来发现把一个设计变成现实差距是无穷远，多少个跟头都栽在里面。但反过来，我们摔的这些跟头，这些实践，才实现由理论模型连接实体构件的科研技术成果落地。目前，我们申报的各项专利已经获证168项，正在办的更多。我们已经拥有了完整的自主专利体系，也就是说，将来老外得向我们再买材料、买技术了。”官景栋回忆技术研发过程热情饱满。
成本控制
出于对项目质量的严苛要求，阿克塞项目合作方均选择欧洲光热技术领域翘楚，包括意大利国家新技术、能源和可持续经济发展局ENEA，唯一能够生产550度熔盐集热管的意大利阿基米德太阳能公司、Reflex太阳能反射镜公司、开发世界首个熔盐热转换技术应用的德国林德集团以及提供支架及跟踪系统的瑞士SAREA公司等。
“为什么是这些公司跟我合作，因为从上个世纪80年代到现在，只有他们参与的项目已经是在运行至今超过30年没有出过停堆的事故。”官景栋对光热产业历史如数家珍。
实际上，国内光热产业基础薄弱也是不容忽视的原因之一。例如，反射镜此前国内仅能生产电视屏幕大小，但电场需要2平米一个；集热管需要耐高温550度以上；而光热发电要求的跟踪精度为正负1.2毫弧度，相当于1度角除以1000，而集热器还要抵御六级大风并稳定运行25年以上。光热发电系统相当于一架精密的光学仪器。
正由于设备、原材料价格高启，导致光热项目前期投入大、发电成本高。官景栋举例介绍，一片反射镜从欧洲买的话要150欧元一片，我们一个电厂要用40万片。高温熔盐，学名熔融盐，从智利买回来要1000欧元1吨；意大利集热管1.3万欧元一根，而跟踪装置更是高达几百万欧元。
“光伏电站前期投资最早时候也要1千瓦2万，现在降到7千元。光热电站现在是4万块，处于天花板上，但两年内国内能够降到2万块。”官景栋对光热产业前期作出积极的判断。
“主要两方面，第一个是自有技术体系下的国产化，还是回到刚才的话题，不用买150欧的反射镜，不用买1.3万欧的集热管，不用买1千欧元的盐，自己生产成本能够下降一半以上。第二是规模化生产，我建一个电站要20个亿，建第二个18个亿就够了，因为工艺共融，之后的成本会逐步下降。”官景栋解释。
实际上，通过技术引进实现设备国产化，并打造光热产业链条是官景栋一直就有的想法。2015年起，官景栋便在天津建设全球第一个光热产业园，致力于熔盐槽式太阳能热发电技术的研究开发、技术引进、装备制造、系统集成以及光热电站的规划、设计、建设、运营及维护。
产业前景
去年12月15日，能源局下发《太阳能利用“十三五”发展规划征求意见稿》提出，到2020年底，要实现光热发电总装机容量达到10GW，光热发电建设成本要达到20元／W以下，发电成本接近1元／kWh。
今年9月1日，发改委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上网电价为1.15 元/kWh，并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。
9月13日，国家能源局正式发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共20个项目入选国内首批光热发电示范项目名单，金钒能源5万千瓦项目入列其中。20个项目总装机容量134.9万千瓦，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙古、新疆等省市及自治区。原则上应在2018年底前建成投产。
“实际上，这20个项目中绝大多数都没有备案与核准，仅有3个通过核准包括阿克塞项目、中广核和浙江中控的项目。”官景栋透露。
从当前来看，要实现到2020年实际并网目标并不容易。除了克服资金、技术、施工上的种种难关之外，面对行业政策、准入门槛、实施规范等等，与行政部门的沟通与认可，也是耗力费时。
据介绍，金钒能源的报审文件上，从上到下、从南到北的各类红头公章多达一百多枚，很多都是行业内唯一的批准。涉及“国家能源局的批复”、“各部委项目可行性研究报告及其技术审查意见”、“省市规划主管部门同意厂址选择的意见”、“国土资源部门同意厂址用地的意见”、“项目环评影响的意见”等十九个大类。
不过，官景栋对光热产业依旧充满信心，“全球都在提速光热产业，但中国人的参与可以更快实现平价上网的目标。从七五启动但滞后到十三五，中国光热发电应尽快规模化建设，每平方公里荒原可带来每年上亿元的产出。”
随着阿克塞戈壁5万千瓦熔盐槽式光热发电项目正式并网发电，官景栋对中国广袤的戈壁滩和荒漠充满无限的遐想。
“乐观预测，到2030年，中国光热发电将至少达到100GW以上装机，成就数万亿的大产业，并带动钢铁、玻璃及化工多个产能过剩行业。在国外的市场则会更大，依托国内现有的产业基础，有能力形成国际竞争力，大规模降低光热发电的成本并达到取代火电的水平。”官景栋眼神坚定。
