德国光热发电工程咨询公司SolEngCo的副总经理Miroslav Dolejsi就是这样一位逐梦者，他当然更是光热发电行业的一位资深专家。在2015年6月25——26日在京召开的中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会2015上，参会代表们聆听了Miroslav Dolejsi分享的他所参与的西班牙经典槽式光热发电项目的开发经验。而为了更进一步地听取他对更多行业相关问题的看法，记者在6月26日的会议期间专访了Miroslav Dolejsi。
CSPPLAZA: 光热发电市场在过去的几年间从西班牙和美国为代表的传统市场转向以中东和非洲为代表的新兴市场，您如何看待这种转变？
Miroslav: 是的，由于政策和法规的改变，西班牙和美国等传统市场的光热发电市场衰竭，并逐渐转向转向了摩洛哥、科威特、阿联酋、沙特阿拉伯、南非和智利等新兴市场。
据我了解，美国电网可以接纳更大规模的PV和风电等非可调度可再生电能，目前其上网价格比储能型光热电站的电更便宜。目前在该地区就价格而言，光热发电技术无法与其它发电技术竞争。但是，电网一旦到达其非可调度上网的技术上限，或者美国下一步的能源政策框架有所改善，光热发电的优势就会再次显现。
图：Miroslav Dolejsi在CPC2015大会发表演讲
然而对于新兴市场，政策和技术是未来几年驱动能源产业和能源技术发展前景的首要力量。新兴市场在应对日益增长的能源需求时，也在加强政策的核心作用，对能源安全、成本和能源相关的环境问题给予更多关注。
在这样的情景下，储能型光热发电技术就将有其一席之地。因此我希望各国政府意识到一点，从而颁布相关法律法规大力支持光热发电技术的破茧，助其爆发，造福人类，保护我们唯一的家园-地球。
众多金融机构意识到光热发电技术在储能和电力调节方面的优势和在新兴市场的巨大商机，对该产业予以大力支持，使得光热发电技术已吸引了很多国际投资者的眼球。
我认为国际银行的参与仍然是推动光热发电产业在新兴市场持续发展的重要因素之一。因为他们的参与会带动地方商业银行的参与，这能吸引政府的注意力，对国家光热能源政策的出台有一定的激励作用。
此外，光热电站项目的建设所需的本土人力资源比其它任何形式电站的建设都多得多。因此我认为，光热市场能大力推进项目本土化成分和技术转接。一些产品生产商根据产品采购商的需求在采购商所在国设立工厂，这一举措能有力拉动采购商所在国的社会经济环境的发展。
我认为新兴市场进入者的参与能够拉动光热电站成本的降低。举个例子，摩洛哥NOORII和NOORIII项目就接纳各类光热玩家的加入。
近年来，技术的发展、市场的扩大以及能源领域相关的活动已经向全球能源系统注入了影响巨大的力量。因此我认为光热发电在技术和产品上的革新是非常必要的。创新技术要在电站开发阶段就开始应用，并贯穿整个建设实施过程。
CSPPLAZA: 您对全球光热发电市场的发展前景有何预判？国际能源署预计到2050年光热发电将占全球供电比例的11%，对这一判断，您的看法是？在SolEngCo的网站上，我看到你们的Vision是到2025年让太阳能热发电满足全世界1亿人的用电需求，相当于完成40GW的光热发电装机，这听起来是一个很宏伟的目标。今年是2015年，全球光热发电的在运行装机仍不到5GW，未来10年要实现8倍的增速？
Miroslav: IEA（国际能源署）的这个规划蓝图似乎有些滞后。然而，IEA2010年能源蓝图规划2050年实现太阳能热发电量占全球发电总量11%的目标是保持不变的。
从整个发电系统的角度看，光热发电优于光伏发电和风电，这是由光热电站的内置储能能力决定的。因此光热发电技术在可再生能源发电技术中的地位是首屈一指的，这也是我们SolEngco公司所坚信的。我们的愿景??到2025年光热发电量达到100TWh （占全球发电量约5%）的目标是在2012年就设立的了。我们知道，很多国家的能源规划政策中都有一定的光热发电比例。比如，科威特规划到2020年可再生能源供电比例达10%，摩洛哥规划到2020年实现太阳能发电装机2GW，南非规划到2030年实现光热发电装机1200MW，沙特阿拉伯王国规划到2032年实现光热发电装机25GW。
我们深知到2025年实现发电量100TWh是一个宏伟的目标，听起来让人感觉雄心勃勃，但促成成就的往往也正是雄心勃勃的宏大目标。我们的目的是让地球变得更加美好，通过我们的愿景、我们的积极行动、动力、技术、知识和不断努力减少排放和垃圾污染给我们的健康带来的负面影响。我们相信在实现这一目标的征程上，我们会遇到志同道合的伙伴，一起推进光热产业的蒸蒸日上。
展望光热产业前景，要实现这一宏伟目标的关键之至就是降低系统成本，当然这也是巨大的挑战。然而，追求这些宏伟的目标的过程能大力推进光热发电技术的不断进步和革新，从而通过技术途径（包括技术研发、研究和检测等）和非技术途径（包括产品生产、电网传输、土地利用、许可和融资等）让光热技术的竞争优势超过火力发电。
CSPPLAZA: 光热发电技术的商业化应用目前仍以槽式为主，但塔式熔盐技术的应用正在加速，有观点认为塔式熔盐技术是最具成本下降潜力的技术，您的看法呢？
Miroslav: 我认为相对于其它已经投入商业化运营的光热技术而言，塔式熔盐技术在成本降低方面的潜力最大。
但是，塔式技术只有在高DNI值和空气质量良好的地区（如南非、智利，美国等）其优势才能充分发挥出来。而在低DNI值和空气污染的区域则反之。
我认为美国能源部出台的SunShot文件中标明的到2020年实现6美分的度电电价（无ITC政策支持的电价）也是一个宏大的目标。技术研发需要有一定的运行经验基础，而光热产业的项目运行经验目前是很缺乏的。
CSPPLAZA: 光热发电的成本正在下跌，但相对于风电和光伏，其成本仍太过高昂，您认为如何才能更快地推动光热发电的成本削减？
Miroslav: 我认为降低光热成本具体就是要降低投资成本、运维成本和提高性能。我认为提高性能主要表现在两个方面：最优选址和最佳电站布局（比如槽式电站的布局为方形的光场、发电岛设于光场中央）、增加容量因子和扩大电站规模（比如槽式电站装机容量超过100MW，配备7小时以上储热系统）。再就是通过技术研发不断地突破技术障碍，这非常必要（例如提高储热材料性能从而减少其使用量、在提高储热能力的基础上减少储热相关成本）、延长储热时长（比如延长为12小时）能够维持基荷负载运行。对于塔式技术而言，应加强配备超临界蒸汽循环或者超临界二氧化碳高温吸热器的研发工作，加强定日镜清洁技术的研究等。
对于降低建设成本，我认为主要是设备生产成本和安装成本。降低光场系统成本的关键是项目场地支架、反射镜、吸热器和回路方面成本的降低。我认为最大的成本降低潜力在于发电岛与增大光场规模方面。同一场地范围的多个光热电站（如NOORⅠ、NOORⅡ、NOORⅢ）可以共享设施，诸如设备运输路线，变电站、各种用途的建筑物、运维人员和设备装配场地等。
对于降低运维成本，我认为最大的潜力在于实现自动化的维护。当然增加容量因子和扩大电站规模也很重要。
CSPPLAZA：您和Georg Brakmann称得上是ISCC技术的鼻祖，是你们推动了世界上首批ISCC电站的成功开发，但截至目前，ISCC电站并未在全球范围内获得大范围推广，您认为主要原因是什么？
Miroslav: 是的，目前只有5个ISCC槽式项目在运行、1个在建、2个暂停、3个处于开发阶段。
我认为ISCC联合循环项目之所以没有得到项目开发商的青睐主要有以下三个原因：
◆第一，公共事业单位会把ISCC的度电成本与燃气蒸汽联合循环（CCGT）作比较，后者的价格是4——6美分/度。而这个价格对于目前的CSP 技术水平来说是达不到的。
◆第二，所有的ISCC联合循环电站的CSP光场都没有配备储热系统，这使得这项技术除了有热量随时补给以外，就是个没有配备储热的CSP电站。这就导致了这项技术没有得到投资者和放款者（银行）的青睐。
◆第三，我们设计的ISCC系统中，太阳能发电的贡献比例应为20%——25%。对于这个数据，Georg Brakmann在获得世界银行和德国复兴发展银行（KfW）对ISCC技术的认可之前就通过热力学实验验证过了。但是很遗憾，我们的项目除了科威特Andaliya联合循环电站的运行达到这个指标外，其它的项目的最终设计均没有采用这个比例。
但我深信这项技术会重现光芒，再度得到有效应用。如果SolEngCo可以为项目开发者和公共规模级事业单位开发更具成本经济性的ISCC电站，我们也就欣慰了。
CSPPLAZA: 您如何看中国的光热发电市场前景？中国西部的光热电站开发面临高寒、大风沙等特殊自然环境影响，您如何看待这种环境对中国项目开发、运维造成的影响？中国的光热项目开发应如何适应这种环境？
Miroslav: 我知道中国的甘肃、内蒙古、青海、西藏和新疆等太阳能资源丰富，非常适合CSP项目的开发。但唯一的不足就是，这些地方距离电力的终端消费者太远，而且这些地方各类设施条件落后。这些地方大多都有恶劣的气候自然环境，例如沙尘暴、水源缺乏、远离现有的上网点等。鉴于这些因素，我认为选址对于在中国开发和设计CSP项目非常重要。
CSP电站的最初设计是坐落于荒漠环境，因此目前的CSP项目不必要对这一最初的设想做太多改变。恶劣环境中的风险削减（诸如沙尘暴）可以通过一系列施工措施进行保护，比如加强设备保护机制、通过技术研发增强设备材料抗压性能、为具体项目地址量身定做特定设备等。
对于基础设施条件落后的地区，我们能看到更多的问题，而解决这些问题势必会增加整个项目的成本。这些问题包括设备运输设施缺乏、水资源缺乏(地下水和地表水)、电站排水系统不够前沿等。
另一方面，就是加速推进中国CSP项目的开发步伐。加强联合循环项目诸如燃气联合循环项目、光煤互补发电项目等的开发正是推进这一进程的有效途径。
CSPPLAZA: 中国光热发电产业正陷入一个鸡和蛋的怪圈，政府希望行业先把电站建起来后看实际运行效果再给政策，行业又寄希望于政府先给电价再启动项目建设，您认为如何才能走出这种怪圈？对此您有何建议？
Miroslav: 2009年，中国政府把PV电池的生产作为一项战略性产业。国内对PV制造业的鼎力支持从此开始，引发了一场全球性的PV产业热，同时也迅速使中国成为PV产业的主导市场之一。PV成本逐渐下降，PV产业也因此迅速成长。PV对于传统的火电而言是没有竞争优势的，因为它不能提供持续的基荷电力，但是CSP不一样。一旦CSP的度电成本（LOCE）下降到火电的价格，那么CSP产业也就爆发了，因为它的储热性能使其竞争优势非常明显。
中国的CSP开发前景看起来一片大好，主要原因之一在于中国发达的制造能力和开发能力，对于这一点，目前的PV 和风电的可喜成果就是证明。我相信中国的企业家们能够找到降低投资成本的方法，从而降低能源的生产成本。如果中国掌握CSP技术的程度达到其掌握PV那样成熟，那么中国的CSP产业将会发生翻天覆地的变化，全球CSP产业将受控于中国企业也是有可能的。这种画面很有意思，那就是：目睹全球太阳能发电产业沿着世界经济危机复苏的光明之道跟着回升，CSP项目遍布全球。
遗憾的是，中国的一些核心的CSP技术与世界领先技术相比差距仍然很大，国内的一些融资机构仍然不够前沿，当然这也许是因为CSP在中国毕竟是一项新技术，受到的关注度还不够。
上述提到的中国国内不够前沿的融资机构，我建议他们聘请全球资深的技术顾问与法律顾问为其效力，因为那些资深人士能够提供最前沿的知识、经验和独到的思维。
CSPPLAZA: SolEngCo可以为中国的光热发电项目开发提供哪些具体的服务？在开拓中国市场时，你们遇到的主要问题有哪些？
Miroslav: 我们可以向机构、公共事业单位、项目开发商和EPC承包商提供技术咨询服务。
SolEng公司提供全套工程服务，包括：总体规划、技术-经济可行性研究、选址研究、概念设计、融资、许可、合同与技术规范、EPC合同投标与评估（以及与EPC承包商合同签署之前的谈判）、监督管理和施工期间的业主工程师服务、产品采购、项目建设、项目调试、项目保修和运维。
◆ 工程设计及详细设计审核；
◆ 控制与安装文件评审；
◆ 施工场地监管；
◆ 产品采购监管；
◆ 设备安装监管；
◆ 项目调试；
◆ 项目运行初期的验收检测到项目担保支持服务；
◆ 开发培训： 我们拥有成功验证过的职培训服务背景，培训岗贯穿项目实施到国际会议事项；
◆ 运维监管：基于我们已经涉足众多项目而积累了丰富的经验，我们拥有成功验证过的运维合同咨询背景和自项目投运期开始的提高运维效果的战略。
此外，我们有成功验证过的项目贷方工程评估和来自融资机构的审查评鉴报告。我们也可以为中国融资机构、项目开发者和EPC承包商提供一些关于项目选址研究、可行性研究、业主工程师角色和可再生能源可调度性等方面的展示。
CSPPLAZA：中国的光热发电项目开发应如何更多地与国际厂商进行合作？我们发现国内外厂商之间的供求存在信息不对称的缺陷，比如很多时候国内项目开发商不知道找谁才能帮助他们实施一些具体项目，您认为如何才能使国内外的交流与合作更加通畅？
Miroslav：我认为商机的价值存在于一个公司所在的行业的产业环境。我们也可以这样假设：CSP产业内不同企业的商业策略是不一样的。
EPC承包商需要成功的项目案例。比如说浙江中控太阳能技术有限公司在把自己创建成为具有独立的EPC承包商能力的企业。然而，山东电力建设第三公司另有战略，而是与西班牙的SENER公司合作。部件生产商则主要与国际公司广泛联系，从而可以参与全球的分包或供货的竞标，这样全球范围的竞标比单单只面向国内的潜在EPC承包商进行竞标容易成功。
在风云变幻的当今世界，各种组织想要生存唯一的选择就是要有远见卓识，不断识别新的商机。
对此我提出以下的阶段性解决方案：
1、从良好的国际关系中分享知识和利益；
2、建立国际业务拓展团队，从而把公司的价值创造活动传递到新的市场，这有助于公司带动价值创造参与者的积极性与公司一起携手创造价值；
3、商机识别；
4、对重要商机的快速反应；
5、通过联络平台进行交流。如通过你们的CSPPLAZA平台组织的会议活动等都是非常可选的行业联络平台。通过这些平台，企业可以打开他们自身的视野范围，获得发现新商机的机会，与能给自己的企业增值的伙伴开展合作以拓展业务。
同样的，针对中国本土项目，我们依据以往项目经验与专业知识，向中国客户提供有关国际国外供应商/分包商信息及合作模式的中立意见。
