示范項目獲國務院批準，光熱發電的春天即將來臨

2015-06-10 09:03:26谷琦彬

中國機電工業 2015年9期

文|谷琦彬

近日，國務院正式批準了《河北省張家口可再生能源示范區發展規劃》，提出在該示范區建成一批光熱發電項目，到2020年實現100 萬千瓦光熱發電裝機，到2030年實現600 萬千瓦光熱發電裝機，并提出要試點光熱電價。我們認為在電價預期逐漸清晰以及產業鏈國產化不斷深化的背景下，光熱產業的性價比有望明顯提升，“十三五”期間光熱產業千億市場一觸即發。

那么，光熱發電到底是何方神圣？“十三五”期間的千億市場從何而來？中國有哪些已建成在運行以及正在規劃或建設的商業化光熱發電項目？又有哪些企業深度參與了光熱發電產業鏈上下游呢？

1.兼具風力、光伏和傳統火力發電優勢的光熱發電

光熱發電是利用光學系統聚焦太陽直射光，并用于加熱工質產生高溫蒸汽，再推動汽輪發電機工作產生電能的發電方式。從光熱發電的原理可以看出，光熱發電利用的是太陽能，但同時又兼備傳統火電的熱能向電能轉換這一環節。這個雙重特點使得它是目前唯一一種完全清潔無污染且可以穩定輸出電力與電網和諧的發電形式，也是一種最有可能逐步取代火電、承擔基礎負荷的新能源。

1.1.借力傳統火電降風險

光熱發電利用汽輪機、燃氣輪機等常規熱功轉換設備完成熱能向電能的轉換環節，這一環節使得它可借力火電：（1）利用火電的成熟技術降低了光熱發電整體技術開發的風險；（2）與燃煤、燃油及天然氣等發電系統進行聯合循環運行，節約化石燃料的消耗。

中國在火電裝備領域已實現了國產化，我們認為相對完整的火電產業鏈有助于光熱在發展初期成本快速下降。

1.2.光熱vs 光伏、風能：核心競爭力在并網易，成本下行是關鍵

電能質量最好。熱能轉換這一特有的中間環節使得光熱發電可通過儲熱系統來改善發電出力特性，而儲熱比儲能更容易。儲熱系統儲存白天的多余熱量，等到晚上再利用其進行發電，從而實現光熱電站24 小時的連續供電。儲熱保證了光熱發電輸出電流的穩定性，避免了光伏和風力發電難以解決的并網調峰問題。

光熱發電環保程度高。光熱發電相比風能和光伏，在發電生命周期內CO2排放量最低。尤其是和光伏發電相比，光伏發電系統的核心組成太陽能電池的生產過程能耗高、污染大，甚至有專家指出，太陽能電池在其生命周期內節約的能源和生產其本身消耗的資源相比其實并不經濟。

光熱發電目前還處于發展初期，成本較高。平準化電力成本充分考慮電站整個運行周期內的投資、運營、維護和管理成本，可作為衡量電價的指標。據CCI 的預測最遲于2018年槽式和塔式兩種技術在不需要政策補貼情況下，可實現光伏現有的1 元/kWh 的上網電價水平；且目前已有國家實現光熱發電成本0.6 元/kWh。

2.中國光熱發電萬事俱備，靜待東風

自2013年起關于我國光熱發電具體政策將落地的預言就已開始，但卻遲遲未得到兌現。所幸光熱發電產業界一直對技術本身很有信心，這使得他們對光熱發電的熱情并未因國家層面的遲疑而銳減，而是一直都積極發展光熱發電技術，推進光熱發電示范項目的建設。

2.1 中國光熱發電資源潛力巨大，技術儲備充足

是否適合建設光熱發電站首要依據是太陽法向直射輻射，其次是地面坡度，再次還要綜合考慮水體、流沙等自然經濟因素。根據中國科學院清潔能源技術發展中心在綜合考慮影響光熱發電建設因素的估算結果，我國光熱發電的資源總潛力位于世界前列。

2014年項目積累技術經驗，2015年商業化項目全面建設。截至2014年年底，中國已建成和在運行的聚光光熱項目總裝機規模約為18MW，其中除中控德令哈10MW塔式電站具有商業化規模以外，其它均為項目方為驗證技術和積累經驗所建的小型示范或實驗性項目。

我國前期光熱發電示范項目的建設已基本打通全產業鏈，產業鏈上下游的參與企業相對已經比較完善。其中光熱發電的三大核心和難點技術——聚光、集熱和儲熱，在示范項目的建設中已逐一突破，并發展出一批具有系統集成能力的廠家。目前光熱發電技術基本上能達到100%的國產化率。

數據來源：《中國光熱發電可行性與政策》

表1 中國已建成和在運行光熱發電項目統計（部分）

2.2 政府決心不斷堅定、規劃不斷具體，但明確的細化政策仍有待出臺

2015年政府已表明決心，且出臺了更具體和可執行的規劃方案。2015年國家能源局多次表明對發展光熱發電產業的信心和決心。同時國務院7月批復的《河北省張家口可再生能源示范區發展規劃》和此前指導性或戰略方向性的政策相比，更加具體且更具可執行性。

而相比規劃的出臺，明確的細化政策，尤其是決定性的示范項目電價政策還并未浮出水面。低價中標機制失敗后，2014年首個示范項目電價出臺。2010年中國發布了首個光熱發電特許權招標項目鄂爾多斯50MW 槽式電站，2011年1月24日，大唐以0.9399 元/kWh（113 歐元/MWh）的價格中標該項目。但和印度的首次招標情況類似，因低價中標機制中政府和企業都未能充分衡量實際的項目建設成本，在深入調研后才發現項目不具備可行性，使得該項目至今仍未動工。而由中控太陽能開發的德令哈50MW 塔式電站已并網發電，并于2014年8月獲得由發改委核定的1.2 元/kWh 的上網電價（含稅），成為國內首個獲得電價的光熱示范電站。但示范項目電價的出臺并未推動示范電價政策的出臺。在2015年7月由國務院批復的《河北省張家口可再生能源示范區發展規劃》中提出了“要試點光熱發電價格，逐步形成光熱發電價格體系”，雖然該條的具體執行有待政策的進一步細化和落實，但已經釋放出政府有意出臺明確的上網電價政策的信號。

表2 我國光熱發電產業鏈上下游的參與企業

表3 中國正在規劃或建設的商業化光熱發電項目（部分）

2.3 打破“雞生蛋還是蛋生雞”的怪圈

大部分行業從業者已改變坐等政策的態度，開始對“先建項目后給電價”這一模式抱有信心。而中國首個商業化太陽能光熱發電站中控德令哈10MW 塔式光熱電站的案例也為這個觀點提供了佐證。目前一大批民營企業正著手從實際層面推動相關商業化項目的開發進程。目前，中國正在建設、正在進行前期工作和規劃將開發的大型商業化光熱發電項目數量已達40 個左右，總裝機已超過3GW。這批項目的成功開發建設有望打破政策制定者的顧慮，為光熱發電行業帶來政策的春天。

2.4 “十三五”期間光熱撬動千億市場

2020年國內光熱市場或達千億。按照光熱發電裝機成本3 萬元/kW 進行計算，“十二五”末1GW 的裝機規模創造了300 億的市場空間，而按目前狀況，這300 億的需求難以在2015年全部釋放，但仍存在部分釋放的巨大空間。按照2014年12月發布的《中國可再生能源發展路線圖2050》中2020年實現5GW 光熱發電裝機的最低目標計算，則從“十三五”期間，我國光熱發電的市場規?？蛇_約1300 億元。聚光系統是成本重心。無論是槽式還是塔式，聚光系統的成本比例都占到40%左右。而儲熱能力配比的不同導致其在成本中的占比或有較大變動。

未來光熱發電產業有望形成電力集團投資，民企提供技術的商業模式。光熱發電屬于資本、技術密集性產業，行業門檻高，這決定了央企、地方國企和大型民企將是產業主導者。國企及幾大電力集團因資金實力雄厚，且擁有火電站建設的成熟經驗，將會作為主要推動者和主導者進行光熱電站投資。民企及地方國企可能選擇產業鏈上某一環與電力巨頭合作，比如擁有核心技術的企業提供關鍵部件和EPC 等技術支持、相關企業提供基礎零部件和材料支持。