论文部分内容阅读
沉寂多年的光热发电产业，终于在2014年迎来了曙光。
今年7月，中国广核集团（下称中广核）对外宣布，该集团旗下青海德令哈50MW光热发电示范项目正式动工。在新闻稿中，中广核称该项目为“我国首个正式开工建设的大型商业化光热发电项目”。
《财经》记者了解到，国家发改委价格司和国家能源局正在研究推出一批光热发电示范项目，并制定与此相关的电价政策。目前的计划，是在今年10月底以前推出一批示范工程项目，总量大约在1000MW左右。
示范項目推出，电价政策出台，中国光热产业或将就此迎来历史性时刻。业内推测，今明两年，光热市场将集中爆发。
从发展进程上看，中国的光热发电几乎与光伏同时起步。但由于缺乏政策支持，光伏发电在中国一支独大，光热发电则蹒跚前行。光伏与光热的不同，简单讲，前者直接将光能转化为电能，后者先将光能转化为热能，再将热能转化为电能。
目前，中国光伏电站总装机已超过17GW，但光热装机规模却仍在萌芽阶段，多数在运项目仍属于试验性质，在商业上缺乏可操作性。
此轮光热示范项目的推出和光热电价政策的出台，将确保投资者可以合理测算光热电站的投资收益率和风险，投资的不可控性将大大降低。万事俱备，只欠东风，大批业内人士正在等待政策靴子落下。
中广核青海德令哈项目，位于青海省德令哈市太阳能发电基地内，规划分两期建设装机100MW的槽式光热发电站。
本期新建一座50MW的槽式太阳能热发电站，采用高温槽式导热油聚光集热技术，配套建设七小时熔融盐储能装置，年发电量约为2.25亿度，总投资约20亿元，项目工期约28个月，预计2016年11月建成投产。
事实上，中广核曾计划于2012年开工建设该项目，但显然两年后的今天条件更加成熟。目前，该项目已经申报首批“国家光热示范项目”。
中广核太阳能开发有限公司总经理韩庆浩在接受《财经》记者采访时表示，光热电价政策预计将于近期发布，国内企业目前已基本具备光热槽式发电全产业链生产能力。
投资者普遍预计，与光热有关的电价政策今年内必定出台，因此资本市场热情高涨，助推了光热的实体投资。此外，中广核在两年内也进行了多项关于光热发电的技术性试验，“此刻是开工德令哈项目的最佳时机”。
在德令哈光热项目总计约20亿元的投资中，资本金占比30%，其余70%来自亚洲开发银行和国内商业银行的贷款。
韩庆浩解释说，之所以称该项目为“首个大型商业化光热发电项目”，是因为该项目资金全部使用资本金和银行贷款，投资方在还本付息后追求商业收益，这一点在此前的国内光热项目中并不具备。
《财经》记者了解到，光热发电已被中广核列为非核清洁能源的主要战略方向之一。2013年2月，经国家能源局批准，中广核就在德令哈组建了“国家能源太阳能热发电技术研发中心”，进行光热发电技术的研发，此外还展开了863塔式光热发电课题研究，并计划涉足海外光热电站投资和EPC项目建设。
中广核太阳能开发有限公司此前在光伏发电领域攻城略地，特别是在大型地面光伏电站投资领域极具竞争力。此番进军光热发电领域，战略意义大于商业意义。韩庆浩坦言，作为一个全面发展的太阳能公司，进入光热领域是必然的选择。
多位政府和企业人士告诉《财经》记者，今年10月底前推出光热发展政策的预期非常强，业内已将2014年称为“中国光热发展元年”。
光热发电在中国长期没有起色，最大的制约因素是政策。最直接的参照物，是同为太阳能发电形式的光伏发电。2013年，为了消化过剩产能，国家针对光伏发电出台了包括电价在内的一系列政策，直接刺激了国内光伏市场的开启。这一年，中国光伏新增装机量超过11GW，几乎是美国光伏组件公司全年的产能。
现阶段，风光等新能源能否快速发展，直接取决于政府的政策力度。光热行业由于规模较小，三年来并未受到政府部门太多关注，这是光热与光伏在国内发展态势迥异的最根本原因。
譬如最关键的光热上网电价，国家发改委至今没有给出明确说法。没有上网电价，光热电站投资者无法对项目进行风险和收益评估，也无法做出投资决策。
此前，中广核、首航节能（002665.SZ）、中控太阳能和五大发电集团都有投资光热的意向，但均是小心翼翼地试探，规模化的项目几乎没有。
今年6月，国家能源局发布了《关于委托开展太阳能热发电设备能力情况调查的函》，委托电力规划设计总院、国家太阳能发电产业技术创新战略联盟（下称光热产业联盟）和水利水电规划设计总院三家单位，对中国光热产业发展情况进行摸底，为最终出台行业政策提供参考。
光热产业联盟称，截至7月15日，他们共发出124份调研表，其中107份已收到回复。同时，专家组还现场调研了12家典型企业，数据分析表明，支撑塔式和槽式太阳能热发电两种技术路线的加工制造产业链雏形已形成，目前国产化率可达90%以上。
应该给光热一个怎样的电价？业界已给出多份提案，建议的价格区间，基本集中在1.3元/度至1.4元/度。今年初的全国工商联政协提案中，建议光热电价为1.38元/度。中广核太阳能光热研发中心主任邱河梅也在今年早些时候建议，光热电价应不低于1.35元/度，并且配以优惠的税收政策。 根据光热产业联盟的测算，目前光热平均发电成本为1.38元/度。
不过，多位受访的权威专家透露，即将推出的一批光热示范项目电价将肯定会低于上述预测区间。“主要是考虑到示范项目的意义，以倒逼投资者压缩成本，同时避免因价格过高，出重蹈光伏过热发展——产能过剩的覆辙。”
现阶段如何确定光热发电的价格，业界有两种看法。其一，所有的光电示范项目应该执行统一电价，然后在示范项目经验的基础上出台光热标杆电价；其二，示范项目条件有别，应该坚持“一事一议”原则，这有利于对产业形成扶植作用。
电力规划设计总院副院长兼总工程师孙锐在接受《财经》记者采访时表示，目前阶段不具备出台光热标杆电价的条件。比较好的办法，是根据具体项目情况，按照还本付息加投资方回报的原则确定上网电价。
孙锐认为，光热发电与光伏发电存在明显的差异，前者要复杂得多，比如技术路线的多样性、储热时间的长短、厂址实际的太阳直接辐射强度、气温、风速等等，都会对光热发电工程投资和运行经济性产生影响。“应该经过示范工程建设和运营，取得经验后，再研究上网电价问题。”
光热与光伏虽然同属利用太阳能发电，但在技术原理上有很大差异。前者是将太阳辐射直接转换成电能；后者主流的技术路线是通过聚光收集热能转换成蒸汽，推动汽轮机发电，这与传统火电厂和核电厂的发电方式类似。
出于热能收集方式的不同，光热发电还分为塔式、槽式、碟式和线性菲涅尔式四种不同的技术路线。据了解，中国即将推出的一批光热示范项目以塔式和槽式为主。根据光热发电大国美国和西班牙的实践经验，这两种技术路线商业化程度最高，已到可以推广应用的阶段。
而其他两种技术，目前未实现商业化。瑞典科林洁能公司正尝试在中国市场推广碟式光热发电，该公司大中华区总裁欧睿龙告诉《财经》记者，“无论在技术成熟度还是工业化方面，我们都已经做好了大规模商业化的准备”，“鄂尔多斯的110kw的示范项目于2012年9月發电，近两年的实践经验增强了科林洁能在中国市场发展碟式斯特林光热发电的信心。”
欧睿龙强调，与槽式和塔式相比，碟式光热发电成本中人工费用和土建费用比例较少，加之生产标准化和产业化，预计在未来这项技术的成本下降速度将更快。各种技术路线都应该加以应用，最终由市场做出选择。“光热将肯定具备与光伏竞争的实力，我对中国的光热市场和碟式光热发电的未来非常有信心。”
相比光伏发电，光热发电拥有其不可比拟的优势——电网友好性。考虑到光伏的间歇性，大规模接入光伏发电的电网必须采取措施，建设或配备一定规模的储能电站进行调峰；而光热发电项目通过汽轮发电机组发电，通过配置的储热系统，能实现24小时不间断发电，且机组出力完全可满足电力系统调度的正常要求。
业内预计，即将出台的示范项目光热电价将至少比现行光伏标杆电价高出30%，但这并不意味着光热缺乏竞争力。如果示范项目获得成功，产业化发展顺利，光热发电的成本同样将快速下降。
孙锐强调，简单地比较光热与光伏发电成本是不科学的，因为两者的“电力品质”完全不同。如果一定要将两者相比，光伏发电在上网电价的基础上，要叠加与光热发电相同储热时间、相对应容量的储能电站成本，“那样，光热发电具有绝对优势”。
即将开启的中国光热市场规模有多大？业内乐观预计在千亿元以上。此块蛋糕，将由国企、民企、外企多方分享。目前，大部分光伏发电的投资者都有意进入光热发电领域。欧瑞龙称，科林洁能正在和五大发电集团在内的多个潜在合作伙伴洽谈，在中国推广碟式发电技术。
在设备制造领域，真空吸热管等槽式光热发电的关键专用部件，目前为外资企业垄断，国内设备商虽可小批量生产，但设备的长期可靠性有待在工程应用中进行检验。其余光热发电所用的设备和材料，绝大部分已在火电、化工等领域广泛应用，中国产品的质量与国外产品差别不大。
不过，多位业内专家预计，光热发电若想在短期内达到光伏发电的规模，将比较困难。光伏发电产业化程度较高，已在全球得到了产业化运用。在技术原理上，光伏可以利用太阳全辐射发电，不受地域限制，可以实现与建筑一体化。而光热只能运用直射光发电，只有在DNI（阳光辐射指数）达到1800以上，才具有商业化开发价值。因此，光伏发电应用区域、方式广泛，而光热发电则只适合建在条件适宜区，且以大型地面电站为主。从这个意义上来说，光热与光伏又具有一定的互补性。
本刊实习生申玉哲对此文亦有贡献
今年7月，中国广核集团（下称中广核）对外宣布，该集团旗下青海德令哈50MW光热发电示范项目正式动工。在新闻稿中，中广核称该项目为“我国首个正式开工建设的大型商业化光热发电项目”。
《财经》记者了解到，国家发改委价格司和国家能源局正在研究推出一批光热发电示范项目，并制定与此相关的电价政策。目前的计划，是在今年10月底以前推出一批示范工程项目，总量大约在1000MW左右。
示范項目推出，电价政策出台，中国光热产业或将就此迎来历史性时刻。业内推测，今明两年，光热市场将集中爆发。
从发展进程上看，中国的光热发电几乎与光伏同时起步。但由于缺乏政策支持，光伏发电在中国一支独大，光热发电则蹒跚前行。光伏与光热的不同，简单讲，前者直接将光能转化为电能，后者先将光能转化为热能，再将热能转化为电能。
目前，中国光伏电站总装机已超过17GW，但光热装机规模却仍在萌芽阶段，多数在运项目仍属于试验性质，在商业上缺乏可操作性。
此轮光热示范项目的推出和光热电价政策的出台，将确保投资者可以合理测算光热电站的投资收益率和风险，投资的不可控性将大大降低。万事俱备，只欠东风，大批业内人士正在等待政策靴子落下。
首个商业项目
中广核青海德令哈项目，位于青海省德令哈市太阳能发电基地内，规划分两期建设装机100MW的槽式光热发电站。
本期新建一座50MW的槽式太阳能热发电站，采用高温槽式导热油聚光集热技术，配套建设七小时熔融盐储能装置，年发电量约为2.25亿度，总投资约20亿元，项目工期约28个月，预计2016年11月建成投产。
事实上，中广核曾计划于2012年开工建设该项目，但显然两年后的今天条件更加成熟。目前，该项目已经申报首批“国家光热示范项目”。
中广核太阳能开发有限公司总经理韩庆浩在接受《财经》记者采访时表示，光热电价政策预计将于近期发布，国内企业目前已基本具备光热槽式发电全产业链生产能力。
投资者普遍预计，与光热有关的电价政策今年内必定出台，因此资本市场热情高涨，助推了光热的实体投资。此外，中广核在两年内也进行了多项关于光热发电的技术性试验，“此刻是开工德令哈项目的最佳时机”。
在德令哈光热项目总计约20亿元的投资中，资本金占比30%，其余70%来自亚洲开发银行和国内商业银行的贷款。
韩庆浩解释说，之所以称该项目为“首个大型商业化光热发电项目”，是因为该项目资金全部使用资本金和银行贷款，投资方在还本付息后追求商业收益，这一点在此前的国内光热项目中并不具备。
《财经》记者了解到，光热发电已被中广核列为非核清洁能源的主要战略方向之一。2013年2月，经国家能源局批准，中广核就在德令哈组建了“国家能源太阳能热发电技术研发中心”，进行光热发电技术的研发，此外还展开了863塔式光热发电课题研究，并计划涉足海外光热电站投资和EPC项目建设。
中广核太阳能开发有限公司此前在光伏发电领域攻城略地，特别是在大型地面光伏电站投资领域极具竞争力。此番进军光热发电领域，战略意义大于商业意义。韩庆浩坦言，作为一个全面发展的太阳能公司，进入光热领域是必然的选择。
突破政策障碍
多位政府和企业人士告诉《财经》记者，今年10月底前推出光热发展政策的预期非常强，业内已将2014年称为“中国光热发展元年”。
光热发电在中国长期没有起色，最大的制约因素是政策。最直接的参照物，是同为太阳能发电形式的光伏发电。2013年，为了消化过剩产能，国家针对光伏发电出台了包括电价在内的一系列政策，直接刺激了国内光伏市场的开启。这一年，中国光伏新增装机量超过11GW，几乎是美国光伏组件公司全年的产能。
现阶段，风光等新能源能否快速发展，直接取决于政府的政策力度。光热行业由于规模较小，三年来并未受到政府部门太多关注，这是光热与光伏在国内发展态势迥异的最根本原因。
譬如最关键的光热上网电价，国家发改委至今没有给出明确说法。没有上网电价，光热电站投资者无法对项目进行风险和收益评估，也无法做出投资决策。
此前，中广核、首航节能（002665.SZ）、中控太阳能和五大发电集团都有投资光热的意向，但均是小心翼翼地试探，规模化的项目几乎没有。
今年6月，国家能源局发布了《关于委托开展太阳能热发电设备能力情况调查的函》，委托电力规划设计总院、国家太阳能发电产业技术创新战略联盟（下称光热产业联盟）和水利水电规划设计总院三家单位，对中国光热产业发展情况进行摸底，为最终出台行业政策提供参考。
光热产业联盟称，截至7月15日，他们共发出124份调研表，其中107份已收到回复。同时，专家组还现场调研了12家典型企业，数据分析表明，支撑塔式和槽式太阳能热发电两种技术路线的加工制造产业链雏形已形成，目前国产化率可达90%以上。
应该给光热一个怎样的电价？业界已给出多份提案，建议的价格区间，基本集中在1.3元/度至1.4元/度。今年初的全国工商联政协提案中，建议光热电价为1.38元/度。中广核太阳能光热研发中心主任邱河梅也在今年早些时候建议，光热电价应不低于1.35元/度，并且配以优惠的税收政策。 根据光热产业联盟的测算，目前光热平均发电成本为1.38元/度。
不过，多位受访的权威专家透露，即将推出的一批光热示范项目电价将肯定会低于上述预测区间。“主要是考虑到示范项目的意义，以倒逼投资者压缩成本，同时避免因价格过高，出重蹈光伏过热发展——产能过剩的覆辙。”
现阶段如何确定光热发电的价格，业界有两种看法。其一，所有的光电示范项目应该执行统一电价，然后在示范项目经验的基础上出台光热标杆电价；其二，示范项目条件有别，应该坚持“一事一议”原则，这有利于对产业形成扶植作用。
电力规划设计总院副院长兼总工程师孙锐在接受《财经》记者采访时表示，目前阶段不具备出台光热标杆电价的条件。比较好的办法，是根据具体项目情况，按照还本付息加投资方回报的原则确定上网电价。
孙锐认为，光热发电与光伏发电存在明显的差异，前者要复杂得多，比如技术路线的多样性、储热时间的长短、厂址实际的太阳直接辐射强度、气温、风速等等，都会对光热发电工程投资和运行经济性产生影响。“应该经过示范工程建设和运营，取得经验后，再研究上网电价问题。”
光热优势何在
光热与光伏虽然同属利用太阳能发电，但在技术原理上有很大差异。前者是将太阳辐射直接转换成电能；后者主流的技术路线是通过聚光收集热能转换成蒸汽，推动汽轮机发电，这与传统火电厂和核电厂的发电方式类似。
出于热能收集方式的不同，光热发电还分为塔式、槽式、碟式和线性菲涅尔式四种不同的技术路线。据了解，中国即将推出的一批光热示范项目以塔式和槽式为主。根据光热发电大国美国和西班牙的实践经验，这两种技术路线商业化程度最高，已到可以推广应用的阶段。
而其他两种技术，目前未实现商业化。瑞典科林洁能公司正尝试在中国市场推广碟式光热发电，该公司大中华区总裁欧睿龙告诉《财经》记者，“无论在技术成熟度还是工业化方面，我们都已经做好了大规模商业化的准备”，“鄂尔多斯的110kw的示范项目于2012年9月發电，近两年的实践经验增强了科林洁能在中国市场发展碟式斯特林光热发电的信心。”
欧睿龙强调，与槽式和塔式相比，碟式光热发电成本中人工费用和土建费用比例较少，加之生产标准化和产业化，预计在未来这项技术的成本下降速度将更快。各种技术路线都应该加以应用，最终由市场做出选择。“光热将肯定具备与光伏竞争的实力，我对中国的光热市场和碟式光热发电的未来非常有信心。”
相比光伏发电，光热发电拥有其不可比拟的优势——电网友好性。考虑到光伏的间歇性，大规模接入光伏发电的电网必须采取措施，建设或配备一定规模的储能电站进行调峰；而光热发电项目通过汽轮发电机组发电，通过配置的储热系统，能实现24小时不间断发电，且机组出力完全可满足电力系统调度的正常要求。
业内预计，即将出台的示范项目光热电价将至少比现行光伏标杆电价高出30%，但这并不意味着光热缺乏竞争力。如果示范项目获得成功，产业化发展顺利，光热发电的成本同样将快速下降。
孙锐强调，简单地比较光热与光伏发电成本是不科学的，因为两者的“电力品质”完全不同。如果一定要将两者相比，光伏发电在上网电价的基础上，要叠加与光热发电相同储热时间、相对应容量的储能电站成本，“那样，光热发电具有绝对优势”。
即将开启的中国光热市场规模有多大？业内乐观预计在千亿元以上。此块蛋糕，将由国企、民企、外企多方分享。目前，大部分光伏发电的投资者都有意进入光热发电领域。欧瑞龙称，科林洁能正在和五大发电集团在内的多个潜在合作伙伴洽谈，在中国推广碟式发电技术。
在设备制造领域，真空吸热管等槽式光热发电的关键专用部件，目前为外资企业垄断，国内设备商虽可小批量生产，但设备的长期可靠性有待在工程应用中进行检验。其余光热发电所用的设备和材料，绝大部分已在火电、化工等领域广泛应用，中国产品的质量与国外产品差别不大。
不过，多位业内专家预计，光热发电若想在短期内达到光伏发电的规模，将比较困难。光伏发电产业化程度较高，已在全球得到了产业化运用。在技术原理上，光伏可以利用太阳全辐射发电，不受地域限制，可以实现与建筑一体化。而光热只能运用直射光发电，只有在DNI（阳光辐射指数）达到1800以上，才具有商业化开发价值。因此，光伏发电应用区域、方式广泛，而光热发电则只适合建在条件适宜区，且以大型地面电站为主。从这个意义上来说，光热与光伏又具有一定的互补性。
本刊实习生申玉哲对此文亦有贡献