艾莱光伏网讯：沉寂多年的光热发电产业再度被引爆，但回顾首个大型商业化光热电站项目的艰难路程，可见光热产业不论是从投资角度、还是技术路线上，都值得商榷。

 

　　9月30日，《国家能源局关于组织太阳能热发电示范建设的通知》（以下简称《通知》）引爆多年沉积的光热产业。一时间业内呈现出一种热火朝天又兵荒马乱的情境。特别是一些民营企业，纷纷加班加点赶制项目、可研报告等资料，争取一举拔得头筹。

 

　　截至11月10日上午，共有109个申报提交至国家能源局项目。僧多粥少，虽然上报近百个项目，但最终只会筛选出约1GW的示范项目。根据《通知》对示范项目的要求（拟申报项目的单机容量不低于50MW），业内人士估算最终仅会留下不超过20个示范项目。

 

　　2015年7月30日，国家能源局副局长刘琦、新能源司副司长梁志鹏、新能源处处长董秀芬等领导现场考察青海中控德令哈50MW塔式太阳能热发电项目。距此次考察不过两个月，《通知》便正式出台。

 

　　“有很多来找我们要询价函的民营企业，非常着急。”天瑞星光热技术有限公司一位员工对《能源》记者说。“之前没有一点消息，后来大概一个月时间，一窝蜂的项目都要上（申报）。”

 

　　作为中国航天科技集团公司下属三级子公司，天瑞星也是这波示范项目抢报浪潮中的少数国企之一。与热火朝天的民营企业比较起来，国企显得热情短缺。

 

　　“我们在申报项目的同时也发现了这个问题，大家都在猜测是怎么一会儿事儿。”这位有关人士对记者说。对此，他的解释是一些国有企业对于光热项目的研究开展较早、顾虑也比较多。

 

　　“大家都在等中广核的德令哈50MW光热项目落地，或者电价正式出台。”他说道。

 

　　▼难产的德令哈项目

 

　　谈及光热产业，就不得不说我国首个大型商业化光热电站项目——中广核德令哈项目。

 

　　在蒙古语中，“德令哈”意为“金色的世界”。青海省德令哈地广人稀，是我国几大无人区之一，许多太阳能企业瞄准了这块金色的土地，意图把金色的太阳能转换成更有应用价值的能源。不但中广核太阳能，中控、亚洲新能源、国电等光热项目均设立在德令哈光热产业园。

 

　　中国广东核电集团（以下简称中广核）德令哈50MW光热发电项目，总投资25亿人民币。采用槽式热发电技术，不但是中广核太阳能，也是我国首个商业化槽式光热发电项目。被青海省科技厅列入“123”科技支撑工程项目。

 

　　作为中国发改委第一批批复的四大光热发电项目之一，以及原首个大型商业化光热电站项目（由于该项目仍是首个由场平施工方正式进厂进行场平施工的商业化光热项目），该项目能否成功商业化运行，成为我国光热产业发展一道必过的门槛。

 

　　发改委首批批复四大光热项目包括中广核德令哈50兆瓦光热发电项目、宁夏哈纳斯92.5兆瓦槽式光热发电-燃气联合循环光热发电项目、华电集团甘肃金塔50兆瓦项目、大唐集团内蒙古鄂尔多斯50兆瓦光热发电项目。

 

　　《能源》记者梳理资料时发现，早在2011年9月20日，便有中广核德令哈50MW光热发电项目及试验基地，近日在青海西宁动工的消息。而这一时点距今已有整整四年。

 

　　2012年6月低，该项目继续升温。中广核太阳能德令哈50兆瓦光热项目的选址、可研已经完成，正在开展土地预审、核准等工作，预计8月份开工建设。在这时，由于项目进展缓慢，已有光热发电业界人士发声，对中广核项目进展缓慢表示焦心重重。彼时作为中广核太阳能开发有限公司总经理的韩庆浩，经常在大型太阳能产业会议上为光热发声，呼吁上网电价政策落地。

 

　　2013年12月2日，亚洲开发银行执董会以简化程序批准了中广核青海德令哈太阳能热发电项目。亚行将为本项目提供1.5亿美元贷款。在此之前，该项目只是获得亚行贷款支持承诺。

 

　　为求稳妥，2014年，中广核太阳能启动中广核延庆863槽式集热试验平台项目。延庆863槽式集热试验平台建设项目，隶属于“十二五”863主题项目“太阳能槽式集热发电技术研究与示范”项目的一部分。其中，中海阳集团全资子公司成都禅德太阳能电力有限公司成功中标中广核863槽式集热试验平台建设项目反光镜设备采购标，北京天瑞星光热技术有限公司接到中广核延庆863槽式集热试验平台项目集热管采购标。国产设备将首次通过招投标方式在国内光热项目上得以正式应用。

 

　　参与到此次863项目的民企员工对记者解释道，虽然该小型示范项目均用到国内一些光热供应商，但真正能上到德令哈50MW项目上还是有一定竞标难度。“亚行对经济效益、回报率都有要求。因此，在国外有示范项目的供应商和EPC商更有竞标优势。”

 

　　该人士对记者透露，“中广核项目之所以拖到今天，还是因为难度大。作为在国内第一个吃螃蟹的人，中广核系统集成工程难度大、压力重。光热产业在我国发展时间不长，没有大型示范项目支撑，各方面经验都欠缺。”

 

　　原计划应于2012年8月动工，2014年10月完工的德令哈光热发电项目，终于在2014年7月1日正式动工，预计到2016年9月实现商业化运行。这比原计划将近晚了两年。

 

　　在韩庆浩离职、李晓学新上任中广核太阳能公司总经理后，中广核德令哈50MW光热电站项目有再次提速的趋势。最为明显的是，该项目的具体开发模式有了很大变化，关键的集热场、光场将以总包EPC模式对外招标，而不再是原有的技术、设计等各种服务设备分别招标的模式。

 

　　今年上半年6月，中广核正式发布德令哈50MW槽式光热发光项目光场EPC招标、以及传热储热系统EPC招标。

 

　　其中记者注意到，中广核对投标人的具体经验资质上有十分严格的要求。

 

　　“投标人至少在提交标书截至日期之前的过去八年间有槽式光热电站的承包、分包商或管理承包商经验，且电站最低装机容量为50MWe，并且上述项目至少已成功运行2年以上。”可见中广核力图求稳之心。

 

　　但遗憾的是，其传热储热系统EPC在6月17日首次开标后，未能满足采购需求而重新招标。此外，太阳岛EPC招标、光场EPC招标均有所延迟。因该项目涉及金额巨大、涉及企业多、工程集成难度大而拖缓。

 

　　▼技术瓶颈与发展前景

 

　　与光伏发电等相比，光热发电技术避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，主要利用大规模阵列抛物或碟形镜面收集太阳热能，并通过换热装置提供蒸汽达到发电目的，可降低成本，前景被广泛看好。但现实情况是，我国光热发电一直未获实质性进展。截至2014年底，我国已建成实验示范性太阳能光热发电站（系统）6座，装机规模约13.8兆瓦。

 

　　全球范围来说，虽然在美国和西班牙主导下，槽式和塔式光热电站目前均已实现了大规模商业化运行，而碟式及线性菲涅尔式则分别处于系统示范阶段。2012-2014年，全球太阳能热发电装机容量全球太阳能热发电装机容量61%、34%、33%，实则增速呈现下降趋势。

 

　　成本过高、光热发电市场无法带来投资者预料当中的理想受益，依然是光热产业无法蓬勃发展的致命因素。光热投资过于昂贵，即使用热熔盐替代，光热成本已经大幅下降，但同等规模下光热投资也比光伏投资额高出近一倍。若计算起发电成本，目前，光伏发电成本已经下降至0.7元/度左右，未来还有非常大的下降空间，然而光热发电成本约为0.9元/度左右，技术路线不成熟，未来发电成本下降还有很大难度。

 

　　翻看世界光热发展历史，前车之鉴比比皆是。在光热鼻祖LUZ公司破产后，其光热技术及资产于1992年被以色列太阳能热电站建造商Solel接盘。而Solel也于2009年被西门子收购。而今，西门子难抗巨大成本压力、缓慢的业务增速以及微少的盈利，在2013年6月退出光热业务，光热资产成为烫手山芋。在此之前长达半年时间里，西门子一再试图抛售Solel资产而未能成功脱手。在这一时段前后倒闭或退出太阳能热电的还有曾在美国光热市场风光无限的德国SolarMillennium。

 

　　目前全球光热技术供应商屈指可数。而记者在查阅资料时发现，美国光热公司多数是大型工程设计公司、或集热管、反射镜供应商，光热业务只是集团附属业务之一。而对于西班牙来说，西班牙本土光热发展因西班牙政府对可再生能源政策的影响而持续恶化，主要几家大型光热公司，阿本戈公司、Acciona、ACS旗下子公司Cobra都是得益于海外市场业务而保持财务稳健。同样，对于这几家光热“明星”公司来说，光热业务实际上只是他们公司业务组成中的很小一部分。公开报道曾提到，未来这几家西班牙光热公司主要发展市场将转向新兴国家。

 

　　除了内部技术路线之争，光热发电与光伏发电也一直争论不休。一位不愿署名的太阳能企业高管对《能源》记者评论道，从技术路线上来讲，光热发电根本没有任何优势。第一，光热发电的基础原理，是把太阳能发电与传统能源发电技术相结合，因此只能是个过渡产物。既然如今光伏技术已经可以达到直接转化太阳能，则不需要过渡。

 

　　其次，光热发电成本下降空间小。光热发电辐射量要求非常高，只适合年辐射量在2000千瓦时/平方米以上的地区。这类地区一般水源相对匮乏，冷却技术突破难度大，降本难度更大，另外，反射镜、集热管等硬性成本降低空间小，种种因素极大限制了光热的发展规模。

 

　　据光热集热管相关研究人员透露，虽然目前真空玻璃的集热管制造技术不成问题，但使用的导热油一吨动辄三四万元，价格昂贵。即使现在用较为经济的熔盐替代导热油，“熔盐储热在槽式上应用比较成熟，但成分更复杂的熔盐尚未从实验示范走向商业化的实践应用。”

 

　　目前，心焦的光热业内人士最关心的无非是电价问题。北美最大光热项目技术供应商——美国亮源能源有限公司的龚甜菊回应记者，目前公司开发的塔式技术已经没有任何问题，就等待上网电价出台。

 

　　根据已经出台的电价——大唐光热项目0.93元/度，北控光热项目1.2元/度，业内人士猜测，新项目上网电价大概也在1.2-1.3元/度之间。

 

　　民生金融租赁风控部门一位研究员对《能源》记者提出自己的隐忧。若是在前端建设电站期间就将消耗如此高能耗、高投资，未来发电的效率能否赶得上已经消耗掉的资源？这笔糊涂账算下来，光伏争议已经很多，比光伏投资更大、发电成本更高的光热能否还算得上是清洁能源？

 

　　更不用说光热必须面临我国所有新能源产业发展都要面对的问题：电网消纳能力不足、外送通道欠缺、土地协调困难、补贴能否落地等等。整体来看，现在不是“拍脑袋进市场”的好时机。整个光热产业的未来道路还需要从长计议。