每當提到太陽能發(fā)電行業(yè)，首先想到的是光伏發(fā)電，實際上，光熱發(fā)電也是太陽能發(fā)電行業(yè)的一大方向。但是，與光伏發(fā)電市場熱情高漲相比，光熱發(fā)電行業(yè)發(fā)展一直不溫不火，市場也顯得有些冷清。
為什么光熱發(fā)電行業(yè)一直熱不起來?遇到哪些發(fā)展瓶頸?未來又將何去何從?
“斷奶”在即
經(jīng)過多年發(fā)展，光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)建立完成并初步成型，示范項目建設(shè)也在推進中，但最近受相關(guān)政策影響，光熱發(fā)電行業(yè)感到壓力山大。
據(jù)了解，1月22日，財政部、國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》提出，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，按規(guī)定完成核準(備案)并于2021年12月31日前全部機組完成并網(wǎng)的存量太陽能光熱發(fā)電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
“雖然可再生能源去補貼是大勢所趨，但對仍處于發(fā)展初期的光熱發(fā)電行業(yè)直接‘斷奶’，讓很多光熱發(fā)電行業(yè)從業(yè)者感到意外。”一位業(yè)內(nèi)人士表示，對于目前上網(wǎng)電價高達1.15元/千瓦時的光熱發(fā)電站項目而言，這一政策無異于宣告2020年以后國內(nèi)或?qū)o新增光熱項目。
“目前，光熱發(fā)電對電價補貼的依賴程度還比較高。”電力規(guī)劃設(shè)計總院原副院長孫銳認為，這會讓投資方對光熱發(fā)電項目越來越謹慎，“缺少電價政策支持，可能會令剛剛建立起來的光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)受到一定程度影響。”
雙良龍騰光熱技術(shù)(北京)有限公司總經(jīng)理盧智恒說：“該政策的發(fā)布，讓光熱發(fā)電行業(yè)從業(yè)者擔憂未來的出路。但令人欣慰的是，目前，存量光熱發(fā)電示范項目電價仍是1.15元/千瓦時，并沒有退坡。同時，示范項目投建截止日期被放寬到2021年12月31日。”
困難重重
2015年9月，國家能源局啟動首批20個太陽能熱發(fā)電示范項目建設(shè)。截至目前，20個示范項目中僅有3個項目投運，分別為中廣核德令哈50兆瓦槽式電站、首航節(jié)能敦煌100兆瓦塔式電站、中控太陽能德令哈50兆瓦塔式電站。
為什么光熱發(fā)電行業(yè)發(fā)展之路如此坎坷?“光熱發(fā)電面臨核心技術(shù)還不成熟、電站建設(shè)和發(fā)電成本相對較高等難題。”業(yè)內(nèi)專家表示。
首先，光熱發(fā)電核心技術(shù)亟待進一步突破。雖然我國光熱產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)相對完整成熟，但是部分核心環(huán)節(jié)依然存在技術(shù)短板，比如汽輪發(fā)電機組、集熱管等。同時，國產(chǎn)吸熱器、熔鹽泵、熔鹽閥和流量計等設(shè)備的可靠性、安全性有待驗證。另外，值得注意的是，光熱發(fā)電的槽式、塔式、碟式和菲涅爾式等各條技術(shù)路線差異程度較大，目前存在運行效率不穩(wěn)定等問題。
其次，光熱發(fā)電站面臨占地面積廣、項目建設(shè)和發(fā)電成本高等問題。“由于我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)剛剛起步，遠沒有達到經(jīng)濟規(guī)模，致使光熱發(fā)電的成本較高。目前，光熱發(fā)電工程投資在2.5萬-3萬元/千瓦。”孫銳說。
一位業(yè)內(nèi)人士也表示，由于國內(nèi)光熱產(chǎn)業(yè)還處于示范階段，光熱發(fā)電站裝機規(guī)模較小，尚未形成規(guī)模化，造成成本較高。“從初始投資成本看，光熱發(fā)電站的單位千瓦投資成本在2.5萬-3.5萬元，是傳統(tǒng)煤電站的3-4倍、陸上風電的3-4倍、光伏電站的4-5倍，關(guān)鍵的太陽島和儲熱島固定投資分別占50%-60%、15%-20%，并且儲熱時間越長，投資成本越高;從度電成本看，據(jù)業(yè)內(nèi)估算，塔式光熱電站的度電成本在1元/千瓦時左右，相當于煤電的3-4倍、陸上風電的2.3倍、光伏發(fā)電的1.4-2倍。”
第三，資金成為制約光熱發(fā)電發(fā)展的一大瓶頸。孫銳坦言，一些投資方為民企的光熱示范項目，遭遇融資難、貸款難窘境，項目進度一推再推。一位業(yè)內(nèi)人士認為，光熱發(fā)電項目的融資需求巨大，但由于國家未公布明確的電價機制，金融機構(gòu)等投資行為受到較大約束。同時，光熱發(fā)電成本相對較高，經(jīng)濟性較差，金融機構(gòu)投資熱情不高，造成項目融資困難，整個光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)也缺少現(xiàn)金流。
未來出路在哪里?
實際上，國家財政補貼“被叫停”給光熱發(fā)電行業(yè)發(fā)展帶來很多不確定性，但也并非全無希望。那么，光熱行業(yè)如何在困難中找方向、在迷茫中謀出路?
首先，光熱發(fā)電要發(fā)揮調(diào)頻調(diào)峰作用。“光熱發(fā)電是集發(fā)電和儲能為一身的可再生能源發(fā)電方式，電力輸出穩(wěn)定可靠、調(diào)節(jié)性能優(yōu)越。”孫銳說，光熱發(fā)電可以作為電力系統(tǒng)中的主力機組承擔基本負荷，也可以承擔高峰負荷，可參與電力系統(tǒng)的一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。
盧智恒也認為：“光熱發(fā)電最大的優(yōu)勢，就是可輕松儲能調(diào)度，而且儲能時間可以很長，將是承擔調(diào)峰調(diào)度任務的清潔電源主角。”
其次，在電力外送方面，光熱發(fā)電是大幅提高我國可再生能源電力外送的比重，促進能源轉(zhuǎn)型目標實現(xiàn)的有效途徑之一。“風電和光伏發(fā)電與太陽能熱發(fā)電相結(jié)合的發(fā)電方式，可顯著降低電站的棄風、棄光率。”中國科學院電工研究所研究員王志峰說，“當400兆瓦的風電裝機量與200兆瓦的光伏發(fā)電裝機量及50兆瓦的太陽能熱發(fā)電裝機量相配合時，其外送通道容量占比較單一的風電或光伏電站會大幅提高，棄風、棄光率也會大幅下降。”
孫銳也認為，結(jié)合西電東送戰(zhàn)略，在西北的電力外送通道送出端配置光熱發(fā)電機組，替代煤電機組，可顯著提升輸電通道的可再生能源電力比重。“以目前新疆電網(wǎng)為例進行模擬計算，裝設(shè)光熱發(fā)電機組100萬千瓦至500萬千瓦，可減少棄風棄光電量10.2%-37.6%。”
為什么光熱發(fā)電行業(yè)一直熱不起來?遇到哪些發(fā)展瓶頸?未來又將何去何從?
“斷奶”在即
經(jīng)過多年發(fā)展，光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)建立完成并初步成型，示范項目建設(shè)也在推進中，但最近受相關(guān)政策影響，光熱發(fā)電行業(yè)感到壓力山大。
據(jù)了解，1月22日，財政部、國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》提出，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，按規(guī)定完成核準(備案)并于2021年12月31日前全部機組完成并網(wǎng)的存量太陽能光熱發(fā)電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
“雖然可再生能源去補貼是大勢所趨，但對仍處于發(fā)展初期的光熱發(fā)電行業(yè)直接‘斷奶’，讓很多光熱發(fā)電行業(yè)從業(yè)者感到意外。”一位業(yè)內(nèi)人士表示，對于目前上網(wǎng)電價高達1.15元/千瓦時的光熱發(fā)電站項目而言，這一政策無異于宣告2020年以后國內(nèi)或?qū)o新增光熱項目。
“目前，光熱發(fā)電對電價補貼的依賴程度還比較高。”電力規(guī)劃設(shè)計總院原副院長孫銳認為，這會讓投資方對光熱發(fā)電項目越來越謹慎，“缺少電價政策支持，可能會令剛剛建立起來的光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)受到一定程度影響。”
雙良龍騰光熱技術(shù)(北京)有限公司總經(jīng)理盧智恒說：“該政策的發(fā)布，讓光熱發(fā)電行業(yè)從業(yè)者擔憂未來的出路。但令人欣慰的是，目前，存量光熱發(fā)電示范項目電價仍是1.15元/千瓦時，并沒有退坡。同時，示范項目投建截止日期被放寬到2021年12月31日。”
困難重重
2015年9月，國家能源局啟動首批20個太陽能熱發(fā)電示范項目建設(shè)。截至目前，20個示范項目中僅有3個項目投運，分別為中廣核德令哈50兆瓦槽式電站、首航節(jié)能敦煌100兆瓦塔式電站、中控太陽能德令哈50兆瓦塔式電站。
為什么光熱發(fā)電行業(yè)發(fā)展之路如此坎坷?“光熱發(fā)電面臨核心技術(shù)還不成熟、電站建設(shè)和發(fā)電成本相對較高等難題。”業(yè)內(nèi)專家表示。
首先，光熱發(fā)電核心技術(shù)亟待進一步突破。雖然我國光熱產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)相對完整成熟，但是部分核心環(huán)節(jié)依然存在技術(shù)短板，比如汽輪發(fā)電機組、集熱管等。同時，國產(chǎn)吸熱器、熔鹽泵、熔鹽閥和流量計等設(shè)備的可靠性、安全性有待驗證。另外，值得注意的是，光熱發(fā)電的槽式、塔式、碟式和菲涅爾式等各條技術(shù)路線差異程度較大，目前存在運行效率不穩(wěn)定等問題。
其次，光熱發(fā)電站面臨占地面積廣、項目建設(shè)和發(fā)電成本高等問題。“由于我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)剛剛起步，遠沒有達到經(jīng)濟規(guī)模，致使光熱發(fā)電的成本較高。目前，光熱發(fā)電工程投資在2.5萬-3萬元/千瓦。”孫銳說。
一位業(yè)內(nèi)人士也表示，由于國內(nèi)光熱產(chǎn)業(yè)還處于示范階段，光熱發(fā)電站裝機規(guī)模較小，尚未形成規(guī)模化，造成成本較高。“從初始投資成本看，光熱發(fā)電站的單位千瓦投資成本在2.5萬-3.5萬元，是傳統(tǒng)煤電站的3-4倍、陸上風電的3-4倍、光伏電站的4-5倍，關(guān)鍵的太陽島和儲熱島固定投資分別占50%-60%、15%-20%，并且儲熱時間越長，投資成本越高;從度電成本看，據(jù)業(yè)內(nèi)估算，塔式光熱電站的度電成本在1元/千瓦時左右，相當于煤電的3-4倍、陸上風電的2.3倍、光伏發(fā)電的1.4-2倍。”
第三，資金成為制約光熱發(fā)電發(fā)展的一大瓶頸。孫銳坦言，一些投資方為民企的光熱示范項目，遭遇融資難、貸款難窘境，項目進度一推再推。一位業(yè)內(nèi)人士認為，光熱發(fā)電項目的融資需求巨大，但由于國家未公布明確的電價機制，金融機構(gòu)等投資行為受到較大約束。同時，光熱發(fā)電成本相對較高，經(jīng)濟性較差，金融機構(gòu)投資熱情不高，造成項目融資困難，整個光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)也缺少現(xiàn)金流。
未來出路在哪里?
實際上，國家財政補貼“被叫停”給光熱發(fā)電行業(yè)發(fā)展帶來很多不確定性，但也并非全無希望。那么，光熱行業(yè)如何在困難中找方向、在迷茫中謀出路?
首先，光熱發(fā)電要發(fā)揮調(diào)頻調(diào)峰作用。“光熱發(fā)電是集發(fā)電和儲能為一身的可再生能源發(fā)電方式，電力輸出穩(wěn)定可靠、調(diào)節(jié)性能優(yōu)越。”孫銳說，光熱發(fā)電可以作為電力系統(tǒng)中的主力機組承擔基本負荷，也可以承擔高峰負荷，可參與電力系統(tǒng)的一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。
盧智恒也認為：“光熱發(fā)電最大的優(yōu)勢，就是可輕松儲能調(diào)度，而且儲能時間可以很長，將是承擔調(diào)峰調(diào)度任務的清潔電源主角。”
其次，在電力外送方面，光熱發(fā)電是大幅提高我國可再生能源電力外送的比重，促進能源轉(zhuǎn)型目標實現(xiàn)的有效途徑之一。“風電和光伏發(fā)電與太陽能熱發(fā)電相結(jié)合的發(fā)電方式，可顯著降低電站的棄風、棄光率。”中國科學院電工研究所研究員王志峰說，“當400兆瓦的風電裝機量與200兆瓦的光伏發(fā)電裝機量及50兆瓦的太陽能熱發(fā)電裝機量相配合時，其外送通道容量占比較單一的風電或光伏電站會大幅提高，棄風、棄光率也會大幅下降。”
孫銳也認為，結(jié)合西電東送戰(zhàn)略，在西北的電力外送通道送出端配置光熱發(fā)電機組，替代煤電機組，可顯著提升輸電通道的可再生能源電力比重。“以目前新疆電網(wǎng)為例進行模擬計算，裝設(shè)光熱發(fā)電機組100萬千瓦至500萬千瓦，可減少棄風棄光電量10.2%-37.6%。”
