光热发电和光伏发电的应用前景

“我手头有20亿现金，账户上有200亿，希望投资光热发电项目。”2010年初，一家从事传统能源开发的跨国公司告诉中科院电气所的人，该所是国内太阳能热发电研究的领先机构。

仍然有大量的巨额资金渴望找到类似的投资渠道。面对传统能源的日益稀缺和央企不可动摇的垄断地位，新能源自然成为最理想的出口之一。近期，继水电、风电、核电、光伏发电的投资热潮之后，光热发电逐渐升温，进入投资者和战略决策者的视野。

10年10月20日，位于内蒙古鄂尔多斯的50 MW槽式太阳能热发电特许权示范项目(以下简称50 MW火电项目)正式对外招标。这是中国第一个商业化的太阳能热发电项目，初步预计年发电量为1.2亿千瓦时。业界希望利用该项目考虑国内R&D技术，探索符合国情的商业模式，带动市场规模化发展。

2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》指出，“十一五”期间，在甘肃敦煌和西藏拉萨建设大型并网太阳能光伏电站示范工程，在内蒙古、甘肃和新疆建设太阳能热发电示范工程。到2020年，中国太阳能光伏电站总容量将达到2000兆瓦，太阳能热发电总容量也将达到2000兆瓦。

但目前光热发电的进展远远落后于光伏。“相比光伏电价，光热电价还是很高的。国家发改委和国家能源局对太阳能热发电的发展一直有顾虑。”一位参与鄂尔多斯项目可行性研究的内部人士告诉记者，“毕竟可再生能源资金有限，决策层更倾向于选择低成本的可再生能源先行开发。”

根据财政部今年4月制定的《可再生能源专项基金管理办法(草案)》，该基金将主要用于补贴电网企业接受可再生能源电力发生的财务费用，其来源为可再生能源电价附加收入和财政部专项资金。按目前可再生能源每千瓦时4%的附加量计算，基金总额约为每年6543.8+02亿元。

由于光热发电没有光伏、风电等新能源不稳定、不连续的缺陷，许多国家在未来能源规划中将其定位为电力的基本负荷。根据集热方式，光热发电可分为槽式、塔式和碟式三种，槽式最具商业可行性。

973(国家重点基础研究计划)太阳能热发电项目首席科学家、中国电协副理事长黄翔预计，到2020年，我国火力发电市场规模将达到22.5万亿至30万亿元，火力发电总量将占年发电总量的30%-40%。

然而，也有悲观主义者。多家从事太阳能热发电设备制造的企业在接受记者采访时表示，热电市场虽然前景不错，但规模化难度很大，目前还只是“沙盘上的房子”。

七年的延迟

鄂尔多斯50 MW火电项目早在2003年就开始酝酿，原定于2010第一季度招标。但电价方案一直悬而未决，导致竞价时间一再拖延。

在2006年举行的中德科技论坛上，该项目被正式确认为中德合作项目。2007年，经国家发改委批准开展前期工作。

随后，德国太阳千年公司(以下简称太阳千年)与内蒙古绿能新能源有限公司(以下简称绿能)合资成立了内蒙古陡坡太阳能开发有限公司(以下简称陡坡)，专门从事项目的可行性研究报告和实施。其中绿色能源占股75%，太阳千禧占股25%。

绿能公司总经理薛继刚告诉记者，项目启动之初，孙千年计划自行运营该项目，但根据我国相关规定，电力外资比例不能超过25%。于是，太阳千禧找到了绿能作为合作伙伴。

根据2008年6月5438+10月项目可行性研究报告，项目总造价约为1.8亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时。以25年运营期计算，如果资本内部收益率为8%，税后上网电价需要达到2.26元/千瓦时。

“与国外电价相比，我们还是低的。”薛继刚解释说，即使与当年国家发改委批准的光伏电价相比，光热发电仍有很大的竞争优势。当时上海崇明岛光伏项目和内蒙古鄂尔多斯聚光光伏项目的核准电价都在4元/千瓦时以上。

没想到，就在Step以2.26元/千瓦时的上网电价向发改委申报项目时，发生了金融危机，光伏组件价格暴跌。全国首个光伏并网发电示范项目敦煌10 MW太阳能项目，最终中标价格仅为1.09元/千瓦时。

这一突然的变化直接导致了NDRC拒绝德普的计划。此后，Step将电价降至1.8元/千瓦时，但仍因电价过高而不允许。

“火电核定电价和上网电价的差价需要政府买单。”鄂尔多斯项目科研负责人江斯拉夫说，内蒙古火电价格为0.285元/千瓦时，两者相差接近2元/千瓦时。照此计算，国家每年需要财政补贴约2亿元，25年就是50亿元。

接近国家能源局的人士告诉记者，一个项目的补贴可以由政府承担，但一旦形成示范，各地纷纷效仿，一哄而上，决策层担心应付不过来。此外，特许权招标后上网光伏价格再次下降，决策部门有意效仿。

2010年3月25日，国家能源局再次发布《关于内蒙古太阳能热发电示范项目建设的批复》，决定采用特许权招标方式建设项目，通过公开招标方式选择投资方、确定上网电价，并要求电站设备及组件按价值折算的国产化率达到60%以上。

然而，这个答复并没有让鄂尔多斯项目立即启动。“以前的价格是根据设备和部件的进口价格计算的。由于国内没有可供参考的样本，本土化能力有待考察。”薛继刚说。

同时，光伏发电市场的竞争也越来越激烈。8月，第二批国家大型光伏电站特许项目开建，13个项目上网电价均低于1元/千瓦时。远超预期的普遍低价让NDRC和国家能源局感到尴尬(详见第18期2010期《光电低价战》)。

受此影响，国家能源局内部一度传出50 MW火电项目特许权招标无限期推迟的消息。

“在企业层面，光热发电市场已经启动很久了，但如果没有商业化项目，企业捕捉到政府的不作为后很可能会掉头，这个市场也就无从培育。”一位太阳能设备制造商告诉记者。

9月，国家能源局召开了一次由感兴趣的投资者和相关设备供应商参加的内部会议。一个半月后，50 MW火电项目经过7年的准备终于发布了招标公告，项目总投资人邀请时间为3个月，截止到65438+2月20日。开标时间定为2011 1.20，工程建设期为30个月。

发改委摇摆不定

七年来，上网电价一直影响着国家发改委的态度。它就像悬在决策者头上的一把剑。即使项目已经开放，这种担忧并没有消散。

“国家发改委和国家能源局对这个项目一直非常谨慎、认真和担心。”接近发改委的人士告诉记者。

5月10日，“十二五”战略性新兴产业发展重点咨询研究项目新能源产业课题组项目会议上，光热发电作为重点被要求做详细陈述。

记者了解到，对于光热发电，国家发改委的初衷是根据光伏发电实践，先批准一两个项目启动市场，再通过特许权招标探索标杆上网电价，促进产业向规模化发展。这也是鄂尔多斯项目最初走审批程序的原因。

然而，光伏发电上网电价的突然下降和可再生能源资金的短缺使NDRC陷入两难境地。上述接近NDRC的人士表示，一方面，电价在哪里审批，NDRC一直无法给出定论。国内没有可供借鉴的示范项目，产业链也不成熟完整，使得国家发改委既没有参考标准，也没有准确的测算。“政府不知道定多少，自然不敢批。他们不知道这是否合理。”

另一方面，光伏上网电价下降幅度较大，支持光热的补贴对光伏的作用可以翻倍。“所以我决定先发展光伏，等关税能降更多的时候再去光热。毕竟这些补贴最终会分摊到用户身上，结果就是提高电价，也会给NDRC带来很多争议。”

3月，国家发改委(NDRC)提出了特许权招标方式和60%国产化率的要求，希望降低光热电价。

有专家指出，火电站建设成本直接影响火电并网价格。若每千瓦单位成本降至654.38+0万元以下，上网电价可降至654.38+0元/千瓦时以下，逐步向风电现行标杆电价0.565.438+0元/千瓦时逼近。

NDRC曾一度希望与欧盟合作。记者获悉，8月，国家能源局新能源司副司长石立善等人在参加完布鲁塞尔能源大会后，专程赴西班牙考察光热发电项目。

此前后，石多次与欧盟联系，希望欧盟以赠款或贴息贷款的方式大力支持这一中德政府合作项目，以减少中方支付的成本，降低电价，使项目早日启动。

“欧盟没有同意，否则可能会采取批准电价的方式。”据知情人士透露，直到这个项目招标公告发布前半个月，国家发改委还在做最后的努力，但始终没有定论。“各种方法都失败后才能招标。”

记者了解到，为了遏制光热价格虚高，国家发改委还特意在标书中增加了“特别条款”——投标价格不得高于国家批准的光伏价格。目前已批准的光伏上网电价中，最高价格为1.15元/千瓦时。

这个“特别条款”源于9月份国家能源局组织的一次内部协调会。华电、中广核、大唐、华能、国电等七八家有意向的投资者和五六家设备供应商参加了会议。会上，中广核、大唐、国电均表示1.65、438+05元以下电价可以做，其他未定企业没有当场反映价格太低。

薛继刚告诉记者，根据对各设备厂商的询价结果，1.5元/千瓦时左右的电价较为合适，但NDRC仍认为过高。“毕竟我做了询价，没有谈量产后的成本。也许大企业谈1.15元的价格没有问题。”

事实上，在担心高电价的同时，NDRC也对可能出现的超低电价保持警惕。记者获悉，为避免招标过程中恶性竞争，先评审技术方案，合格后评审价格标。电价约占考虑因素的70%。

沙盘上的房子

为了准备7月底的发射，政府释放的这一积极信号让参与其中的人欢欣鼓舞。

863太阳能热发电项目总体组组长、中科院电工所研究员王志峰表示，50 MW的热发电项目不仅会引起火力发电行业的觉醒，还会引起整个火力发电产业链的觉醒，包括电力公司、设备制造商、银行、投资者等。火力发电有望成为新能源投资的下一个蓝海。

很多声音认为“操之过急”，新能源产业的发展过程一般都是从技术研发开始，经过成功的实验和论证后再进入商业化阶段。

目前国内的研发工作有限。虽然实验示范项目正在建设中，但结果尚未可知。另外，国家也没有出台针对性的扶持政策，不足以支持这个装机量很大的商业项目。

一位从事光热研究利用的央企负责人在接受采访时表示，“我们现在的自主研发有点不计成本，只是为了自主知识产权，但成本并没有下来。在商业化运营方面，还没有形成标准化、管理维护等标准体系和盈利模式，以及金融、融资、建设、产业链体系、政策管理等一整套链条，还没有实现商业化的可能性。”

不容忽视的是，热电产业链中的核心技术，如系统集成、集热管、聚光镜等，仍然掌握在国外企业手中。如果不能解决，将严重阻碍市场的大规模发展，这也是国家发改委要求50 MW热电项目国产化率的重要原因。

50 MW火电项目前期国产化调研结果不容乐观。在系统集成方面，目前只有中国机场和华电工程两家企业在建设完整的发电测试系统。由于没有实际应用，无法证明其完整性、成熟度和可靠性，成为令人担忧的问题。

至于集热管，虽然有北电太阳能研究院、黄明太阳能、深电威振太阳能等多家公司在进行自主研发，但目前只是样品输出阶段，没有工程验证，量产能力和质量未知。

在聚光部分，镜面产品的弯曲精度和反射率主要由先进的设备来保证。据了解，浙江大明玻璃从国外引进的世界第三条生产线还在运输过程中。如果年底安装完成，可能明年就能上市。如果不能按期供货，国内没有其他厂家能提供符合国外同等技术水平要求的产品。

但到目前为止，外国公司不想把他们的技术转移到中国，即使他们使用市场份额交换。中国光伏产业的快速规模化始于国外公司将光伏设备制造产业全部搬到中国，而光热发电领域却没有这样的机会。

据悉，西班牙最大的太阳能公司阿本戈太阳能(Abengoa Solar)进驻中国已有四五年，一直希望在中国独立运营该项目，但拒绝与中国本土企业合作。

上述央企负责人表示，光热发电的核心技术被国外大企业垄断，没有污染压力，回报丰厚。比如集热管利润能达到200%-300%，国外企业无电转。“我们和西门子、阿本戈等大企业谈过合作，答应帮他们拿到中国的项目，但要求技术合作，但这些企业不愿意为项目换技术。”

“无论谁中标，详细设计国内都做不了，光场安装维护国内也做不了。”一位不愿意透露姓名的业内人士告诉记者，“我希望最终中标的投资方能够和国外公司联手，这样成功的几率会更大。”

央企准入

“国家想把电价控制在一定范围内，但他们对火力发电不太了解。一系列他们认为是鸡毛蒜皮的问题，在具体项目上可以自己解决。”全程参与鄂尔多斯项目的黄翔告诉记者，他并不认同国家发改委制定的电价上限1.15元/千瓦时。

黄翔认为，“对于第一个或最初的几个项目，我们不应该对电价要求太高。我们不应该只想着做一个特别低的价格，而是要做一个好的价格。我们不应该只看价格。”

更不利的是，耗时多年的鄂尔多斯项目，在起步阶段就已经面临多重额外成本。据了解，经过几年的时间，这个项目前期勘探和方案咨询的费用已经高达3000万元，需要由中标方支付。

此外，该项目位于鄂尔多斯杭锦旗巴拉贡镇，占地面积约1.95平方公里，土地成本约4000-5000万元。“这是一块可以开发农田和牧场的土地，价格高，选址不太合理。其实还有很多几十块钱一亩甚至免费的土地，更适合建火电站。”

光热发电只适用于年日照辐射超过2000千瓦时/平方米，土地坡度不能超过3%的地区。本项目年用水量约为65438+50万立方米，与火电基本持平。但该项目水源不足，只能采用空气冷却，不仅可能导致电能转换率下降65，438+0%，还会提高投资成本。用以上电价来消化是不合理的。

价格上限的严格要求，可能导致资金实力小、融资能力弱、抗风险能力弱的民营企业被拒之门外，实力强、节能减排压力大的央企再次集体登台。记者了解到，截至165438+10月中旬，中广核、大唐、国电、中节能、阿本戈已购买招标文件，央企占比80%。

“每个发电集团都非常看好新能源。”五大电力巨头的一位负责人向记者直言，“为了提高可再生能源的份额，大家都非常努力。”

目前，五大发电集团都有自己的小规模太阳能热发电示范项目。有分析指出，这些企业未来可能会通过扩大规模大幅降低投标价格，以抢先拿下50兆瓦火电项目。原因不言而喻。光热发电规模越大，每千瓦时的电价成本越低。中标的项目可以作为未来更大容量电站的一部分，先以低电价中标，再将成本分摊到后续建设项目中。

还有媒体报道，各大电力集团已经开始在火力发电领域圈地。我国适合发展光热发电的土地资源有限。“谁先上项目，就给谁地，大家自然蜂拥而至，为后续扩张预留了大量土地。”

三年前，五大发电集团中，只有华电跟着中科院做示范工程。最近半年，约300万千瓦火电项目完成项目建议书，几大电力巨头私下操作了一些未公开的项目。国电集团吐鲁番光热发电项目人士曾说，其项目只有100千瓦，但圈地几千亩，正是为了以后大规模扩建。

光伏发电领域已经出现的央企超低价格垄断局面，似乎即将在光热发电领域上演。如此一来，如果火电低电价持续下去，不但不能提高投资回报率，吸引更多社会资本参与，还会影响定向补贴政策的出台。

“政府对太阳能热电项目的认知还不够，对市场前景也不是那么熟悉。”上述热电设备厂商表示，热电项目要想长期稳定提升，必须有针对性的政策支持，这样银行融资才会相应跟进。

决策层有矛盾。比如，超白玻璃是生产光热发电用聚光透镜的基础原料，但玻璃制造业被工信部定为淘汰落后产能的重点领域，银行对玻璃制造业全线停贷，势必影响光热发电上游原料的生产。

2010年8月，美国能源基金会委托上海中科清洁能源技术发展中心对中国太阳能热发电市场进行调查。研究的结论是，中国对可再生能源的支持与关注程度正相关。虽然扶持政策类型比较齐全，但存在跟风的政策现象，不具有长期性和稳定性。

“今天能源热，政策抢着来；明天能源热了，这里的政策会突然消失，都去那个领域。这会让投资者看不到稳定的市场回报。”上述研究的负责人龚思远告诉记者。