2016年太陽能光熱發電產業政策及現狀分析：面臨諸多挑戰

　　大力發展可再生能源以替代化石能源已成為眾多國家能源轉型的大勢所趨，節能環保的發電方式越來越受到各國的青睞。太陽能無疑是未來世界最理想的能源之一，在各國中長期能源戰略中占有重要地位。太陽能發電包括太陽能光伏發電和太陽能光熱發電。目前，太陽能光伏發電技術日趨成熟，達到了商業使用所要求的能級。2016年太陽能光熱發電產業政策及現狀分析詳情如下。

　　最近十年，光熱發電發展步伐迅速。首航節能日前公告稱，公司首座可24小時發電的10兆瓦熔鹽塔式光熱電站順利并網發電。首航節能這一動作，在順應國家發展潮流的同時，也意味著光熱電站建設技術逐步走向成熟，距離大規模的普及已經越來越近，行業前景已經可以預期。

　　該項目建成正值國內首批光熱發電示范項目招投標與建設之際。在太陽能光熱發電行業政策支持方面，國家能源局發布的《太陽能發展“十三五”規劃》也多次重點提及光熱發電，并首次明確500萬千瓦的光熱發電目標。顯然，“十三五”期間是光熱發電產業發展的關鍵時期。這些信號，為我國光熱發電行業發展指明了方向。

　　在業內人士看來，“十三五”光熱發展基本任務是產業升級、降本增效，實現不依賴于國家補貼的市場化自我持續發展之路。據機構預計，“十三五”時期，光熱發電產業對國內經濟產值的貢獻將突破6000億元，并同時帶動高端制造、新材料等產業的發展。不過，光熱發電產業化目前仍面臨資源不足、初始投資成本居高不下以及運營經驗缺乏等諸多挑戰。

　　光熱項目密集推進

　　光熱發電是指利用大規模陣列拋物或碟形鏡面收集太陽熱能，通過換熱裝置提供蒸汽，結合傳統汽輪發電機的工藝，從而達到發電的目的。根據《太陽能發展“十三五”規劃》，“十三五”期間，太陽能發電裝機達到1.1億千瓦以上。其中，光熱利用發電裝機達到500萬千瓦。

　　繼國家發改委下發通知，核定光熱發電標桿上網示范電價為每千瓦時1.15元之后，國家能源局公布了20個總計裝機容量為134.9萬千瓦的光熱發電示范項 目。業內人士表示，光熱發電產業成為“十三五”時期太陽能利用領域的一大亮點。《規劃》明確，“十三五”期間，光熱發電成本將低于0.8元/千瓦時，光熱 發電效率實現較大提高，形成全產業鏈集成能力。此外，光熱發電前景被看好的另一個重要原因是蓄能，即將白天多余的熱量進行存儲，晚間再用存儲的熱量進行發 電，以保證發電的連續性。

　　“此前國家能源局初步規劃的‘十三五’期間光熱發電目標是1000萬千瓦。這意味著未來五年對光熱發電的直接投 資將達到5000億元，間接投資在1萬億元以上。但依據產業發展現狀，要實現到2020年并網目標很難，后來將并網目標修改為500萬千瓦。實際上要實現 500萬千瓦的推進難度依舊不小。”北京工業大學能源與環境工程學院馬重芳教授告訴中國證券報記者。

　　盡管推動難度不小，在光熱產業啟動之年，已有不少企業相繼啟動光熱電站的開工建設。以首航節能為例，公司出資承建的國內首座具備24小時發電能力的10兆瓦熔鹽塔式太陽能光熱電站于12月 26日順利并網發電。證券分析師指出，如能實現滿發上網，預計全年該項目發電量最高可達8500萬度左右。按照已公布的1.15元/千瓦時標 桿電價計算，全年可實現電費收入約1億元。

　　除塔式電站外，中海陽50兆瓦槽式光熱電站項目近日在甘肅玉門開工建設。此外，世界首個熔鹽菲涅爾式商業化光熱電站——蘭州大成敦煌熔鹽線性菲涅爾式50兆瓦光熱發電示范項目一期工程在甘肅敦煌開工。

　　在光熱電站密集啟動之際，上下游企業積極參與其中。天津百吉瑞新能源有限公司董事長薛凌云說：“與傳統的槽式光熱發電系統相比，采用儲能技術的新型槽式發 電可使系統整體投資降低30%。通過對熔鹽配制的改善，極大降低了保溫成本，提升了熔鹽儲能力，公司看好光熱發展前景。”

　　太陽能光熱發電產業現狀：資源不足初始成本高

　　“相比于光伏發電，光熱發電的熱存儲技術，可將太陽能集熱后通過換熱裝置加熱水產生蒸汽，然后驅動傳統的汽輪發電機產生電能，實現‘光—熱—電’的轉化，彌補了光伏發電儲能的缺失，在并網友好性上遠優于光伏。”馬重芳稱。

　　不過，在馬重芳看來，中國光熱資源不足、光熱發電環境適應性差、選址受限制是行業發展必須面對的客觀問題。“眼下需要建立光熱資源相關的搜集機制，太陽能輻射值將直接影響發電成本，太陽能數據庫的建立完善將對企業拓展光熱業務將提供直接幫助。”

　　除光照資源、水資源缺乏等因素外，技術競爭、成本和可靠性壽命、運營經驗缺乏等問題，同樣對光熱產業能否大規模發展形成挑戰。

　　“光熱發電最致命的問題是初始投資費用高。”光熱發電資深學者張建城對中國證券報記者表示，“據了解，第一批光熱發電示范項目初始投資在每千瓦3萬至4萬 元，而光伏發電初始投資目前已步入每千瓦萬元以下，風力發電初始投資大概也在每千瓦1萬元以內。燃煤電站的初始投資則更低，每千瓦僅為4000至5000 元，經濟性差異一定程度上將影響投資熱情。”

　　尚處于起步階段的光熱發電除了面臨成本高企的困難外，“國產化率不高、電力市場改革、競價上網等因素也是產業發展必須面對的問題。”張建城說，“鏡場關鍵技術中的集熱管、集熱器、控制系統國內的產能基本滿足當前的需求，但國產化率普遍較低。這也加大了發電成本。”

　　他舉例指出，“以壁壘較高集熱管技術為例，買一根進口集熱管一般要1.4萬元人民幣。如果在國內建廠生產只要3000元人民幣；而一片國產反射鏡的價格只有進口反射鏡的三分之一。”

　　國家能源局新能源和可再生能源司副處長邢翼騰表示，未來應從科技創新的角度來降低光熱成本。首批示范項目1.15元/千瓦時的電價，國家平均補貼超過 0.9元。也就是說現在的電價多數都是依靠國家補貼的支撐。值得注意的是，三類地區光伏競標電價已經達到了0.61元/千瓦時，風電則更低。“光熱短期內 要和光伏等清潔能源競爭，長期來看須與火電等傳統能源競爭，因此產業發展需要從科技創新方面來降低成本。”

　　“未來光熱發電產業發展可能出現顛覆性的新技術。目前國外的技術多不適應于中國產業自身狀況，所以開展光熱發電實驗項目迫在眉睫。據了解，葛洲壩集團下屬的新能源公司在組織相關的光熱實驗基地，這對產業進步十分重要。”馬重芳對中國證券報記者表示。

　　此外，運營經驗缺乏也是目前國內光熱產業面臨的一大困難。由于缺乏成熟的配套體系和實際的運營經驗，為避免拖延完工等問題，國家發改委要求享受示范電價的首批光熱發電項目要在2018年12月31日前全部投入運行。

　　據中國報告大廳發布的2016-2021年中國太陽能光熱發電行業發展分析及投資潛力研究報告預計，“十三五”時期，光熱產業對經濟產值的貢獻將突破萬億元。其中，光熱發電產業對經濟產值的貢獻將達到6000億元，平均每年拉動經濟需求1200億元，同時帶動高端制造、新材料、電子工業、互聯網等相關產業發展。

　　根據太陽能光熱發電產業政策及現狀分析形勢顯示，盡管光熱發電產業有更高的資金和技術門檻，將使得進入的玩家更少、更加理性。但在2-3年以后，光熱發電產業仍或將迎來一波洗牌期，設備供應商和大量拿地的項目運營商或將經歷一次整合。