光热发电商业化尚需时日 成本技术政策成三障碍
来源：每日经济新闻 | 0评论 | 4396查看 | 2013-01-31 08:30:00
随着空气质量、环境污染等问题日益严重，传统能源正遭受越来越频繁的质疑。也正因此，各种新能源从诞生之日起就备受期待。不过，光伏、风电等产业发展至今，始终存在着成本过高、无法大规模应用等问题。而光热发电，作为一种相对慢热的新能源形式，正在吸引越来越多的资本，甚至可能成为新的投资热点。
日前，国内首个商业化运营的光热发电站 （ConcentratingSolarPower，以下简称CSP）落成，让这一领域的前景渐显清晰。
公开资料显示，上述项目位于青海海西州德令哈市，总投资9.96亿元，由浙江中控太阳能技术有限公司（以下简称中控太阳能）投建，目前一期10兆瓦（总规划50兆瓦）已经落成，项目已具备发电能力，不久将实现并网发电。
据《每日经济新闻》记者了解，杭锅股份（002534.SZ）持有中控太阳能20%股权，并参与上述CSP电站热力系统设备的设计和制造，而杭汽轮B（200771.SZ）作为中控太阳能的大股东之一，则为电站提供汽轮机设备。
但业内普遍认为，由于悬而未决的上网电价，以及成本和技术两大障碍，该项目离真正意义上的商业化仍需时日。
具备商业化运作条件
“商业化即自负盈亏，但国家仍未核定上网电价，且光热产业还在发展初期，光热发电尚不赚钱，导致企业走得没那么快。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示。
在距离德令哈市以西约7公里处，一片开阔平坦的戈壁荒漠上，两座蓝色的巨塔赫然矗立，每座塔下面都环绕着一排排用于反射太阳光的定日镜，这些镜子整齐排列在太阳下微微闪光，蔚为壮观。
这里是中控太阳能子公司青海中控太阳能发电有限公司 （以下简称青海中控太阳能）投资2.1亿元建设的50兆瓦塔式光热发电站 （一期10兆瓦）项目，亦是国内首座商业化运行的CSP电站。
“我们是塔式发电站，蓝色的塔叫吸热塔，一个塔为5兆瓦，中间的房子是我们的主厂房，里面装着汽轮机。”中控太阳能的工作人员向《每日经济新闻》记者介绍。
对于电站的发电原理，该工作人员则解释称，这些安装在地面的玻璃镜子叫定日镜，会追逐跟踪太阳光，并将其反射到吸热塔上的吸热器中，再将吸热器内的水转化成高温蒸汽，最后通过管道传输推动汽轮发电机发电。
据记者了解，塔式光热发电站具有聚集点温度高，热损失小，系统效率高等优点，可采用多种工作介质，如水蒸汽、熔盐等，储热能力强。但塔式太阳能热发电亦存在系统控制难度较高，技术门槛较高等问题。
“中控太阳能已经掌握塔式热发电系统主要环节的核心技术，并实现了关键设备的国产化能力，具备规模推广的条件。”对于上述项目，中控太阳能在回复《每日经济新闻》记者的书面采访中表示。
中控太阳能回复的材料还称，塔式光热发电站的关键技术在于聚光、集热、蓄热几大系统，最后的发电系统则和火电是一样的，“而最核心的技术，就是聚光部分整个太阳能镜场的控制技术，关键设备是定日镜和定日镜的控制系统，而这个控制系统是我们自己生产。”
除了聚光系统的核心设备，中控太阳能回复的材料还透露，热力系统的设备由杭锅股份参设计和制造，而发电系统的汽轮机则由杭汽轮B生产，两者均为中控太阳能的参股股东。“我们的关键设备已全部实现国产化和产业化。”
对于号称首个商业化运行的CSP电站，中控太阳能相关人士则表示，“国内虽有多个光热发电项目开建，但没有大规模的企业化运作的电站建成，而我们的电站一期已建成，且将来要发电，卖给电网。”
事实上，当地政府对此亦颇为认同，“之前的光热电站多为实验示范项目，且规模较小，而青海中控的一期项目为10兆瓦，已具备规模化商业化运作的条件。”海西州能源局新能源研究所所长易代新表示。
政府补贴细则未公布
事实上，我国太阳能光热发电起步较晚，但随着国家对可再生能源的日益重视，光热发电产业发展迅猛，已然成为国内资本和企业争相追逐的投资热点。
然而，悬而未决的上网电价，不仅让众多企业踟蹰不前，亦让上述CSP电站颇为尴尬。
2011年8月1日,国家发改委曾发布 《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》,至此，我国的光伏上网电价正式出台，补贴价格为1元。
“不过，这对于光热发电而言，显然不够，国家对于光热的补贴细则还没有出来，没有明确的上网电价，企业光热发电只能是发1度电亏1度。”林伯强告诉记者。
对此，上述中控太阳能人士亦表示，“上网电价还没有最终敲定，新能源上网时分为两部分，一部分是电网给的钱，是按照火电脱硫的电价，另一部分是政府给的补贴，两部分加起来才是发电的钱，但政府的补贴并没有下来。”
“对于上网电价，我们也在向国家相关部委汇报，正在争取。”上述人士则透露，但光热刚刚出来，目前也没有大规模的电站建成，国家也不知道企业的成本到底是多少，可能比较慎重。
不过，该人士表示，参照光伏、风电、生物发电的发展，国家会慢慢形成一个标杆的电价，“而我们电站的意义就在于，不等核定电价，我们先弄，弄完了之后再看。”
事实上，对于迟迟未出的上网电价，地方政府亦在观望之中，“我们也在等待国家的电价补贴，也困惑什么样的电价最合理，国家也在考虑给多少电价合适。”易代新坦言。
在易代新看来，光热的发展同样依赖于国家的政策和扶持，“如果国家要出台有关光热的明晰政策，电价也有明确的说法，光热产业将迎来更好的发展。”
尽管光热的上网电价尚未明晰，中控太阳能的一期项目仍将于不久并网发电，“接入系统目前存在一些困难，但是青海省有关部门高度重视接入问题，应该会在近期解决并网问题，并网发电指日可待。”中控太阳能相关人士向记者透露。
据记者了解，上述电站占地3.3平方公里，电站一期项目在2012年12月28日完成汽轮发电机组等设备安装调试后，已具备并网发电条件。整个电站建成后年发电量1.2亿度，相当于5万余户家庭一年的用电量。
完全商业化尚需时日
除了上网电价的掣肘外，因光热发电仍然面临成本和技术两道障碍，业内普遍认为，上述CSP电站离真正的商业化运营尚需时日。
对于上述项目的发电成本，前述中控太阳能相关人士向 《每日经济新闻》记者坦言，光热发电现在的成本肯定要比光伏高，毕竟现在还没有真正实现规模化的应用。规模化应用后，首先建设成本是很高的，运营过程中的成本，怎么运营也要摸索经验。
不过，该人士表示，但从行业长远来看，光热很有优势。“光热也是刚刚才出来，我们的发电成本肯定要比光伏刚出来的时候低，而且要低不少。”事实上，光伏电站发展初期，发改委对上海崇明岛光伏项目和内蒙古鄂尔多斯聚光光伏项目的批复电价均在4元/千瓦时以上。
对此，中控太阳能的书面回复亦表示，现阶段太阳能热发电设备制造未到达规模经济，因而造成初始投资成本和单位发电成本高于火电、水电。国际上带2小时储热的太阳能热发电项目的单位造价普遍在25000元/千瓦时以上，但公司选择小面积定日镜作为聚光系统的核心部件，极大地降低了生产制造成本、工程实施成本以及电站维护成本。
此外，公司从聚光集热系统、蓄热系统到发电系统关键装备的全国产化工艺设计、制造能力以及通过一期10兆瓦工程积累的丰富的工程及运营维护经验，都极大地降低了电站的建造成本以及电站运营成本。随着技术的成熟与大规模应用的增长，未来塔式太阳能热发电站造价将降低到与光伏相当，甚至更低的水平。
不过，易代新认为，现在计算项目的发电成本为时尚早。
对于上述CSP电站的商业化前景，易代新则坦言，光热发电离真正的商业化还有很长一段路要走，这依赖于国家的政策和企业自身，包括企业成本的下降、技术的革新。由于是在德令哈地区，还要考虑高原降耗的问题。
“企业必须要降低各个环节的成本，国内对技术的研究还是不太成熟，补贴政策亦不明确，问题很多。”易代新表示，不过
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