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“國內(nèi)太陽能光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)是‘起了個大早，卻趕了個晚集’。”國家太陽能光熱產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新聯(lián)盟秘書長劉曉冰在接受專訪時介紹，國內(nèi)光熱發(fā)電早有技術(shù)儲備和項目落地，卻直到今天才即將獲得國家實打?qū)嵉募钫?。他指出，正因為看過了眾多新興產(chǎn)業(yè)過去幾年所走過的產(chǎn)業(yè)化“彎路”，在充分總結(jié)前車之鑒后，國內(nèi)光熱發(fā)電行業(yè)已經(jīng)為未來大規(guī)模商業(yè)化勾勒出了較為清晰的“路線圖”：建設(shè)實驗電站，打通系統(tǒng)流程，發(fā)現(xiàn)供應(yīng)商；建設(shè)示范電站，建立產(chǎn)業(yè)鏈基礎(chǔ)，打通產(chǎn)業(yè)鏈；建設(shè)規(guī)模化電站，完善產(chǎn)業(yè)鏈，降低發(fā)電成本；建設(shè)商業(yè)化電站，實現(xiàn)無補貼的競爭式發(fā)展。

近段時間內(nèi)，太陽能光熱發(fā)電細分板塊異軍突起，并帶動整個太陽能板塊指數(shù)8月以來上漲近10%。驅(qū)動光熱發(fā)電板塊突然發(fā)力的直接因素是光熱發(fā)電行業(yè)近期將獲得一個來自政策的“大紅包”——上網(wǎng)標桿電價即將出臺。

在新能源發(fā)電行業(yè)，電價政策一直被認為是促成行業(yè)大規(guī)模商業(yè)化發(fā)展的關(guān)鍵杠桿。對于處于起步階段的光熱發(fā)電行業(yè)來說，早有市場預(yù)期其到2020年投資規(guī)模將達1000億元以上，且前景不可估量。不過，記者采訪了解到，這一市場“大蛋糕”仍須“文火慢烹”，特別是在其度電成本尚未逼近火電成本甚至于光伏發(fā)電成本之前，其規(guī)?；瘧?yīng)用仍難獲得終端用戶普遍認可，相應(yīng)的市場大規(guī)模崛起或也將成為虛談。

1吉瓦示范項目啟動在即

太陽能光熱發(fā)電是利用光學(xué)系統(tǒng)聚集太陽輻射能，通過加熱工質(zhì)產(chǎn)生高溫蒸汽，驅(qū)動汽輪機發(fā)電。其工作原理簡言之就是將光能轉(zhuǎn)化為熱能，再轉(zhuǎn)化為電能。

相比于光伏而言，光熱發(fā)電由于電力輸出穩(wěn)定而易被電網(wǎng)消納，因此廣受推崇。在“十二五”規(guī)劃中，國家為光熱發(fā)電制定了“到2015年末，光熱發(fā)電裝機將達100萬千瓦”的目標，在未來國內(nèi)能源消費結(jié)構(gòu)中，為其預(yù)備了一席之地。

盡管光熱發(fā)電作為清潔能源的重要一份子被業(yè)界看好，且得到政策一定重視，但“十二五”推進至今，國內(nèi)光熱發(fā)電商業(yè)化推廣步履蹣跚，截至2013年底，裝機規(guī)模相較于“十二五”目標數(shù)字幾乎為零，其背后主要成因在于上網(wǎng)電價政策始終未出臺。

近日，有報道，國內(nèi)光熱發(fā)電示范項目上網(wǎng)電價，最終有可能鎖定在1.2元-1.25元/千瓦時之間，相關(guān)文件有望于近期發(fā)布。據(jù)了解，這一價格是針對國內(nèi)首個商業(yè)化運營的青海德令哈50兆瓦光熱發(fā)電電站的融資成本核定的。由于目前政策層面尚未全盤掌握國內(nèi)光伏發(fā)電項目的平均發(fā)電成本，因此將對后續(xù)的示范項目上網(wǎng)電價采用“一事一議”原則核定。

針對此消息，業(yè)內(nèi)外人士均紛紛指出，此次政策方擬定的上網(wǎng)電價盡管不具有普遍性，但對于撬動國內(nèi)光熱發(fā)電項目后續(xù)集中開建，進而催生市場規(guī)?；瘑泳哂袠酥拘砸饬x。

據(jù)了解，在擬定示范項目上網(wǎng)電價之外，政策制定方也正在醞釀推進產(chǎn)業(yè)進一步做大的實質(zhì)性動作。據(jù)劉曉冰介紹，在正式的示范項目上網(wǎng)電價出臺之后，預(yù)計從2015年開始，國家將陸續(xù)啟動一系列光熱發(fā)電示范項目的招投標，總規(guī)模將達1吉瓦。這意味著未來國內(nèi)光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展將在政策強力推進下進入“快馬加鞭”階段。

劉曉冰表示，未來每個示范項目都將根據(jù)項目自身綜合條件及初始投資情況，核定其并網(wǎng)運行后的上網(wǎng)電價標準。“光熱發(fā)電上網(wǎng)電價制定缺乏統(tǒng)一的參考數(shù)據(jù)，在國內(nèi)外均是普遍現(xiàn)象。當前國內(nèi)光熱發(fā)電還不能像風電、光伏那樣，分資源區(qū)劃定統(tǒng)一的標桿電價。”劉曉冰表示，根據(jù)實際情況，未來核定的電價有望高出上述針對青海德令哈項目核定的1.2元/度的水平。他解釋稱，由于德令哈項目采用光熱發(fā)電結(jié)合天然氣發(fā)電的模式運行，其成本電價比單純光熱發(fā)電要低，因此，后續(xù)示范項目的定價水平有可能高于1.2元/度。

多家上市公司提前布局

早在兩年前太陽能行業(yè)“十二五”規(guī)劃出臺伊始，市場對于光熱發(fā)電潛在的商業(yè)前景就做過充分展望。據(jù)中信證券研究報告分析，按照“十二五”規(guī)劃擬定的到2015年和2020年光熱發(fā)電裝機分別達1吉瓦和3吉瓦的目標數(shù)字，以當前國內(nèi)光熱發(fā)電3萬元/千瓦的綜合投資成本進行測算，“十二五”末1吉瓦的裝機規(guī)模將創(chuàng)造300億元的市場空間，而到2020年這一市場規(guī)?？蛇_1000億元的級別。

根據(jù)國家太陽能光熱產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新聯(lián)盟的研究，我國太陽能熱發(fā)電裝機潛力約為16000吉瓦。這意味著光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)真正大規(guī)模發(fā)展后的市場潛在空間將突破萬億元以上。

劉曉冰介紹，國內(nèi)光熱發(fā)電行業(yè)起步相對較晚，到目前尚未形成一條完整的產(chǎn)業(yè)鏈。這也決定了未來可觀的市場蛋糕，在“烹飪”過程中，產(chǎn)業(yè)各個環(huán)節(jié)“成熟”的節(jié)奏各不相同，市場釋放節(jié)奏的快慢也有差別。

據(jù)權(quán)威光熱市場研究機構(gòu)CSP PLAZA統(tǒng)計，中國國內(nèi)當前已經(jīng)有所推進的重點商業(yè)化光熱發(fā)電項目近25個，總裝機近1600兆瓦。由于兆瓦級的光熱電站初始投資動輒以億元計，眾多民營資本望而卻步，上述25個示范項目多數(shù)被傳統(tǒng)五大電力所囊括。

但仍有一些資金量充裕的民企進入其中，成為行業(yè)未來發(fā)展的標桿。例如上述獲得國家第一個核準上網(wǎng)電價的青海德令哈50兆瓦項目，其項目開發(fā)商便為杭州中控集團子公司。該項目一期10兆瓦電站已經(jīng)并網(wǎng)發(fā)電，并成為國內(nèi)首個并網(wǎng)發(fā)電的光熱電站。業(yè)內(nèi)普遍預(yù)計，一旦上述1.2元/度上網(wǎng)電價正式核定，該項目將隨著后期裝機規(guī)模擴大，而成為國內(nèi)首個成功商業(yè)化運行的標志性項目。

一些上市公司也已提早布局光熱發(fā)電的浩瀚商海之中。近期備受關(guān)注的中小板公司首航節(jié)能，其依托于中科院電工所專家研發(fā)的技術(shù)，早在2012年8月就斥巨資設(shè)立子公司，專注于太陽能光熱電站EPC總承包。去年9月，首航節(jié)能全資子公司敦煌首航節(jié)能新能源有限公司獲得甘肅省發(fā)改委復(fù)函，同意由該公司開展敦煌10兆瓦熔鹽塔式光熱發(fā)電項目前期工作。按照業(yè)內(nèi)預(yù)計，該項目有望被納入國家發(fā)改委后續(xù)1吉瓦示范電站陣營，獲得國家核定的示范上網(wǎng)電價。

興業(yè)證券研究員分析稱，在國家電價補貼下，上述示范項目前期巨額初始投資給開發(fā)商帶來的資金壓力將得到緩解。更為重要的是，通過前期示范項目運行積累的技術(shù)儲備和項目運行經(jīng)驗，將為這些公司未來在千億元甚至萬億元的光熱發(fā)電市場藍海遨游時積蓄超越其他同行的長期優(yōu)勢地位。

該研究員表示，從產(chǎn)業(yè)鏈角度分析，任何新興產(chǎn)業(yè)從起步到成熟，其上游的制造業(yè)必定也將率先崛起。這一點在風電、光伏等行業(yè)已有驗證，未來的光熱發(fā)電也不例外。

根據(jù)整理統(tǒng)計，目前的A股市場上，進入光熱發(fā)電制造業(yè)領(lǐng)域的上市公司不下5家，主要涉及上游光熱發(fā)電主要設(shè)備包括采光鏡、集熱管和導(dǎo)熱介質(zhì)等的制造。例如，杭鍋股份早在幾年前便向杭州中控太陽能增資5000萬元獲得20%股份，而隨著杭州中控太陽能熱發(fā)電項目獲得1.2元/度的上網(wǎng)電價，項目商業(yè)化運作后的收益必將被杭鍋股份分得。航空動力和三花股份也均在碟式太陽能熱發(fā)電關(guān)鍵裝置領(lǐng)域耕耘數(shù)年。而金晶科技則在2003年通過與美國PPG公司進行戰(zhàn)略合作的方式，涉足光熱發(fā)電的基礎(chǔ)部件超白玻璃的生產(chǎn)領(lǐng)域。

相對優(yōu)勢明顯

當前國內(nèi)光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展處于起步階段，仍存在一系列亟待解決的問題。主要問題來自兩方面：一是技術(shù)成熟度不高，尤其是電站建設(shè)的系統(tǒng)集成能力不足；二是上網(wǎng)電價定價機制的不明確及不完善。

不過，劉曉冰介紹，相對光伏發(fā)電而言，在熱能儲備完善的情況下，光熱發(fā)電通過前端生熱后端與傳統(tǒng)熱電工藝聯(lián)產(chǎn)，可以實現(xiàn)24小時連續(xù)發(fā)電，這種方式輸出的電能質(zhì)量要遠甚于日利用小時數(shù)不足12小時的光伏發(fā)電。此外，由于熱發(fā)電避免光伏發(fā)電工藝中的硅晶光電轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)，無需昂貴的晶硅材料投入，其潛在成本下降幅度要遠甚于光伏。

他說，更為重要的是，光熱發(fā)電在替代傳統(tǒng)一次能源消費中的潛力不可小覷。按照資源統(tǒng)計，我國太陽能熱發(fā)電裝機潛力約為16000GW，發(fā)電潛力約為42000TWh/年，折合年發(fā)電量可達420000億kWh，這一數(shù)字對比我國2012年49555億kWh的全年用電總量來講，意味著可替代當前逾8成的電力消費，這一潛力其他能源替代形式無法比擬。

此外，太陽能熱發(fā)電技術(shù)具有優(yōu)異的環(huán)境特性。根據(jù)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，以電站的全壽命周期計算，每發(fā)一度電，傳統(tǒng)火電帶來900毫克的碳排放，天然氣435毫克，光伏110毫克，風能17毫克，而光熱發(fā)電僅為12毫克。光熱發(fā)電整個工藝流程中的環(huán)境友好性可見一斑。

“四步走”戰(zhàn)略

光熱發(fā)電的未來商業(yè)模式為，通過電價形成機制與技術(shù)發(fā)展機制的融合，重點發(fā)展和完善電站集成運維技術(shù)，從而牢固掌握設(shè)計技術(shù)。光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)要實現(xiàn)的是自主知識產(chǎn)權(quán)的商業(yè)化目標，構(gòu)建完整產(chǎn)業(yè)鏈，直至不依賴補貼的商業(yè)化。

他說，為實現(xiàn)這一模式，我們聯(lián)盟研究總結(jié)出光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)“四步走”戰(zhàn)略：第一步建設(shè)實驗電站，打通系統(tǒng)流程，發(fā)現(xiàn)供應(yīng)商；第二步建設(shè)示范電站，建立產(chǎn)業(yè)鏈基礎(chǔ)，打通產(chǎn)業(yè)鏈；第三步建設(shè)規(guī)?；娬荆晟飘a(chǎn)業(yè)鏈，降低發(fā)電成本；第四步建設(shè)商業(yè)化電站，實現(xiàn)無補貼的競爭式發(fā)展。

劉曉冰介紹道，當前光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展處于從實驗到示范的過渡階段，這一時期行業(yè)的主要任務(wù)是開展槽式、塔式和蝶式等不同技術(shù)路線的實驗，每種技術(shù)類型不少于2個，這一階段對應(yīng)的電站建設(shè)總規(guī)模目標700MW。在此過程中，要培育一批專業(yè)的電站EPC隊伍，以10家左右為宜。

他預(yù)計，到2025年后，也就是完成上述第三個階段任務(wù)，國內(nèi)光熱發(fā)電度電水平可降至0.6元/度，與傳統(tǒng)電力形式成本相當，屆時，光熱發(fā)電商業(yè)化發(fā)展階段才可正式開啟。

度電成本下降很關(guān)鍵

對于光熱發(fā)電近段時間市場關(guān)注度的持續(xù)升溫，也有不少研究員持相對謹慎態(tài)度。在采訪中發(fā)現(xiàn)，他們所指出的光熱發(fā)電當前最致命的短板便是成本問題。“盡管任何新能源發(fā)電形式都會獲得政策青睞，但放眼未來，隨著國家補貼政策逐漸下調(diào)直至取消，它們都要被推向市場，到時候，決定其競爭力的關(guān)鍵因素還在于發(fā)電成本。”

當前來看，太陽能熱發(fā)電的成本，無論是相對于火電，還是與其“同根生”的光伏發(fā)電來說，均存在較大劣勢。綜合行業(yè)多個研究報告的權(quán)威說法，目前國內(nèi)光熱發(fā)電的初始投資成本在2.9萬元/千瓦左右，度電成本為1.38元/度上下。對比傳統(tǒng)火電和光伏發(fā)電，光熱發(fā)電的初始投資成本和度電成本均相當于傳統(tǒng)火電的4倍，是光伏發(fā)電的2倍。

劉曉冰也坦承，目前擺在光熱發(fā)電全行業(yè)面前的最關(guān)鍵問題便是，如何推動行業(yè)整體投資和度電生產(chǎn)成本的迅速下降。

有光伏行業(yè)分析師表示，曾經(jīng)一度是市場“寵兒”的光伏行業(yè)，經(jīng)過長達數(shù)十年的規(guī)?；瘮U張，技術(shù)幾輪升級換代，制造業(yè)產(chǎn)品價格一路下跌，目前其度電成本也僅降至1元/度，最低也在0.8元/度上下。以此進程來類比分析光熱發(fā)電，其當前裝機規(guī)模不及光伏1/10，且制造業(yè)技術(shù)水平整體偏低，并缺乏成功商業(yè)化案例，如此現(xiàn)狀下，要實現(xiàn)度電成本下降，顯然并非易事。

不過，劉曉冰表示，未來隨著國家政策扶持力度的不斷加大，憑借自身的天然優(yōu)勢，光熱發(fā)電還是有望在新能源發(fā)電領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)“彎道超車”的。

劉曉冰解釋稱，光熱發(fā)電行業(yè)未來成本下降的空間十分巨大，這主要體現(xiàn)在技術(shù)路線優(yōu)化升級以及關(guān)鍵部件國產(chǎn)化替代上。

在技術(shù)路線問題上，目前國內(nèi)外均以槽式和塔式為主流，其中槽式光熱發(fā)電站的裝機規(guī)模為塔式的數(shù)倍，處于絕對優(yōu)勢地位。但劉曉冰認為，從行業(yè)發(fā)展趨勢上，目前槽式發(fā)電技術(shù)的成本下降空間已經(jīng)飽和，未來最具成本競爭優(yōu)勢的是塔式技術(shù)。他解釋道，塔式光熱電站其吸熱器中的工作介質(zhì)的溫度在500 -1000℃，高溫度決定了高熱值轉(zhuǎn)化效率。同時，相對于槽式系統(tǒng)，由于省掉了管道傳輸系統(tǒng)，熱損失小，系統(tǒng)效率高，也更便于存儲熱量。這一技術(shù)優(yōu)勢決定了在同樣規(guī)模的投資水平下，塔式比槽式電站的單位投資可下降一大截。

而在光熱設(shè)備方面，劉曉冰指出，僅以光熱發(fā)電的聚焦集熱管這一關(guān)鍵部件為例，其在全球發(fā)展近30年，一直以來被德國肖特和西門子兩家企業(yè)壟斷，產(chǎn)品售價居高不下。近兩年，隨著國內(nèi)光熱發(fā)電開始起步，已有十余家企業(yè)試制出樣管，其規(guī)?；a(chǎn)后的價格可較國外產(chǎn)品下降一半以上。“這意味著光熱設(shè)備全面國產(chǎn)后的替代成本下降空間潛力十分可觀。”

按照研究分析，在國內(nèi)市場，光熱發(fā)電單位投資如果在5萬元/千瓦以上，市場難以推廣；如果降到3萬元/千瓦，市場開始出現(xiàn)；如果再降到1.5萬元/千瓦，有較大市場；若降到1萬元/千瓦，市場不可估量。

劉曉冰樂觀地表示，光熱發(fā)電進入“平價上網(wǎng)”時代，有望在十年左右時間內(nèi)實現(xiàn)。