我國光熱發電行業發展前景分析及銀行融資支持建議
來源：中國經濟導刊 | 0評論 | 7024查看 | 2015-12-10 11:22:00
光伏和光熱是利用太陽光能進行電力生產的兩條主要技術路線。20世紀90年代以來，得益于晶硅等關鍵原材料生產成本的大幅下降，光伏在與光熱的競爭中占據了主導地位，但光熱發電的技術研發和商業化實踐并未停滯。2014年2月，總裝機容量達392兆瓦的美國加州伊凡帕（Ivan-pah）光熱電站正式并網發電。該項目是迄今為止全球規模最大的光熱發電項目，總投資逾22億美元，其成功投運重新引起了業界對光熱發電行業的關注。國內行業發展亦有望提速，青海等地已有l0兆瓦級示范項目投人運營，國家能源局近期密集開展了摸底和調研工作。
一、光熱發電技術情況
光熱發電技術的研發起源于20世紀50年代，其基本原理是利用大規模鏡面匯聚太陽光能產生高溫，對導熱工質進行加熱，進而驅動汽輪機發電，其區別于光伏發電的突出特征是通過物理過程而非光伏效應實現光能向電能的轉化。光熱發電的系統效率由聚光效率和集熱效率兩大因素決定，目前的主流光熱發電系統包括塔式、槽式和碟式三種，其中塔式、槽式已有商業化運營案例。
圖：塔式、槽式和碟式三種主流光熱發電系統
塔式：塔式系統的聚光主體為環狀排布的定日鏡群，每面定日鏡均加裝跟蹤聚焦系統，可根據日照方位調整鏡面的方位角和仰角，將陽光聚焦到位于中央高塔上的集熱器，并驅動熱機做功發電。塔式系統的特點是聚光焦距長、散射較為嚴重，因而聚光效率較低，但圓柱形集熱器單位體積的熱損失率較低，故集熱效率較高。
槽式：槽式系統的聚光主體為呈長條狀排列的槽型拋物面聚光鏡，細長型的集熱管固定在聚光鏡焦點上，工質在集熱管內被加熱，并驅動熱機做功發電。槽式系統的特點是聚光焦距短、鏡面和焦點的相對位置固定，因而聚光效率較高，但由于管狀集熱器單位體積的表面積大，熱損失率較高，故集熱效率較低。
碟式：碟式系統的聚光主體為碟形旋轉拋物面聚光鏡，集熱器位于鏡面聚光焦點處，工質在集熱器內被加熱，并驅動熱機做功發電。碟式系統的特點是聚光焦距短、鏡面和焦點的相對位置固定，因而聚光效率較高；集熱器體型較為緊湊，故集熱效率也較高。碟式技術的核心組件之一斯特林發動機尚存技術缺陷，因此該技術還未投人商業化運營。
二、光熱發電和光伏發電的對比
光熱發電和光伏發電的主要技術特點對比如下表所示。
表：光熱發電和光伏發電技術特點對比
與光伏發電相比，光熱發電的理論效率更高、規模效應更顯著，其最大優勢一是通過熱介質儲能，因而具備調峰能力，有望實現全天24小時連續運行，克服光伏發電出力不穩定、周期波動大的缺陷；二是能夠實現熱電綜合利用，通過將熱能分別用于電、水、暖等多種用途，系統整體效率可能達到50%以上。目前光熱發電技術尚處于商業化初期，單位造價顯著高于光伏發電技術，未來具有較大的降本增效空間。
三、國內光熱發電行業發展情況
（一）相關政策情況
中國《可再生能源發展“十二五”規劃》和《太陽能發電發展“十二五”規劃》中均對光熱發電行業發展做出了部署，要求加大技術開發和裝備制造力度，并在具備較好資源和條件的地區積極推動光熱發電示范項目建設，2015年裝機目標為100萬千瓦。《產業結構調整指導目錄》也已將光熱發電系統制造列人鼓勵類范疇。但與光伏發電相比，當前國內缺乏針對光熱發電行業的專項政策，其中最為關鍵的標桿電價和并網保障措施尚未出臺。
（二）項目建設情況
當前國內光熱發電行業正處于由實驗性向商業性過渡的階段。自2004年起，由中科院等單位研發的千瓦級光熱發電系統（塔式、槽式）陸續在北京、南京等地投運，積累了我國首批光熱發電運行數據；2011年，中國首個兆瓦級光熱發電項目（塔式）在北京延慶投人運營；2013年，中控太陽能在青海德令哈建成中國首個10兆瓦級光熱發電項目（塔式）。
國家能源局已對光熱發電行業開展多輪調研，就上網電價等核心問題多次召開會議進行研究。中控德令哈項目電價已獲得正式核準，定價為1.2元/千瓦時。業界普遍認為有關管理部門將確立一批國家級示范項目，并公布標桿電價。
四、光熱發電項目的經濟性分析
目前塔式技術是最為成熟的光熱發電技術。以該技術為例，若項目位于青海等光照條件較為優越的地區，單位千瓦造價控制在20000^30000元，上網電價確定為1.2元/千瓦時，則項目能夠依托自身現金流實現商業化運營。具有代表性的10兆瓦塔式項目模擬測算指標如下表所示。
表：10兆瓦塔式項目模擬測算指標
影響項目經濟效益的主要變量包括發電利用小時數、上網電價等。發電利用小時數每下降100小時，內部收益率降低約0.800。為保證平均償債覆蓋率高于11000，利用小時數至少需達到2000小時。
上網電價每降低0.05元/千瓦時，內部收益率降低約100。為保證平均償債覆蓋率高于11000%上網電價至少需達到1元/千瓦時。
基于上述分析，由于光熱發電項目的初始投資高于常規光伏項目，因此，其對運營期發電量波動的承受能力較弱、對于電價補貼的依賴程度較高。在系統成本未出現顯著下降之前，尚不具備與光伏發電平價競爭的能力。
五、行業發展面臨的主要問題
第一，上游產業鏈尚未建立，投資成本仍然較高。
光熱產業處于發展初期，發電項目裝機規模較小、數量有限，對設備和組件的有效需求不足。受限于市場容量，上游設備制造企業未形成規模化產能，聚光鏡、集熱管、追蹤器等關鍵組件的生產成本居高不下。目前槽式、塔式光熱的單位造價達到晶硅光伏的3～5倍，就成本效益而言其競爭力相對較弱。
第二，商業化項目數量較少，運行效率需要進一步檢驗。
當前國內投人運營的兆瓦級以上光熱發電項目屈指可數，運行時間普遍短于3年，尚未形成具備參考價值的長期運行記錄，在不同地區差異性氣候和光照條件下的運行數據則更為欠缺。在運行效率得到充分的實踐檢驗之前，行業投資規模難以擴大。
第三，專項扶持政策未出臺，投資回報存在不確定性。
光熱發電的各條技術路線差異程度較大，增加了統一劃定標桿電價的難度。目前“一項目一議”的定價方式效率較低，也使投資者難以對項目的收益和回報做出準確的先期判斷。此外，涉及補貼、并網等關鍵問題的專項扶持政策還未出臺，投資者關于政府未來支持力度的顧慮難以消除。
第四，技術還需繼續完善，儲能有待突破瓶頸。
光熱發電技術目前還存在運行效率不穩定、部分組件故障率高等問題，需要依靠技術創新予以改進，亦有賴于持續投人的研發資金支持。其中油質、熔鹽等儲能技術是提升光熱發電系統效率、實現與光伏技術差異化競爭的關鍵所在，但當前受限于成本等因素，實際發展未達到預期水平。
六、銀行融資支持要點
光熱發電當前處于商業化的起步階段，未來有望成長為推動太陽能行業新一輪發展的
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