政策解读

行业新闻

规划成果

产业调研成果

招商策划成果

概念规划成果

地产策划成果

投融资顾问成果

园区规划成果

产业规划成果

企业战略成果


	首页 > 政策解读 > 政策解读

刘晓冰谈国家激励政策对光热发电产业的影响

来源:中机院时间:2014-08-18 点击:1143

国内太阳能光热发电产业是起了个大早，却赶了个晚集。国家太阳能光热产业技术创新联盟秘书长刘晓冰在接受中国证券报记者专访时介绍，国内光热发电早有技术储备和项目落地，却直到今天才即将获得国家实打实的激励政策。他指出，正因为看过了众多新兴产业过去几年所走过

　　“国内太阳能光热发电产业是‘起了个大早，却赶了个晚集“。国家太阳能光热产业技术创新联盟秘书长刘晓冰在接受中国证券报记者专访时介绍，国内光热发电早有技术储备和项目落地，却直到今天才即将获得国家实打实的激励政策。

　　他指出，正因为看过了众多新兴产业过去几年所走过的产业化“弯路”，在充分总结前车之鉴后，国内光热发电行业已经为未来大规模商业化勾勒出了较为清晰的“路线图”：建设实验电站，打通系统流程，发现供应商；建设示范电站，建立产业链基础，打通产业链；建设规模化电站，完善产业链，降低发电成本；建设商业化电站，实现无补贴的竞争式发展。

　　相对优势明显

　　刘晓冰指出，当前国内光热发电产业发展处于起步阶段，仍存在一系列亟待解决的问题。主要问题来自两方面：一是技术成熟度不高，尤其是电站建设的系统集成能力不足；二是上网电价定价机制的不明确及不完善。

　　不过，刘晓冰介绍，相对光伏发电而言，在热能储备完善的情况下，光热发电通过前端生热后端与传统热电工艺联产，可以实现24小时连续发电，这种方式输出的电能质量要远甚于日利用小时数不足12小时的光伏发电。此外，由于热发电避免光伏发电工艺中的硅晶光电转换环节，无需昂贵的晶硅材料投入，其潜在成本下降幅度要远甚于光伏。

　　他说，更为重要的是，光热发电在替代传统一次能源消费中的潜力不可小觑。按照资源统计，我国太阳能热发电装机潜力约为16000GW，发电潜力约为42000TWh/年，折合年发电量可达420000亿kWh，这一数字对比我国2012年49555亿kWh的全年用电总量来讲，意味着可替代当前逾8成的电力消费，这一潜力其他能源替代形式无法比拟。

　　此外，太阳能热发电技术具有优异的环境特性。根据数据统计，以电站的全寿命周期计算，每发一度电，传统火电带来900毫克的碳排放，天然气435毫克，光伏110毫克，风能17毫克，而光热发电仅为12毫克。光热发电整个工艺流程中的环境友好性可见一斑。

　　“四步走”战略

　　刘晓冰表示，光热发电的未来商业模式为，通过电价形成机制与技术发展机制的融合，重点发展和完善电站集成运维技术，从而牢固掌握设计技术。光热发电产业要实现的是自主知识产权的商业化目标，构建完整产业链，直至不依赖补贴的商业化。

　　他说，为实现这一模式，我们联盟研究总结出光热发电产业“四步走”战略：第一步建设实验电站，打通系统流程，发现供应商；第二步建设示范电站，建立产业链基础，打通产业链；第三步建设规模化电站，完善产业链，降低发电成本；第四步建设商业化电站，实现无补贴的竞争式发展。

　　刘晓冰介绍道，当前光热发电产业发展处于从实验到示范的过渡阶段，这一时期行业的主要任务是开展槽式、塔式和蝶式等不同技术路线的实验，每种技术类型不少于2个，这一阶段对应的电站建设总规模目标700MW。在此过程中，要培育一批专业的电站EPC队伍，以10家左右为宜。

　　他预计，到2025年后，也就是完成上述第三个阶段任务，国内光热发电度电水平可降至0.6元/度，与传统电力形式成本相当，届时，光热发电商业化发展阶段才可正式开启。

　　他说，当前国内光热发电成本电价约为1.38元/度，单位投资0.299亿元/MW。预计通过4年时间，到2018年，可将成本电价降至1.15元/度，这期间需要政府投入补贴35亿元。到2021年前后，发电成本可降至0.9元/度，这期间需要政府补贴预计80亿元。到2025年前后时，国内光热发电装机量可突破5000MW，度电成本将降至0.6元/度。前后三个阶段需要的政府补贴额度总计不到300亿元，便可推动光热发电正式进入“平价上网”时代。

　　度电成本下降很关键

　　对于光热发电近段时间市场关注度的持续升温，也有不少研究员持相对谨慎态度。中国证券报记者在采访中发现，他们所指出的光热发电当前最致命的短板便是成本问题。“尽管任何新能源发电形式都会获得政策青睐，但放眼未来，随着国家补贴政策逐渐下调直至取消，它们都要被推向市场，到时候，决定其竞争力的关键因素还在于发电成本。”

　　当前来看，太阳能热发电的成本，无论是相对于火电，还是与其“同根生”的光伏发电来说，均存在较大劣势。综合行业多个研究报告的权威说法，目前国内光热发电的初始投资成本在2.9万元/千瓦左右，度电成本为1.38元/度上下。对比传统火电和光伏发电，光热发电的初始投资成本和度电成本均相当于传统火电的4倍，是光伏发电的2倍。

　　刘晓冰也坦承，目前摆在光热发电全行业面前的最关键问题便是，如何推动行业整体投资和度电生产成本的迅速下降。

　　有光伏行业分析师对中国证券报记者表示，曾经一度是市场“宠儿”的光伏行业，经过长达数十年的规模化扩张，技术几轮升级换代，制造业产品价格一路下跌，目前其度电成本也仅降至1元/度，最低也在0.8元/度上下。以此进程来类比分析光热发电，其当前装机规模不及光伏1/10，且制造业技术水平整体偏低，并缺乏成功商业化案例，如此现状下，要实现度电成本下降，显然并非易事。

　　不过，刘晓冰表示，未来随着国家政策扶持力度的不断加大，凭借自身的天然优势，光热发电还是有望在新能源发电领域实现“弯道超车”的。

　　刘晓冰解释称，光热发电行业未来成本下降的空间十分巨大，这主要体现在技术路线优化升级以及关键部件国产化替代上。

　　在技术路线问题上，目前国内外均以槽式和塔式为主流，其中槽式光热发电站的装机规模为塔式的数倍，处于绝对优势地位。但刘晓冰认为，从行业发展趋势上，目前槽式发电技术的成本下降空间已经饱和，未来最具成本竞争优势的是塔式技术。他解释道，塔式光热电站其吸热器中的工作介质的温度在500 -1000℃，高温度决定了高热值转化效率。同时，相对于槽式系统，由于省掉了管道传输系统，热损失小，系统效率高，也更便于存储热量。这一技术优势决定了在同样规模的投资水平下，塔式比槽式电站的单位投资可下降一大截。

　　而在光热设备方面，刘晓冰指出，仅以光热发电的聚焦集热管这一关键部件为例，其在全球发展近30年，一直以来被德国肖特和西门子两家企业垄断，产品售价居高不下。近两年，随着国内光热发电开始起步，已有十余家企业试制出样管，其规模化生产后的价格可较国外产品下降一半以上。“这意味着光热设备全面国产后的替代成本下降空间潜力十分可观。”

　　按照中信证券的研究分析，在国内市场，光热发电单位投资如果在5万元/千瓦以上，市场难以推广；如果降到3万元/千瓦，市场开始出现；如果再降到1.5万元/千瓦，有较大市场；若降到1万元/千瓦，市场不可估量。

　　刘晓冰乐观地表示，光热发电进入“平价上网”时代，有望在十年左右时间内实现。

上一篇：解析习主席提出的“新常态”

下一篇：专家解读京津“１＋５”合作协议

扫一扫关注
中机院
园区规划
产业规划