2010中國太陽能光熱發電發展分析
匯電市場研究報告網訊“我現在有20億現金，賬戶上有200億，希望投資光熱發電項目。”2010年初，壹家從事傳統能源開發的跨國公司告訴中科院電氣所的人，該所是國內太陽能熱發電研究的領先機構。
仍然有大量的巨額資金渴望找到類似的投資渠道。面對傳統能源的日益稀缺和央企不可動搖的壟斷地位，新能源自然成為最理想的出口之壹。近期，繼水電、風電、核電、光伏發電的投資熱潮之後，光熱發電逐漸升溫，進入投資者和戰略決策者的視野。
10年10月20日，位於內蒙古鄂爾多斯的50 MW槽式太陽能熱發電特許權示範項目(以下簡稱50 MW火電項目)正式對外招標。這是中國第壹個商業化的太陽能熱發電項目，初步預計年發電量為1.2億千瓦時。業界希望利用該項目考慮國內R&D技術，探索符合國情的商業模式，帶動市場規模化發展。
2007年頒布的《可再生能源中長期發展規劃》指出，“十壹五”期間，在甘肅敦煌和西藏拉薩建設大型並網太陽能光伏電站示範工程，在內蒙古、甘肅和新疆建設太陽能熱發電示範工程。到2020年，中國太陽能光伏電站總容量將達到2000兆瓦，太陽能熱發電總容量也將達到2000兆瓦。
但目前光熱發電的進展遠遠落後於光伏。“相比光伏電價，光熱電價還是很高的。國家發改委和國家能源局對太陽能熱發電的發展壹直有顧慮。”壹位參與鄂爾多斯項目可行性研究的內部人士告訴記者，“畢竟可再生能源資金有限，決策層更傾向於選擇低成本的可再生能源先行開發。”
根據財政部今年4月制定的《可再生能源專項基金管理辦法(草案)》，該基金將主要用於補貼電網企業接受可再生能源電力發生的財務費用，其來源為可再生能源電價附加收入和財政部專項資金。按目前可再生能源每千瓦時4%的附加量計算，基金總額約為每年6543.8+02億元。
由於光熱發電沒有光伏、風電等新能源不穩定、不連續的缺陷，許多國家在未來能源規劃中將其定位為電力的基本負荷。根據集熱方式，光熱發電可分為槽式、塔式和碟式三種，槽式最具商業可行性。
973(國家重點基礎研究計劃)太陽能熱發電項目首席科學家、中國電協副理事長黃翔預計，到2020年，我國火力發電市場規模將達到22.5萬億至30萬億元，火力發電總量將占年發電總量的30%-40%。
然而，也有悲觀主義者。多家從事太陽能熱發電設備制造的企業在接受記者采訪時表示，雖然熱電市場前景良好，但規模化難度很大，目前還只是“沙盤上的房子”。
七年的延遲
鄂爾多斯50 MW火電項目早在2003年就開始醞釀，原定於2010第壹季度招標。但電價方案壹直懸而未決，導致競價時間壹再拖延。
在2006年舉行的中德科技論壇上，該項目被正式確認為中德合作項目。2007年，經國家發改委批準開展前期工作。
隨後，德國太陽千年公司(以下簡稱太陽千年)與內蒙古綠能新能源有限公司(以下簡稱綠能)合資成立了內蒙古陡坡太陽能開發有限公司(以下簡稱陡坡)，專門從事項目的可行性研究報告和實施。其中綠色能源占股75%，太陽千禧占股25%。
綠能公司總經理薛繼剛告訴記者，項目啟動之初，孫千年計劃自行運營該項目，但根據我國相關規定，電力外資比例不能超過25%。於是，太陽千禧找到了綠能作為合作夥伴。
根據2008年6月5438+10月項目可行性研究報告，項目總造價約為1.8億元，年均總發電量約為1.2億千瓦時。以25年運營期計算，如果資本內部收益率為8%，稅後上網電價需要達到2.26元/千瓦時。
“與國外電價相比，我們還是低的。”薛繼剛解釋說，即使與當年國家發改委批準的光伏電價相比，光熱發電仍有很大的競爭優勢。當時上海崇明島光伏項目和內蒙古鄂爾多斯聚光光伏項目的核準電價都在4元/千瓦時以上。
沒想到，就在Step以2.26元/千瓦時的上網電價向發改委申報項目時，發生了金融危機，光伏組件價格暴跌。全國首個光伏並網發電示範項目敦煌10 MW太陽能項目，最終中標價格僅為1.09元/千瓦時。
這壹突然的變化直接導致了NDRC拒絕德普的計劃。此後，Step將電價降至1.8元/千瓦時，但仍因電價過高而不允許。
“火電核定電價和上網電價的差價需要政府買單。”鄂爾多斯項目科研負責人江斯拉夫說，內蒙古火電價格為0.285元/千瓦時，兩者相差接近2元/千瓦時。照此計算，國家每年需要財政補貼約2億元，25年就是50億元。
接近國家能源局的人士告訴記者，壹個項目的補貼可以由政府承擔，但壹旦形成示範，各地紛紛效仿，壹哄而上，決策層擔心應付不過來。此外，特許權招標後上網光伏價格再次下降，決策部門有意效仿。
2010年3月25日，國家能源局再次發布《關於內蒙古太陽能熱發電示範項目建設的批復》，決定采用特許權招標方式建設項目，通過公開招標方式選擇投資方、確定上網電價，並要求電站設備及組件按價值折算的國產化率達到60%以上。
然而，這個答復並沒有讓鄂爾多斯項目立即啟動。“以前的價格是根據設備和部件的進口價格計算的。由於國內沒有可供參考的樣本，本土化能力有待考察。”薛繼剛說。
同時，光伏發電市場的競爭也越來越激烈。8月，第二批國家大型光伏電站特許項目開建，13個項目上網電價均低於1元/千瓦時。遠超預期的普遍低價讓NDRC和國家能源局感到尷尬(詳見第18期2010期《光電低價戰》)。
受此影響，國家能源局內部壹度傳出50 MW火電項目特許權招標無限期推遲的消息。
“在企業層面，光熱發電市場已經啟動很久了，但如果沒有商業化項目，企業捕捉到政府的不作為後很可能會掉頭，這個市場也就無從培育。”壹位太陽能設備制造商告訴記者。
9月，國家能源局召開了壹次由感興趣的投資者和相關設備供應商參加的內部會議。壹個半月後，50 MW火電項目經過7年的準備終於發布了招標公告，項目總投資人邀請時間為3個月，截止到65438+2月20日。開標時間定為2011 1.20，工程建設期為30個月。
發改委搖擺不定
七年來，上網電價壹直影響著國家發改委的態度。它就像懸在決策者頭上的壹把劍。即使項目已經開放，這種擔憂並沒有消散。
“國家發改委和國家能源局對這個項目壹直非常謹慎、認真和擔心。”接近發改委的人士告訴記者。
5月10日，“十二五”戰略性新興產業發展重點咨詢研究項目新能源產業課題組項目會議上，光熱發電作為重點被要求做詳細陳述。
記者了解到，對於光熱發電，國家發改委的初衷是根據光伏發電實踐，先批準壹兩個項目啟動市場，再通過特許權招標探索標桿上網電價，促進產業向規模化發展。這也是鄂爾多斯項目最初走審批程序的原因。
然而，光伏發電上網電價的突然下降和可再生能源資金的短缺使NDRC陷入兩難境地。上述接近NDRC的人士表示，壹方面，電價在哪裏審批，NDRC壹直無法給出定論。國內沒有可供借鑒的示範項目，產業鏈也不成熟完整，使得國家發改委既沒有參考標準，也沒有準確的測算。“政府不知道定多少，自然不敢批。他們不知道這是否合理。”
另壹方面，光伏上網電價下降幅度較大，支持光熱的補貼對光伏的作用可以翻倍。“所以我決定先發展光伏，等關稅能降更多的時候再去光熱。畢竟這些補貼最終會分攤到用戶身上，結果就是提高電價，也會給NDRC帶來很多爭議。”
3月，國家發改委(NDRC)提出了特許權招標方式和60%國產化率的要求，希望降低光熱電價。
有專家指出，火電站建設成本直接影響火電並網價格。若每千瓦單位成本降至654.38+0萬元以下，上網電價可降至654.38+0元/千瓦時以下，逐步向風電現行標桿電價0.565.438+0元/千瓦時逼近。
NDRC曾壹度希望與歐盟合作。記者獲悉，8月，國家能源局新能源司副司長石立善等人在參加完布魯塞爾能源大會後，專程赴西班牙考察光熱發電項目。
此前後，石多次與歐盟聯系，希望歐盟以贈款或貼息貸款的方式大力支持這壹中德政府合作項目，以減少中方支付的成本，降低電價，使項目早日啟動。
“歐盟沒有同意，否則可能會采取批準電價的方式。”據知情人士透露，直到這個項目招標公告發布前半個月，國家發改委還在做最後的努力，但始終沒有定論。“各種方法都失敗後才能招標。”
記者了解到，為了遏制光熱價格虛高，國家發改委還特意在標書中增加了“特別條款”——投標價格不得高於國家批準的光伏價格。目前已批準的光伏上網電價中，最高價格為1.15元/千瓦時。
這個“特別條款”源於9月份國家能源局組織的壹次內部協調會。華電、中廣核、大唐、華能、國電等七八家有意向的投資者和五六家設備供應商參加了會議。會上，中廣核、大唐、國電均表示1.65、438+05元以下電價可以做，其他未定企業沒有當場反映價格太低。
薛繼剛告訴記者，根據對各設備廠商的詢價結果，1.5元/千瓦時左右的電價較為合適，但NDRC仍認為過高。“畢竟我做了詢價，沒有談量產後的成本。也許大企業談1.15元的價格沒有問題。”
事實上，在擔心高電價的同時，NDRC也對可能出現的超低電價保持警惕。記者獲悉，為避免招標過程中惡性競爭，先評審技術方案，合格後評審價格標。電價約占考慮因素的70%。
沙盤上的房子
為了準備7月底的發射，政府釋放的這壹積極信號讓參與其中的人歡欣鼓舞。
863太陽能熱發電項目總體組組長、中科院電工所研究員王誌峰表示，50 MW的熱發電項目不僅會引起火力發電行業的覺醒，還會引起整個火力發電產業鏈的覺醒，包括電力公司、設備制造商、銀行、投資者等。火力發電有望成為新能源投資的下壹個藍海。
很多聲音認為“操之過急”，新能源產業的發展過程壹般都是從技術研發開始，經過成功的實驗和論證後再進入商業化階段。
目前國內的研發工作有限。雖然實驗示範項目正在建設中，但結果尚未可知。另外，國家也沒有出臺針對性的扶持政策，不足以支持這個裝機量很大的商業項目。
壹位從事光熱研究利用的央企負責人在接受采訪時表示，“我們現在的自主研發有點不計成本，只是為了自主知識產權，但成本並沒有下來。在商業化運營方面，還沒有形成標準化、管理維護等標準體系和盈利模式，以及金融、融資、建設、產業鏈體系、政策管理等壹整套鏈條，還沒有實現商業化的可能性。”
不容忽視的是，熱電產業鏈中的核心技術，如系統集成、集熱管、聚光鏡等，仍然掌握在國外企業手中。如果不能解決，將嚴重阻礙市場的大規模發展，這也是國家發改委要求50 MW熱電項目國產化率的重要原因。
50 MW火電項目前期國產化調研結果不容樂觀。在系統集成方面，目前只有中國機場和華電工程兩家企業在建設完整的發電測試系統。由於沒有實際應用，無法證明其完整性、成熟度和可靠性，成為令人擔憂的問題。
至於集熱管，雖然有北電太陽能研究院、黃明太陽能、深電威振太陽能等多家公司在進行自主研發，但目前只是樣品輸出階段，沒有工程驗證，量產能力和質量未知。
在聚光部分，鏡面產品的彎曲精度和反射率主要由先進的設備來保證。據了解，浙江大明玻璃從國外引進的世界第三條生產線還在運輸過程中。如果年底安裝完成，可能明年就能上市。如果不能按期供貨，國內沒有其他廠家能提供符合國外同等技術水平要求的產品。
但到目前為止，外國公司不想把他們的技術轉移到中國，即使他們使用市場份額交換。中國光伏產業的快速規模化始於國外公司將光伏設備制造產業全部搬到中國，而光熱發電領域卻沒有這樣的機會。
據悉，西班牙最大的太陽能公司阿本戈太陽能(Abengoa Solar)進駐中國已有四五年，壹直希望在中國獨立運營該項目，但拒絕與中國本土企業合作。
上述央企負責人表示，光熱發電的核心技術被國外大企業壟斷，沒有汙染壓力，回報豐厚。比如集熱管利潤能達到200%-300%，國外企業無電轉。“我們和西門子、阿本戈等大企業談過合作，答應幫他們拿到中國的項目，但要求技術合作，但這些企業不願意為項目換技術。”
“無論誰中標，詳細設計國內都做不了，光場安裝維護國內也做不了。”壹位不願意透露姓名的業內人士告訴記者，“我希望最終中標的投資方能夠和國外公司聯手，這樣成功的幾率會更大。”
央企準入
“國家想把電價控制在壹定範圍內，但他們對火力發電不太了解。壹系列他們認為是雞毛蒜皮的問題，在具體項目上可以自己解決。”全程參與鄂爾多斯項目的黃翔告訴記者，他並不認同國家發改委制定的電價上限1.15元/千瓦時。
黃翔認為，“對於第壹個或最初的幾個項目，我們不應該對電價要求太高。我們不應該只想著做壹個特別低的價格，而是要做壹個好的價格。我們不應該只看價格。”
更不利的是，耗時多年的鄂爾多斯項目，在起步階段就已經面臨多重額外成本。據了解，經過幾年的時間，這個項目前期勘探和方案咨詢的費用已經高達3000萬元，需要由中標方支付。
此外，該項目位於鄂爾多斯杭錦旗巴拉貢鎮，占地面積約1.95平方公裏，土地成本約4000-5000萬元。“這是壹塊可以開發農田和牧場的土地，價格高，選址不太合理。其實還有很多幾十塊錢壹畝甚至免費的土地，更適合建火電站。”
光熱發電只適用於年日照輻射超過2000千瓦時/平方米，土地坡度不能超過3%的地區。本項目年用水量約為65438+50萬立方米，與火電基本持平。但該項目水源不足，只能采用空氣冷卻，不僅可能導致電能轉換率下降65，438+0%，還會提高投資成本。用以上電價來消化是不合理的。
價格上限的嚴格要求，可能導致資金實力小、融資能力弱、抗風險能力弱的民營企業被拒之門外，實力強、節能減排壓力大的央企再次集體登臺。記者了解到，截至165438+10月中旬，中廣核、大唐、國電、中節能、阿本戈已購買招標文件，央企占比80%。
“每個發電集團都非常看好新能源。”五大電力巨頭的壹位負責人向記者直言，“為了提高可再生能源的份額，大家都非常努力。”
目前，五大發電集團都有自己的小規模太陽能熱發電示範項目。有分析指出，這些企業未來可能會通過擴大規模大幅降低投標價格，以搶先拿下50兆瓦火電項目。原因不言而喻。光熱發電規模越大，每千瓦時的電價成本越低。中標的項目可以作為未來更大容量電站的壹部分，先以低電價中標，再將成本分攤到後續建設項目中。
還有媒體報道，各大電力集團已經開始在火力發電領域圈地。我國適合發展光熱發電的土地資源有限。“誰先上項目，就給誰地，大家自然蜂擁而至，為後續擴張預留了大量土地。”
三年前，五大發電集團中，只有華電跟著中科院做示範工程。最近半年，約300萬千瓦火電項目完成項目建議書，幾大電力巨頭私下操作了壹些未公開的項目。國電集團吐魯番光熱發電項目人士曾說，其項目只有100千瓦，但圈地幾千畝，正是為了以後大規模擴建。
光伏發電領域已經出現的央企超低價格壟斷局面，似乎即將在光熱發電領域上演。如此壹來，如果火電低電價持續下去，不但不能提高投資回報率，吸引更多社會資本參與，還會影響定向補貼政策的出臺。
“政府對太陽能熱電項目的認知還不夠，對市場前景也不是那麽熟悉。”上述熱電設備廠商表示，熱電項目要想長期穩定提升，必須有針對性的政策支持，這樣銀行融資才會相應跟進。
決策層有矛盾。比如，超白玻璃是生產光熱發電用聚光透鏡的基礎原料，但玻璃制造業被工信部定為淘汰落後產能的重點領域，銀行對玻璃制造業全線停貸，勢必影響光熱發電上遊原料的生產。
2010年8月，美國能源基金會委托上海中科清潔能源技術發展中心對中國太陽能熱發電市場進行調查。研究的結論是，中國對可再生能源的支持與關註程度正相關。雖然扶持政策類型比較齊全，但存在跟風的政策現象，不具有長期性和穩定性。
“今天能源熱，政策搶著來；明天能源熱了，這裏的政策會突然消失，都去那個領域。這會讓投資者看不到穩定的市場回報。”上述研究的負責人龔思遠告訴記者。
分析報告。