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#技术#光热发电行业为什么“热”不起来

#技术#光热发电行业为什么“热”不起来
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新华社采访人员 范培珅/摄
? 本报采访人员 叶伟报道
每当提到太阳能发电行业 ， 首先想到的是光伏发电 ， 实际上 ， 光热发电也是太阳能发电行业的一大方向 。 但是 ， 与光伏发电市场热情高涨相比 ， 光热发电行业发展一直不温不火 ， 市场也显得有些冷清 。
为什么光热发电行业一直热不起来?遇到哪些发展瓶颈?未来又将何去何从?
“断奶”在即
经过多年发展 ， 光热发电产业链已经建立完成并初步成型 ， 示范项目建设也在推进中 ， 但最近受相关政策影响 ， 光热发电行业感到压力山大 。
据了解 ， 1月22日 ， 财政部、国家发改委、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出 ， 新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围 ， 按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量太阳能光热发电项目 ， 按相应价格政策纳入中央财政补贴范围 。
“虽然可再生能源去补贴是大势所趋 ， 但对仍处于发展初期的光热发电行业直接‘断奶’ ， 让很多光热发电行业从业者感到意外 。 ”一位业内人士表示 ， 对于目前上网电价高达1.15元/千瓦时的光热发电站项目而言 ， 这一政策无异于宣告2020年以后国内或将无新增光热项目 。
“目前 ， 光热发电对电价补贴的依赖程度还比较高 。 ”电力规划设计总院原副院长孙锐认为 ， 这会让投资方对光热发电项目越来越谨慎 ， “缺少电价政策支持 ， 可能会令刚刚建立起来的光热发电产业受到一定程度影响 。 ”
双良龙腾光热技术(北京)有限公司总经理卢智恒说：“该政策的发布 ， 让光热发电行业从业者担忧未来的出路 。 但令人欣慰的是 ， 目前 ， 存量光热发电示范项目电价仍是1.15元/千瓦时 ， 并没有退坡 。 同时 ， 示范项目投建截止日期被放宽到2021年12月31日 。 ”
困难重重
2015年9月 ， 国家能源局启动首批20个太阳能热发电示范项目建设 。 截至目前 ， 20个示范项目中仅有3个项目投运 ， 分别为中广核德令哈50兆瓦槽式电站、首航节能敦煌100兆瓦塔式电站、中控太阳能德令哈50兆瓦塔式电站 。
为什么光热发电行业发展之路如此坎坷?“光热发电面临核心技术还不成熟、电站建设和发电成本相对较高等难题 。 ”业内专家表示 。
首先 ， 光热发电核心技术亟待进一步突破 。 虽然我国光热产业链已经相对完整成熟 ， 但是部分核心环节依然存在技术短板 ， 比如汽轮发电机组、集热管等 。 同时 ， 国产吸热器、熔盐泵、熔盐阀和流量计等设备的可靠性、安全性有待验证 。 另外 ， 值得注意的是 ， 光热发电的槽式、塔式、碟式和菲涅尔式等各条技术路线差异程度较大 ， 目前存在运行效率不稳定等问题 。
其次 ， 光热发电站面临占地面积广、项目建设和发电成本高等问题 。 “由于我国光热发电产业刚刚起步 ， 远没有达到经济规模 ， 致使光热发电的成本较高 。 目前 ， 光热发电工程投资在2.5万-3万元/千瓦 。 ”孙锐说 。
一位业内人士也表示 ， 由于国内光热产业还处于示范阶段 ， 光热发电站装机规模较小 ， 尚未形成规模化 ， 造成成本较高 。 “从初始投资成本看 ， 光热发电站的单位千瓦投资成本在2.5万-3.5万元 ， 是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍、光伏电站的4-5倍 ， 关键的太阳岛和储热岛固定投资分别占50%-60%、15%-20% ， 并且储热时间越长 ， 投资成本越高;从度电成本看 ， 据业内估算 ， 塔式光热电站的度电成本在1元/千瓦时左右 ， 相当于煤电的3-4倍、陆上风电的2.3倍、光伏发电的1.4-2倍 。 ”
第三 ， 资金成为制约光热发电发展的一大瓶颈 。 孙锐坦言 ， 一些投资方为民企的光热示范项目 ， 遭遇融资难、贷款难窘境 ， 项目进度一推再推 。 一位业内人士认为 ， 光热发电项目的融资需求巨大 ， 但由于国家未公布明确的电价机制 ， 金融机构等投资行为受到较大约束 。 同时 ， 光热发电成本相对较高 ， 经济性较差 ， 金融机构投资热情不高 ， 造成项目融资困难 ， 整个光热发电产业也缺少现金流 。


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