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5月24日,太阳千年北京首席代表周立新对记者坦言,自年初鄂尔多斯50兆瓦光热发电开标之后,国内企业关注此一领域的热度开始升温,“不仅五大发电集团,甚至是四小发电集团,都在和我们联系”。
6月1日,国家发改委《产业结构调整指导目录(2011年本)》将正式施行,在指导目录鼓励类新增的新能源门类中,太阳能光热发电被放在首要位置。
“现在关键是国家对于这一块的扶持政策没有出来,同时技术路线、产业链、成本、储能方式等也是需要解决问题。”973太阳能热发电项目首席科学家、中国电气协会副理事长黄湘分析,中国光热发电或仍需要约三四轮特许权招标,以对光热上网电价进行摸底,最后才出台固定的标杆电价,“所以光热发电的爆发点可能在五年,甚至是十年之后”。
黄湘同时对记者预测,如果到2020年我国达到3万平方公里的太阳能光热发电开发,将能够解决全国总用电量的30%-35%,光热发电市场规模可达22.5-30万亿元。
入场阀门打开
1月20日,国内首个光热电站特许权项目——鄂尔多斯50兆瓦光热发电工程开标,在仅有三家投标者参与竞逐的前提下,大唐新能源最终以0.9399元/度的低价中标。
“这个价格很低了,国外一般会在2元/度以上,最低的也在1.5元/度以上。”周立新说。
作为该项目最早的推动方,太阳千年在做了详尽的考察后,在最终形成的一份报告中认为:内蒙古光热发电项目总投资约16亿元,每年可发电1.2亿度以上。业内预计招标后的上网电价可能会在1.8元~1.9元/度。
在错过了光伏产业的契机之后,光热发电成为部分企业新的蓝海。
据记者了解,包括皇明太阳能、力诺瑞特、中海阳、龙源电力、湘电股份等企业目前均已加大了对光热发电领域的投资。以中海阳为例,其已在成都投资一条太阳能聚光热发电反射镜项目,一期工程总投为5亿元。
“国外光热发电的市场发展迅速,譬如2009年的时候装机容量达到了70万千瓦,到2010年的时候直接升至90万千瓦左右。”皇明太阳能中高温工业推广部部长王杰告诉记者,该公司现在也在密切跟踪如青海格尔木1000兆瓦光热发电项目,“南非和印度也有项目找到我们”,并要求做的是整个电站的系统集成,所以皇明已和国内企业组成联合体。
2007年国家发改委《可再生能源中长期规划》中曾做出具体计划,中国到2010年建成太阳能热发电总容量5万千瓦,到2020年达到20万千瓦。
一位接近国家发改委人士此前对媒体透露,2012年之前,国内将有1000兆瓦至2000兆瓦的光热项目启动。
技术和成本难关
光伏发电是指利用太阳能电池技术,将光能转变为电能。而光热发电是指将太阳能聚集,通过换热装置提供蒸汽,进而驱动汽轮机发电的技术。
一位要求匿名的光热企业高管表示,与光伏在国内形成从多晶硅、硅片、电池、组件等高度一体化的集成不同,国内光热发电产业由于产业链不完善,目前仍处于规模偏小、技术路线不成熟等“小打小闹”状态,“同时对技术路线方面也有所争议”。
根据聚热方式不同,光热发电技术路线分槽式、塔式、碟式和菲涅尔聚焦4种,其中以槽式发电应用最广泛。2009年,在全世界运行的槽式太阳能热发电占整个太阳能聚热发电装置的88%,占在建项目的97.5%。
前述高管认为,碟式发电先前处于试验状态,但现今在美国已进入商业化运营阶段,且占地面积更小,一度电只需1.4升水,远小于槽式和塔式发一度电需要3785.4升水的需求。“或许在未来更有前途。”
就光热发电最为成熟的槽式光热发电系统而言,其主要由集热管、聚热镜片、汽轮机和支架等零部件构成。与光伏发电产业基本已经实现国产化不同,光热发电的上述配套零部件产业链尚未建立,而其核心部件集热管,仍为德国肖特公司与西门子两家公司垄断。
“我们已成为继肖特、西门子之后,全球第三家开发成功集热管的企业。”王杰透露,在此次鄂尔多斯中标的项目中使用的就是皇明的集热管。但他承认,“目前仍处中试阶段,70兆瓦生产线需要等到下半年才能达产”。
另一重要的方面是成本难关。全球光热发电规模最大的西班牙,其光热电价仍维持在3.3元/千瓦时的价格上,即使考虑国产化程度可以降低成本的因素,中国光热发电的电价仍会保持在2元钱左右。
根据皇明太阳能的预计,中国光热发电的上网电价2015年可到1.4元/千瓦时-1.6元/千瓦时,2020年可到0.6元/千瓦时-0.8元/千瓦时。
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