中国光热发电 跟在光伏后面

2012年8月，三亚太阳能热发电国际论坛——中国CSP相关企业集中度最高的活动之一，中国科技部太阳能光热产业创新战略联盟的“产业发展与商业化及战略研究”座谈会中，参会代表们正在商讨着CSP产业如何应对光伏发电成本不断降低所带来的影响。与此同时，中国光伏行业也在经受着诸多困境。在光伏之后发展起来的CSP产业该如何借鉴光伏的经验和教训?

同样的十年

无论光伏还是CSP，市场的起步都在2002年以后。如果追溯大型电站的起步，CSP要早于光伏——早在上世纪八九十年代，位于美国Majave沙漠的9座槽式电站(总装机354MW)就已经陆续投入运营。石油价格是影响太阳能发电的重要因素，它直接关系到太阳能发电的经济性。2000年石油价格约为23美元/桶，到了2005年已经突破70美元/桶。在这样的背景下，包括太阳能发电的新能源逐渐受到关注。作为率先推出太阳能发电上网电价之一的德国成为了当年最大的市场，但是这个国家的日照条件并不适合热发电。

光伏的灵活应用形式逐渐成为了德国太阳能应用的主力，直到西班牙推出太阳能发电上网电价后CSP才找到了市场。但西班牙的刺激政策并不是良性的，市场暴涨后很快就遇到了财政阻力。

CSP第二大热土在地域辽阔的美国，更灵活的电价补贴政策推动了热发电在加州、内华达、亚利桑那州等西部几个地区的发展。但是，此时光伏已经在欧洲和北美大面积“开花结果”。在过去两年中，全球光伏装机量是CSP装机量的30倍以上;光伏企业已超过千家，而CSP企业数量还差很多。

从产品的性质来看，光伏属于半导体行业，热发电属于传统工业领域;这种差异必然导致两者的行业发展曲线的差别。从历史看，工业的发展较为漫长，而半导体业的发展则更迅速，每隔几年都会出现更新换代——这就导致光伏制造企业每隔一段时间都会推出新代号、转换效率更高的产品，而CSP产业更多的在降低成本。

产业成型

目前中国已经形成了完整的光伏产业，而CSP产业则刚刚起步;但两个行业的从业者心态已经完全不同——前者不得不面临产能严重过剩导致的运营危机，后者则期待市场真正启动后所带来的机遇。但这两个“兄弟”产业也有相似的地方，如产业起步时技术都从欧美进入中国。

产品制造离不开设备。在早期光伏产业发展中，大部分设备都依赖进口，虽然一些简单的设备如层压机等已经完全国产化，但硅片和电池片制造环节依然需要依赖进口设备。光伏产品的原材料和辅材也初步完成了自由产能的建设，同样是核心产品如浆料、EVA、背板等还有相当一部分来自于进口。CSP产业的起步也有类似的地方。在热发电产业链中，有相当一部分是传统的工业设备，如跟踪系统、传统吸热器、控制器、压力容器、熔融盐、热交换设备、汽轮机、冷却系统等，但在几个核心环节——如真空集热管、系统集成等领域——还没有长时间检验的成熟技

术。即使如此，热发电产业的每一个环节都已经出现中国企业的身影，成长只是“时间问题”。

担任中科院电工研究所太阳能热利用及光伏重点实验室主任并兼任中国科技部太阳能热发电光热产业技术创新战略联盟(下称光热联盟)理事长的王志峰评价中国CSP行业“还是有序发展的”，“在关键技术上已经开始突破，但是生产能力建设还得看市场。现在迫切解决的问题是随着产能的逐渐增长，相关的标准、规范及检测能力建设要跟得上。热发电对质量要求很高，不仅有性能的要求，安全性也要重视，因为在高温高压下如果出现问题造成的影响要远远大于其他太阳能产品。”中国光伏产业的国家标准已经远远落后于目前的产业发展，CSP产业的规范已经开始制

定。

如果说光伏业最受关注的产品是组件和逆变器，CSP则是集热管和反射镜。在2011年三亚热发电会议上，能够推出成品集热管和反射镜的厂家还寥寥无几;一年后的同一个会议上，已经有超过十家在展示其量产产品。中国的热水器已经发展了超过20年的时间，所采用的真空集热管与槽式CSP的产品有相似之处，因此如力诺、皇明、北太所等传统企业也开始涉足CSP;而传统镜业企业也将其产品线延伸至CSP。但技术创新并不是简单的技术转移，王志峰表示，“玻璃巨头Glasstech已经形成了一个‘专利池’，任何一家做热弯技术的厂家都会遇到他们的技术壁垒。”这也就不难解释中国多家CSP反射镜厂家都选择从Glasstech进口设备。王志峰补充到，“自主研发有两个层面，进口设备再做研发是其中一层，中国没有人会试图生产热弯炉来代替进口设备;

第二个层面是更换技术路线，如反射镜不采用热弯技术，而采用冷弯或复合玻璃、铝镜、薄膜等其他技术路线。”另一个玻璃巨头肖特则控制了对膨胀系数要求更苛刻的真空集热管玻璃的技术，这家德国公司特殊配方的玻璃使其成为全球两家最有名的集热管供应商之一——这两家的技术路线也不相同。

王志峰对中国热发电产业对进口产品依赖程度不同于光伏产业的理解归结于市场的启动速度，“2009年如果中国热发电市场启动的话将会大量依赖进口产品和技术，但2012年就完全不同了，市场发展的缓慢留给了产业技术研发、产能建设一定的时间。”但这时间并不充足，“CSP电站动力岛等传统部分已经没有问题，但真空管和反射镜还需要检验，中国室外应用时间最长的产品也不过是从2010年8月开始的。”

光伏有晶硅、薄膜、CPV、有机组件等多种技术路线，CSP也有槽式、塔式、碟式、菲涅尔式之分。正如晶硅产品占光伏市场的大多数，在CSP中槽式电站的装机量也高于其它技术路线。薄膜和CPV的发展部分动力来自于一段时期多晶硅材料价格过高;而CSP的材料大都是传统工业材料，如玻璃、钢铁等，因此降低成本需要突破技术垄断、优化设计和集成方案。CSP的系统集成难度要远远高于光伏。曾担任华电工程副总经理、现担任华电分布式能源工程副总经理的李和平表示，“光伏的应用形式非常灵活，并且复制性很大;而热发电需要更多种技术相互配合。”同时兼任光热联盟副理事长的李和平不仅参与了多个光伏项目，还在中科院八达岭塔式电站中参与了项目开发和吸热器、蓄热器等关键设备的研发，他正参与引领华电工程开展甘肃金塔50MW槽式电站的建设。

西北电力设计院是中国参与热发电项目最多的相关公司之一，其发电设计公司设计总工程师李永生表示，“虽然参与了多个项目的可研、设计工作，但还有很多细节需要完善，并且设计的合理性也需要通过实际项目的建设、运营反映出来。我们也需要学习国外的设计技术。”

同位于西安的另一家大型设计机构西北电力勘测设计研究院已经参与了超过1GW的光伏电站项目，其光电设计分院副院长肖斌表示正试图进入热发电的设计领域，“热发电系统设计复杂性要远远超过光伏，并且光伏的成本和造价比较透明，而热发电的设计方案与投资成本的关系非常大，如果设计不合理会导致投资成本增加。”这家在水电项目设计有丰富经验的单位已经组织团队对CSP设计进行梳理和学习。

CSP系统集成在中国也刚刚起步。正如中广核在第一个大型光伏项目中选择了比利时弈飞作为合作伙伴，他们在热发电项目的合作中找到了来自德国的太阳千年。自从2011年开始，大量国外热发电企业进入中国市场，试图找到合适的合作伙伴。目前已经破产的太阳千年驻中国代表曾表示一旦中国产业成熟起来后他们将难以单独获得订单，所以要抓住产业成长过程中的机遇。BrightSource也将目光转向中国，这家运营全球最大规模塔式电站的公司已经低调地与中国一家国有企业签署了137MW塔式项目的初步合作协议。

技术和资本是产业发展的两个重要推动力，这两个因素往往也密切结合在一起。光伏产业在十年的发展中已经出现了超过二十家在各个资本市场上市的企业(上市公司涉足光伏业务的不算在内)，而CSP从业者正期待着凭借热发电市场的启动进入资本市场。

在早期的中国光伏一线企业中，多家企业的创始人以及大量CTO等高管都有海外留学经历;中国CSP产业中则充满了大量本土“破茧而出”的创业者。随着中国融资环境越来越好，一些在海外拥有技术专利的人士开始在中国寻找投资并落户。这些手握专利的创业者并不容易获得资本的青睐。在2011年三亚热发电会议上，有超过十家投资公司希望从参会者中寻找到商业机会，但一年以后的会议上，这些投资者大都不见了踪影。

部分技术已经获得了资本的支持并显现出拥有竞争力的迹象，而有一些在数年后被验证与市场脱节。Solar &Environmental Technology Corp (SETC)便是从中国消失的企业中的一家。据知情人透露，SETC在当年凭借一套图纸从美国来到中国融资，并宣称其拥有储能系统的CENICOM系统拥有远低于当时CSP发电成本的潜力，在找到合作伙伴并获得投资后，先后成立了新霓空太阳能(中国)有限公司和彩熙太阳能环保技术(天津)有限公司，后者则宣称建成了140MW年产能的生产基地。这家公司在成立数年后几乎没有业绩，最终退出。

一位CSP行业资深人士对那些宣称可以达到低电价——甚至宣称度电成本可以做到2毛钱的技术表示强烈质疑，“他们看中的是中国大量游资，新能源也是热门行业，最重要的是中国投资者并不是很懂热发电。这些技术在CSP已经发展了30年的欧美市场并不被看好，所以他们选择了对这个行业较为陌生的中国。有些企业宣称度电成本可以做到8毛、5毛甚至2毛，当我问他们为何不去在电价更高的欧洲、印度、南非去推广时，他们往往答不上来。”

这位资深人士曾接触到一个项目，上海的一家投资公司为一项从美国带来的太阳能发电技术先后投入了上千万美元并使其落户无锡，这个技术既不是光伏，也不是CSP，而是一种通过温差半导体发电的技术。在陆续投入了2年后，这家投资公司的董事会发现已经产出的结果与美国人当时所宣称的并不一样;而此时这家公司的创始人已不见踪影。“这些拿技术来融资的外来者常常给自己设计了精细的退路，一旦产业化完不成就选择破产，最终亏损的是投资人，而技术还掌握在他们自己手上。”

在光伏业也出现过类似的先例。应用材料在多晶硅价格高点推出了非晶硅薄膜生产设备，由于设备售价非常高，难以说服买家。于是，这家顶尖的设备供应商向中国企业讲了一个很美好的故事。应用材料计划在陕西建设一座使用薄膜组件的光伏电站，并找到在光伏业拥有一定权威的西北勘测院做了可研和设计方案，并完成了前期立项。应用材料通过电站前期工作给出了远低于当时晶硅组件的度电成本，并以此增加了客户购买的信心。这家目前依然是光伏业最大的设备供应商在多晶硅暴跌至正常价格水平后不久便选择不再对外出售整线薄膜生产设备，而购

买了其设备的三家企业目前只有一家还在苦撑着生产。上述资深人士表示，“我非常想给中国有意涉足热发电的单位提醒，我们不能简单的当作国外技术的试验田，现在出现了不少被骗的项目，受骗者也包括地方政府。”

美国eSolar曾在2011年初与山东蓬莱电力设备签署了CSP与生物质发电互补项目，澳大利亚的雄狮国际投资有限公司与华电集团曾计划在格尔木合建1GW塔式电站，最终这些项目都无果而终。益科博曾宣称其MH-CSP可以做到低于5毛的电价，而事实上，益科博在海南三亚的1MW示范项目发电量远不如预期，如果根据实际发电量来计算，度电成本甚至要接近2元。

纵然有一些并不靠谱的技术存在于市场，欧美的CSP技术依然需要中国产业去学习。在2012年11月中旬，光热联盟以及北京科委共同组织多家中国代表性的CSP参与机构前往西班牙探讨合作。西班牙Abengoa凭借其丰富的经验已经在中国与多家企业建立了合作关系。

就在国外技术进入中国的同时，哈尔滨汽轮机厂与黑龙江中京新能源签署了阿根廷萨尔塔省的一座20MW CSP项目的总承包(包含技术协议)合同，成为第一家向海外市场输出整套设备的中国企业。

艰难撬动的市场

光伏市场是从国外起步的，中国制造的产品大都销往德国、美国等欧美市场。虽然CSP的市场依然在国外，但同样部分技术也掌握在欧美企业手中。2012年是中国CSP非常重要的一年，多个示范项目陆续完成，商业项目开始启动。王志峰把项目的启动归结于必然，“2012年是中国十一五的最后一年，其中几个重要的成果和技术突破都是十一五期间的863项目。科技部在十五期间对热发电投入很少，在十一五期间开始了大量投入。”

市场的发展离不开政策。除了中国的十二五规划对2015年CSP市场规模达到1GW的目标要求外，只有特许权招标的电价，而上网电价依然悬在“空中”。王志峰并不认为单单靠上网电价就能打开中国热发电市场，“国家能源局正在委托光热联盟牵头编制《太阳能热发电产业政策研究报告》，我们要做的是给国家能源局提供一套一揽子政策，提出以技术为基础，以市场(合理电价)为牵引，质量为保障，还有规则的约束等一套政策体系建议。合理的电价可以使参与者有利可图，但又要避免过高的收益率使产能再无序增长。”

特许权招标项目确实让中标方大唐新能源很无奈，0.9399元/千瓦时的电价很难保证不亏本。这种情况同样也出现在光伏特许权招标项目中。第一次光伏特许权项目的中标电价都很低，甚至两年后晶硅组件价格大幅下降后的中国统一光伏电价都要比这个数字高。这也使得CSP行业期待热发电电价也能达到预期的数字，1.2、1.3元的电价在坊间流传已久。王志峰回顾当年特许权项目的投标历程，“特许权项目招标是为了公正，发改委也希望参与者能报一个可以盈利的电价，但投标企业的报价并不是真实的商业电价。当然，招标文件中的一个限制并不合理，就是明确要求投标电价不能超过当地的光伏电价，这是对投标人的不合理约束。另一个低价投标的原因或许是参与者当时也不清楚电价是否合理。因为大家都没有做过电站，缺乏经验，所以随着中标后设计、材料、工程量核算等工作的细化，发现按中标电价会亏本。所以现在谈到是否合理，应该在时间的横轴上来看。”

作为亚洲开发银行援助项目的参与者，李和平表示亚开行在其已经支持的中广核和华电工程两个大型CSP项目完工前基本不再会为其他相关项目提供低息贷款，“亚开行需要通过这两个项目来评估商业运营的风险，如果技术指标通过后，亚开行或许会大规模支持中国的热发电产业。”

为了在成本上与光伏相竞争，CSP与传统火电或燃气发电的结合可能是一种出路。王志峰表示，“混合发电只是一个过渡解决方案，技术难度相对要小，如汽轮机不用每天都启动一次，也延长了汽轮机的寿命。CSP最终还是要扮演替代能源的角色。在光热联盟正编写的《产业政策研究报告》中也会重点提及混合电站，并对这种应用方式的电价定价方案提出建议。”

如果说2002年至2012年是中国光伏产业的从起步到过剩、CSP产业从无到有的阶段，2013年开始的新十年或许将是中国光伏产业重新梳理、CSP产业起步的新阶段。在机遇开始前，CSP产业需要学习光伏的经验与教训。