光热发电资源市场分析及业务发展策略探讨

童　伟， 孙　庆

(中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司，四川 成都　610072)

光热发电资源市场分析及业务发展策略探讨

童伟， 孙庆

(中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司，四川 成都610072)

摘要：太阳能光热发电是新能源利用的一个重要方向。我国太阳能直射资源丰富，特别是西藏地区和西北部地区，并且西藏电网构架特性及国家新能源发展政策，特别是“一带一路”政策，为太阳能光热发电提供了巨大的市场开发潜力。本文在分析国内外光热发电市场发展现状和业务前景初步分析的基础上，重点探讨了某设计院开拓光热发电市场的可行性和优劣势，并初步分析了光热发电业务发展策略，为某院开拓光热发电市场提供一些建议。

关键词：光热发电; 市场分析; 发展策略

0前言

光热发电是指利用大规模整列抛物或碟形镜面反射收集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽，结合传统汽轮发电机的工艺，从而达到发电的目的。根据收集太阳辐射方式的不同，光热发电技术可分为塔式光热发电、槽式光热发电、碟式光热发电和线性菲涅尔式光热发电4种类型，其中，塔式和槽式是适用于光热发电系统大规模应用的主要方式。相比于其他新能源利用方式，光热发电具有平滑的发电出力特性、灵活的接入电网特性等独特的技术优势，特别相对于光伏发电产业，在能量储存、电网接入、电力调度、能量转化过程、原材料供应等方面，光热发电都具有一定的优势。

我国太阳能直射资源，特别是西藏自治区，太阳能辐射资源特别丰富，地广人稀，水资源满足光热电站开发的要求，同时由于目前西藏地区电网构架薄弱，大量已建成的光伏电站由于考虑系统稳定的要求，均有不同程度的限电情况。从西藏自治区太阳能资源、西藏电网结构与特点以及国家鼓励新能源发展的政策等角度分析，光热发电作为一种稳定可控的电源点，对于西藏电网不可或缺，具有广阔的市场。我国西北部存在大量的沙漠、戈壁、沙地等荒漠地区，但该地区太阳能资源也相当丰富，特别是目前“一带一路”更为该地区光热项目市场带来了巨大的开发潜力。

1国内光热发电市场发展现状

目前，由于缺乏有效的激励政策，国内的光热发电市场尚未启动、投资前景不甚明朗，然而几大电力集团及数个民营企业已开始布局，数个数十兆瓦级的商业化光热发电项目在西北西南地区相继落子，但整体的项目进展却有快有慢。截止2013年4月，国内筹划推进的商业化太阳能热发电项目总装机容量约 886 MW，特别是中控德令哈50 MW塔式光热电站的一期10 MW项目并网发电。该项目的成功并网发电，结束了国内光热发电行业只有示范项目的阶段，为光热发电技术的商业化发展做了有益的探索。

2011年国家能源局颁布的《国家能源科技“十二五”规划》中均把太阳能热发电明确列为重点和优先发展方向，支持太阳能热发电用材料、聚光部件、吸热部件、储热装置、系统集成和项目开发等。并且在光热发电领域，第一次明确提出了发展槽式和塔式光热发电技术，并提出目标，建设 300 MW 级槽式太阳能与火电互补示范电站和50 MW 级槽式、100 MW 多塔并联的太阳能热发电示范电站，解决从聚光集热到热功转换等一系列关键技术问题。但是，不可否认，国内的光热发电将继续面临关键技术有待商业化电站运行验证、产业存在薄弱环节、政策环境有待改善等挑战。

2014年2月，国家能源局召集各开发商及太阳能热发电设备制造商开展了光热示范项目电价讨论会，其中，以鄂尔多斯50 MWe光热电站作为蓝本，DNI取值1 900 W/m2，配置4小时储热系统，单位千瓦投资29 000元，资本金内部收益8%，此时测算的均化发电成本(LCOE)为1.38元/ kW·h。根据相关机构分析，最终出台上网电价应该在1.20～1.40元/ kW·h。

2业务前景及市场基本形势分析

2.1国内外市场前景分析

全球光热发电的累计装机容量将保持均速增长。预计2014年全球光热发电的累计装机容量将达到6 GW，2020年将达到22.4 GW。其中，美国将成为光热发电的“领头羊”，摩洛哥、南非、智利等新兴市场也将出现较大增长。

随着我国光热发电技术的逐渐成熟，国内光热发电市场也将迅速膨胀，目前国内各电力公司均踊跃参与其中，使国内已呈现大家积极参与的局面，产业链也已经初步形成，下一步必将进入规模化发展的阶段。预计经示范项目和产业链的推动，我国的太阳能热发电市场将以每年300～500 MW的速度增长。

2.2国内市场投资主体分析

目前国内光热投资主体主要为：国电集团、大唐集团、华电集团、华能集团、中电投集团、中广核太阳能、中控集团、金钒能源、首航节能、兆阳光热、北京电建、国投军安、哈纳斯新能源等。但是整体来看，国内光热发电项目开发呈现企业跑马圈地，占取优质资源的特点，但囿于当前电价政策尚不明朗，投资收益难以保障，技术难度大于预期等主要原因，真正推进建设的项目并不多，大多数项目处于沉寂状态。

分析目前国内光热发电市场投资主体构成来看，国电、大唐、华电、华能、中电投、中广核等国有大型企业占有的光热优质资源的份额比重大，并且以上企业与某院在水电市场开发过程中已形成了良好的战略伙伴关系。金钒能源、首航节能、兆阳光热、北京电建、国投军安、哈纳斯新能源等企业与某院在新能源产业合作上，特别是在光伏市场开发过程中，都有所接触，对某院市场声誉和技术水平都有所了解。

2.3国内主要竞争者光热发电业务分析

中国能源建设集团在光热发电领域有较多涉及的二级单位是电力规划设计总院和中国电力工程顾问集团公司。电力规划设计总院在2013年主导起草了《太阳能热发电示范工程技术条件及实施方案》，为光热发电示范项目的选择和推进提供了参考。中国电力工程顾问集团公司下辖的西北电力设计院承担了中电投格尔木、中控德令哈、国电电力酒泉光煤互补、国电宁夏太阳能天然气互补等多个光热发电项目的可研和各阶段设计工作，华北电力设计院承担了华能西藏槽式光热电站、华能格尔木、鄂尔多斯槽式太阳能热发电特许权示范项目、宁夏盐池哈纳斯高沙窝槽式太阳能燃气联合循环发电站等多个光热发电项目的可研和各阶段设计工作。另外，西南电力设计院、中南电力设计院也对光热发电技术有所研究和业务涉及。

中国电力建设集团在光热发电领域有较多涉及的二级单位主要如下：水利水电规划设计总院作为全国唯一承担水电、风电、太阳能发电等技术归口管理工作的事业单位，其提供涉及光热发电项目可行性研究报告及技术审查等多项服务，光热发电行业的太阳能普查、设计规范编制等工作也由其主导，如金钒阿克塞50 MW槽式光热发电、首航敦煌100 MW塔式熔盐光热电站等多个光热发电项目的可研报告技术审查等。未来的光热发电行业技术标准和规范制定、项目审查等重要工作都很可能将归至其统筹。中国电建集团中南院、西北院、北京院对光热发电业务都有所涉入，特别是西北院更是依托西北地区光热资源普查及示范工程推荐工作的成果，已经成功申请了一个光热电站前期开发的路条，并以“项目业主”的身份积极与国内外主要的光热发电设备厂家及系统集成商接触，获取了大量宝贵的光热发电关键技术资料，不仅为后期施工图设计奠定了基础，更为占领国内光热发电勘测设计市场，甚至总承包业务取得了先机。

3某院开拓光热发电市场的必要性分析

随着电建集团的成立和整合，某院面临巨大挑战，经营指标逐年递增，经营压力激增。传统水电勘测设计市场存量、储量极度萎缩，合同额及合同储量急速下降，同时以风电为代表的新能源总承包业务占院新签合同及收款比重日益突出。以2014年为例，西昌风电、德昌风电、哈萨克斯坦坦途风电场以及攀枝花盐边万家山光伏电站总承包新签合同将突破20亿元，约占某院2014年新签合同总额30%，新能源总承包已经成为今后很长一段时间某院重要的经济增长点。

随着光热发电技术的逐渐成熟，国内光热发电市场也将迅速发展，目前国内各大电力开发公司均踊跃参与其中，使国内已呈现大家积极参与的局面，产业链也已经初步形成，下一步必将进入规模化发展的阶段。预计经示范项目和产业链的推动，中国的太阳能热发电市场将以每年300～500 MW的速度增长，因此光热发电具有极其广阔的市场及发展空间。

作为某院的战略市场之一的西藏自治区太阳能资源全国储量，通过开展西藏自治区太阳能热发电选址规划工作，某院已经了解到西藏近期具备开发、资源丰富、装机规模大的优良光热发电场址，项目装机规模在50万kW以上，开发建设条件好，可作为某院未来的发展及经济增长的项目储备。如果获得了项目开发权，就能在竞争中占据先机，无论是从投资获益，或者与其他单位进行资源互换、总承包互换，某院都占有先机，拥有谈判的资本。如进行总承包开发，一个装机规模5万kW的光热电站合同额在10亿元以上，仅昂仁县一个50万kW光热电站就可以承揽约100亿元的总承包合同。因此，大力开拓光热发电市场，对某院未来发展意义重大。

4某院开拓光热发电市场的可行性分析

4.1某院在太阳能利用方面的业绩

某院长期配合四川省和西藏自治区各级政府的规划工作，完成或正在开展多项政府委托的新能源规划，如正在开展的《四川省太阳能热发电规划》和《西藏太阳能热发电规划》。同时，某院承担了西南、西藏地区的约16项光伏发电项目的勘测设计工作，总装机约480 MW。

然而，某院目前尚未真正涉入光热发电业务。但是，2013年5月分别受四川省和西藏自治区发展与改革委员会的委托，某院对四川省和西藏自治区光热发电开展了选址规划工作，并于2013年10月相继完成了《四川省太阳能热发电选址报告》(初稿)和《西藏自治区太阳能热发电选址报告》(初稿)。并且于2014年年初对希腊克里特岛地区MINOS光热电站(总装机规模50 MW，其中第一期规模为10 MW)开始了项目跟踪和市场经营工作。

4.2某院进入光热发电市场的优势和劣势

光热发电系统设计在国内尚处于起步阶段，目前是某院进入该行业的最好时机，某院应尽快开展相关技术研究及资料收集工作，同时根据某院光热资源普查的成果，获取前期工作路条，开展相关测光工作，并同步进行前期设计研究。

光热发电系统主要由镜场集热系统、储热系统、发电系统及升压变电系统构成，某院可独立完成升压变电系统的设计，而发电系统类似于火电厂，相关电力设计单位已有成熟设计经验。镜场集热系统与储热系统的设计是国内各设计院共同的难点，目前主要由设计单位与设备提供商共同进行相关设计，而由于没有具体、明确的项目，这两类设备供应商均无法与某院进行深入的技术交流，故还需尽快推动项目开发，依托项目进行相关技术汲取，掌握核心技术。

同时，某院从2006年开始涉足新能源领域，通过几年时间的不懈努力，在风电、太阳能发电领域有了长足的进展。某院完成或正在完成多个风电、光伏发电项目及规划工作，尤其对四川省、西藏自治区的新能源发展有着较为深入的研究。通过获得光热发电项目前期工作，尽快锻炼团队，未来达到太阳能热发电系统国内一流设计团队的要求。通过对太阳能热发电设计方案的研究，也可以带动相关EPC总承包领域的发展。

5某院光热发电业务发展策略初步分析

5.1总体思路

根据国内新能源产业的发展历程及结合国内其他新能源开发商及设计院的策略，建议以“资源优先、设计先行、立足川藏、争取总包”作为某院光热发电总体思路，发挥某院技术综合和地方关系融洽优势，积极参与市场竞争，创建某院新领域的业绩和品牌效应，形成较强的市场竞争能力，发展形成该业务领域的规模经济效益。

5.2重点市场资源分析

充分利用某院在西藏、四川资源开发过程中的天时、地利、人和优势，结合某院开展的四川省和西藏自治区光热发电选址规划工作的成果，应重点培育四川和西藏光热发电市场。

西藏自治区光热发电理论蕴藏量约3×107MW，技术可开发量约3 665 MW。2013年5月，受西藏自治区发展与改革委员会的委托，某院开展了西藏自治区光热发电选址规划工作，并推荐近期开发的重点场址以西藏中部电网负荷中心城市附近的场址为主，分别为有拉萨市的唐加乡场址，山南地区的章达、多颇章场址，日喀则地区的伯耳伯多、查务、桑桑、切多场址等7个场址，装机容量合计1 840 MW。

四川省光热发电理论蕴藏量约1.2×107MW，技术可开发量约2 600 MW。2013年5月，受四川省发展与改革委员会的委托，某院开展了四川省光热发电选址规划工作，并推荐的重点场址有甘孜州的色拉、蒙宜、鄂曲场址，凉山州的卡那坝等4个场址，装机容量合计325 MW。

5.3业务发展战略定位

目前，太阳能光热发电及中低温热利用已成为国家未来的新兴战略产业，具有广阔的市场前景。大力开拓光热领域不仅是某院逐步完成战略调整，发展多元化经营，提高总承包业务量及整体利润率的重要支持，也是符合中国电建集团转变经营思路和积极发展高新技术产业的指导思想的要求。因此，根据业务特性和具体工作内容，建议将光热业务纳入某院业务发展战略规划中，并作为某院积极组织发展的重要业务方向，定位为院管项目，集中和调动院整体资源促进该业务的发展。同时，建议院加快研究该领域的投资策略，并以投资促进和带动该项业务拓展的工作力度。

5.4业务市场经营工作

该业务版块应作为某院近期主要经营目标，其中首要市场为西藏光热发电市场，其次为西北/新疆光热发电市场，最后为中亚和非洲等国际市场。现就如何开拓西藏光热发电市场提出以下建议：

5.4.1市场地区

西藏太阳能资源总体上自西向东递减，主要集中在阿里地区及日喀则地区，其它地区相对较低，因此，阿里地区、日喀则和昌都地区应作为主要市场，择机介入。

5.4.2 切入方式

5.4.2.1以常规水电项目施工电源的方式

阿里地区电源极缺，目前电网仅能满足当地居民生活用电要求，若在该地区开发常规水电项目，则施工期电源供应常考虑柴油发电的形式，但是柴油发电存在油料调运困难、运输保证性差、柴油发电机组效率低下及运行成本高等缺点。为了解决上述困境，可将光热发电项目作为常规水电项目的施工电源点进行切入。

以狮泉河阿青水电站的施工电源为例：

阿青水电站位于西藏阿里地区札达县境内，装机42 MW，施工用电高峰总负荷约4 500 kW，施工电源可研阶段考虑自备柴油发电机组，在枢纽工程区建柴油发电厂。然而，阿青水电站施工期柴油发电厂存在以下缺点：

(1)油料调运困难，运输保证性差。阿青水电站施工期所需油料约1.6万t，均需从约1 500 km外的拉萨以及1 400 km外的新疆叶城调运，运输线路长、自然环境恶劣，而且道路经常受大雪封山等恶劣天气影响。

(2)柴油发电机组效率低下，故障高发。燃油发电机组在阿里高海拔条件下，发电机组输出功率设计值仅达到额定功率的50%～60%(实际运行时可能更低)。2010年建成的阿里过渡电源(4×2.5万kW柴油机组)，由于设备故障高发，仅有1～2台机组能够正常运行，实发功率仅约800～1 600 kW。

(3)柴油发电机组运行成本高。据了解，阿里柴油发电成本约2.8元/度。

鉴于阿里地区极为丰富的太阳能资源，结合阿青水电站施工用电的实际情况，可规划实施一个装机容量在1 000 kW左右的光热电站，不但可作为某院的技术示范项目，而且可以供给部分阿青项目的施工用电，后期还可接入阿里电网。阿青光热技术示范项目主要优势在于：

(1)阿青光热技术示范项目规模小、建成快，便于迅速积累光热项目经验、培养人才；

(2)依托阿青水电站开展，降低管理成本；

(3)提高阿青施工用电保证性，使施工用电不在单一依靠燃油发电；

(4)参照西藏类似项目，光热技术示范项目成本电价约1.8元/度，远低于柴油发电成本，可节省工程投资。

5.4.2.2以获取开发权的方式

依托某院已完成的西藏自治区的光热规划成果，借助良好的政府资源，先期进行光热发电开发权的确定，争取获得示范项目前期开发的路条，以项目资源换技术、市场和总承包。

以西藏日喀则地区昂仁光热发电开发权为例：

根据规划成果，西藏日喀则地区昂仁光热发电装机规模为87.5万kW。目前西藏日喀则地区光热发电建设成本较高，初估为3万元/kW，若全部获得开发权，费用投资约为260亿，投资费用高、风险大。但如考虑分期建设和工程勘测设计周期的分期投入，投资风险将会极大缩小。

若某院在2014年获得日喀则地区昂仁光热发电项目的开发权，根据工程勘测设计正常进度，首先需要1年的实时测光工作，然后开展1～2年左右前期勘测设计、专题及核准工作，若顺利开发至少要到2018年才有大的投入。

目前，国内正在开展以示范为先导，健康有序开发光热资源。虽然目前光热发电建设成本较高(～25 000 元/kW)，但是作为前期研究、调研及勘测设计所需费用相对较低。某院可以先考虑获取项目开发权，根据工程勘测设计正常时间安排，首先需要1年的实时测光工作，然后开展1年左右前期勘测设计工作，若现在拿到开发权，至少要到2016年才有大的投入。前期仅有测光设备(～40万元)，两年人工费及必要的地勘测量工作，初估不超过1 000万元。

项目核准通过后，某院若没有资金或能力进行开发，也可通过前期工作及开发权换取总承包，根据目前光热的造价水平和技术发展水平，估计到2016年光热的造价水平应在15 000～20 000元/kW。因此，某院以1 000万元左右的投入(大部分为人工和科研)，可以换取5～10亿甚至更高总承包或投资(一期50 MW装机光热项目)，若项目能得以全部开发，将在“十三五”、“十四五”期间创造约150亿的产值。

6结语

太阳能光热发电是新能源利用的一个重要方向。我国太阳能直射资源丰富、特别是西藏地区和西北部地区，并且西藏电网构架特性及国家新能源发展政策、特别是“一带一路”政策，为太阳能光热发电提供了巨大的市场开发潜力。

大力开拓光热领域不仅是某院逐步完成战略调整、发展多元化经营、提高总承包业务量及整体利润率的重要支持，也是符合中国电建集团转变经营思路和积极发展高新技术产业的指导思想的要求。建议某院以“资源优先、设计先行、立足川藏、争取总包”作为总体思路，发挥某院技术综合和地方关系融洽优势，积极参与市场竞争，创建某院新领域的业绩和品牌效应，形成较强的市场竞争能力，发展形成该业务领域的规模经济效益。

收稿日期：2016-01-04

作者简介：童伟(1980-)，男，浙江安吉人，高级工程师，从事工程结构设计工作。

中图分类号：F416.61

文献标志码：B

文章编号：1003-9805(2016)02-0048-05