我国光热发电发展面临的机遇和挑战

2016-12-09国家发展和改革委员会能源研究所时璟丽

太阳能 2016年11期

国家发展和改革委员会能源研究所 ■ 时璟丽

我国光热发电发展面临的机遇和挑战

国家发展和改革委员会能源研究所 ■ 时璟丽

太阳能光热发电是当前可再生能源领域的热点之一，是需求和应用潜力巨大的可再生能源技术。国际光热发电已进入多区域发展和持续增长时期，我国光热发电也在2016年开始进入规模示范实施阶段。本文总结了国内外光热发电发展形势，重点分析了支撑我国光热发电示范推广的技术基础、产业条件、政策环境，从技术、经济性、政策机制等方面剖析光热发电发展面临的挑战，并提出解决方案的建议和光热发电的发展路径。

光热发电；电价；示范；政策

0 引言

太阳能光热发电是太阳能高温利用的主要技术形式，是太阳能利用的重要领域之一。根据聚热方式的不同，光热发电主要分为塔式、槽式、菲涅尔式和碟式4种，其共同点是采用不同技术加热工质，再通过汽轮机、燃气机发电或斯特林发动机等，实现热功转换并发电。

光热发电在20世纪80年代形成了建设热潮，之后由于技术和政策障碍出现停滞；近10年来，随着技术的进步、产业的发展、成本的下降和对清洁能源需求的增加，光热发电在直接辐射资源丰富的多个国家和地区再次成为可再生能源领域的热点之一。我国也在2015年9月以规模示范的方式推进光热发电市场起步；2016年8～9月光热发电标杆电价政策的出台，以及首批示范项目清单的落地，标志着我国光热发电示范和推广进入了实质性实施阶段。但与已成熟的风电、光伏发电等可再生能源产业相比，光热发电技术、制造、市场、政策环境等方面都有待发展与完善，示范项目的实施和未来进一步的规模发展仍面临多方面机遇和挑战。

1 光热发电发展现状

1.1 国际市场进入多区域发展和持续增长阶段

光热发电是典型的由技术和政策双重驱动的市场，其发展历程也充分体现了这一特征。国际光热发电市场共经历了3个发展阶段。

1)第一阶段是20世纪80年代，意大利先行建设了兆瓦级塔式电站，其后，美国集中建设了10余座光热发电项目，总装机36.4万kW。由于光热发电自身技术问题及美国支持政策调整，进入90年代后的10多年时间里，全球没有商业化的光热发电站投入运行。

2)第二阶段是2007～2013年，国际光热发电市场重启，进入新的黄金发展期。这一阶段市场集中度甚高，新增装机以西班牙和美国为主，尤其是西班牙，不但在项目数量和规模上有显著增加，技术和产业规模也居于全球领先地位。到2013年底，全球累计装机342.5万kW，其中，西班牙236.5万kW，美国88.2万kW，二者占比合计达到95%；此外，印度、阿联酋、阿尔及利亚、摩洛哥、澳大利亚、中国也各建设了1座万kW级光热电站。

3)第三个阶段是2014年至今，主要特征是新兴市场出现且表现活跃，光热发电从集中市场转为多个区域市场。由于西班牙电价补贴政策在2012年停止，其后西班牙光热发展处于停滞阶段，美国则继续引领世界光热发电市场发展；南非、北非、中东、南美、东亚、东南亚、南亚等新兴市场表现活跃，印度、摩洛哥、南非都有5万kW及以上的大型光热电站投运，阿联酋、埃及、伊朗、意大利、以色列、智利、泰国、阿曼、沙特、科威特等国也有大型光热电站在建或筹备中。2015年全球光热发电新增装机42万kW，分布在摩洛哥(16万kW)、南非(15万kW)和美国(11万kW)，累计装机达到475.5万kW[1]；全球光热发电在建项目超过100万kW，计划项目超过1000万kW；根据国际能源署(IEA)预测，2018年全球光热发电装机将达到1240万kW[2]。光热发电市场进入持续增长阶段。

图1 光热发电装机及分布

图2 2016年部分国家光热发电项目在建容量

1.2 国内市场处于推广初级阶段

与国际光热发电市场处于商业化应用阶段相比，国内光热发电市场刚刚起步，尚处于示范推广的初级阶段。“十二五”期间，国内陆续建设、在建的示范系统有30余个，这些系统涵盖塔式、槽式、菲涅尔式、碟式等多种技术形式，各大类技术中的具体技术方案也有一定差别，在技术层面进行了多样化探索。电站建设方面，截至2015年底，全国共建成6座电站，总装机1.38万kW；其中，万kW级大型商业化电站仅1座，即2013年建成的浙江中控德令哈1万kW塔式电站，该电站目前已稳定运行3年，标志着我国已初步掌握大型光热电站集成技术。

2016年国内光热发电项目建设进展显著，在国家光热发电标杆电价尚未出台和示范项目清单尚未公布之前，部分具备一定技术和资金实力的制造企业和开发企业已开始电站建设的实际行动。北京首航艾启威节能技术股份有限公司在敦煌开始建设1万kW塔式熔盐项目，北京兆阳光热技术有限公司在张家口开始建设1.5万kW改良菲涅尔光热热电联产项目，根据企业反馈，这两个万kW级商业化运行项目均有望于2016年内建成发电；此外，浙江中控德令哈光热发电项目也在2016年8月完成了改造工程，主要是配备熔盐储热系统，使其具备储热和一定的电力输出调节能力；中广核太阳能德全哈有限公司、兰州大成等诸多企业也开展了前期工作。这些在国家示范项目和标杆电价政策尚未明确的情况下建成的项目，堪称光热发电先锋项目，对国内光热发电产业发展产生重要影响，可为各类光热发电和系统集成、运行技术在我国不同地区适应性进行初步验证，为项目建设探索有益经验，为支持政策制定提供切实支撑，真正带动全产业的起步和发展。

1.3 国内产业成长且初步具备支撑示范应用的条件

在技术进步和制造业发展方面，国内科研机构和高等院校对光热发电从理论到实践进行了10余年的研究，掌握了技术特性，为工程应用奠定了基础。2010年后，国内光热发电制造业在聚光、高温光热转换、高温蓄热、电站系统设计集成等方面不断取得进展；以国内自然和气候条件为依据的自主研发关键技术取得一定突破；对于槽式、塔式、菲涅尔式等技术主要部件，多家企业拥有

生产线并具备产能；光热发电设备和材料的国产化率可达90%以上。支撑百万kW光热发电示范项目，在技术和制造能力方面已具备条件。

1.4 支持政策和发展环境正在建立和形成

我国支持光热发电发展的政策体系正在建立和形成。2015年9月国家能源局发布《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，启动光热发电示范项目工作，文件明确提出希望通过示范项目扩大光热产业规模，形成国内产业链，并培育系统集成商；同年11月，数十家企业共申报100多个项目，通过初选的项目有101个，总装机容量达到850万kW；2016年9月，国家能源局确定并公布了首批示范项目名单，共20个项目，装机134.9万kW，分布在河北、内蒙古、甘肃、新疆、青海5个省(区)，采用塔式、槽式、菲涅尔3种主流技术，技术方案和电站集成将来自于国内12家单位。

首批百万kW规模的光热发电示范项目建设，其示范性将体现在多个方面：

1)在国内不同地区不同应用领域对各类光热电站的适用性进行技术示范，探索适合于不同地区的太阳能、水、土地等资源条件，以及电力系统特性和需求的光热发电应用模式。

2)通过示范，创造一定规模的国内市场，从而带动产业成长，尤其是自主创新技术和装备的产业化。目前数十家制造企业看好首批示范项目市场，整装待发，若示范项目顺利实施则可大浪淘沙，使真正有技术实力和能力的制造企业得到培育和成长。可借鉴国内风电制造业的发展路径，2010年前后国内风电整机制造企业约有80家，通过国内市场带动，经过3年左右的时间，风电整机制造企业保持在约20家，龙头企业技术能力和规模实力大幅提升，5家企业位列全球前10且市场占比达到42%，希望光热发电产业能复制这样的成功路径。

3)以示范项目解决产业和政策互相等待的问题。通过竞争性比选，发现电价需求，确定示范电价水平，并在优惠信贷政策、并网和调度运行政策、土地政策多个方面进行政策示范和创新机制探索。

1.5 标杆电价是促进产业发展的基石性政策

作为尚处于起步和成长中的可再生能源产业和市场，光热发电需要有效的政策支持和驱动。政策支持体系由电价、并网、消纳、金融、土地、税收等政策组成，其中电价是这一支持体系的基石性政策。光热发电的成本相对于化石能源发电成本较高，在不考虑煤电的外部性成本的情况下，目前我国光热发电成本约为煤电成本的3～4倍。因此，没有明确的电价政策作为基础，单靠配套其他政策难以支撑光热发电发展。

2016年8月，国家发展改革委颁布了《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定全国统一的光热发电(含4 h以上储热功能)标杆上网电价为1.15元/kWh(含税)，并明确电价仅适用于纳入国家能源局2016年组织实施的光热发电示范范围的项目，且必须在2018年底前建成投运。

光热发电应用领域广泛，具体技术类型多样，各地区光热资源和其他条件也有较大差别，除电价外的政策条件也有一定的不确定性，这些因素使各光热发电项目的实际成本有较大差距。尽管如此，不分技术类型和地区的统一的标杆电价政策仍可给予光热发电项目开发企业明确的价格、经济性和投资回收预期，能够吸引制造企业投入、开发企业投资，企业可以对项目投资自行判断和选择，统一的电价水平能使有竞争力、技术较为先进和相对成熟的项目推出，有利于优势项目先期开发。

2 光热发电发展面临的挑战和发展路径

2.1 技术发展层面

技术发展层面的挑战主要在两个方面。

1)国内光热发电系统集成和运维技术尚需要大型电站长期运行验证。光热发电关键设备、系统集成、电站运行等技术要求高，虽然近年来我国在集热、反射镜、聚光器、储热等核心装备上的技术水平有了长足进步，但万kW级电站仅有

1座有3年连续运行的经验，对于技术种类多样化的光热发电来说，在技术可行性、集成技术适用性和长期运行可靠性方面仍存在潜在风险。

2)依据国内实际需求创新光热发电技术是必然。我国的自然和气候条件对光热发电技术提出了不同于国外光热发电市场地区(美国南部、西班牙、南非、北非等)的要求，如“三北”地区风沙大、温差大、污染重，聚光系统及其跟踪部件需要有很强的抗风、防沙、防尘能力，集热、传热和储能系统需要适应大温差和温度的快速变化等。因此，完全照搬国外技术、直接使用国外部件和产品集成、套用国外商业化运行的光热电站的运行模式，在我国应用可能会遇到较多的问题，可能会使我国的光热发电发展走弯路。集热、传热、储热、系统集成、电站运行技术的创新是必须的。

示范项目推进为我国光热发电产业提供了自主技术发展和技术进步的契机，制造业必须注重自主技术的创新，基于本土环境和条件研发技术并进行产业链建设，一方面要适应我国特殊的条件，更重要的是要避免走国内某些制造业曾经经历的大量引进技术和生产线、多环节简单重复、恶性竞争、贸易纷争不断的老路，建立真正自主的光热发电产业。通过示范项目，可积累项目建设运行经验，验证国产化设备和材料的可靠性、性能指标，推动形成核心设备自主知识产权，培育系统集成能力，真正掌握核心和关键技术。

2.2 经济性层面

光热发电的经济性和竞争力尚有待提升。随着技术的进步，光热发电的成本已实现了较大幅度的下降，国外新投运光热电站电价水平已从2010年的30～35美分/kWh降低到2015年的15美分/kWh左右，2016年智利招标项目中，光热发电的投标价更低至6.3美分/kWh；我国光热发电成本也下降显著，2010年到2016年降低了近60%。但与其他电源相比，光热发电成本仍偏高，目前光热发电电价约是煤电的3.3倍，是风电的2.3倍，是光伏发电的1.3倍。通过培育市场带动国内产业发展，通过产业发展推动技术进步、规模提升，进而实现成本下降，是光热发电适宜的发展路径。

光热发电成本降低潜力大。许多国际机构对光热发电成本竞争力有较好预期，主要基于光热发电设备制造、效率提升及系统集成技术、运行技术方面的进步潜力。IEA预期，2020年前后光热发电的平准化成本可达10美分/kWh；2025年光热发电的平准化成本，国际可再生能源机构(IRENA)和美国能源部(USDOE)分别预期达到9美分/kWh和5～7美分/kWh。经过5年左右的培育期，随着国内光热制造业成熟，我国光热发电成本也有望在目前的基础上降低1/3左右。

2.3 政策机制层面

在电价政策出台后，并网消纳、金融、土地、税收等政策对光热发电发展也至关重要，应结合光热发电产业自身特点积极争取。在上述电价文件中，也提出了相应建议，“鼓励地方相关部门采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进光热发电产业发展”。

1)在税收方面，目前国家对大部分可再生能源实行增值税优惠政策，如风电享受增值税50%即征即退，农林废弃物发电和垃圾发电等增值税100%即征即退，光伏发电在2013～2018年也享受增值税50%即征即退等。初步测算，光热发电如享受增值税50%即征即退，可降低电价需求约6分/kWh。

2)金融政策方面，对于光热发电示范项目，可考虑争取专门的贷款安排。初步测算，利率降1%，可降低电价需求约6分/kWh。

3)用地政策方面，土地能否利用及合适的征地费和使用费标准对光热发电市场持续发展十分重要。可借鉴并申请与光伏发电同等的土地政策，即利用荒漠土地且不涉及专用，不占用土地年度计划指标，考虑采用划拨或租赁的形式获得用地。

3 光热发电发展趋势

3.1 需求和优势

光热发电是战略性的可再生能源技术，虽然

当前尚有前述的一些技术、产业和经济性问题需要解决，但发展光热发电并不存在不可逾越的障碍。相对于其他电源，光热发电具有如下独特的优势。

1)大规模发展光热发电有助于推动可再生能源的整体发展和电力供应结构转型。我国政府提出要推动能源生产和消费革命，发展可再生能源是不可或缺的途径之一。2015年底我国风电和光伏发电并网装机容量分别达到1.29亿kW和4318万kW，80%以上容量为西部、北部大基地集中开发。但由于光伏和风电难以存储，已呈现出严重的限制出力问题，部分地区的限电比例超过40%。而光热发电可通过技术可行、成本相对低廉的储热装置实现按电力调度需求发电，既可作为基础支撑电源，也具备较为灵活的调峰能力。大规模开发光热发电可缓解西部和北部的风电、光伏限制出力情况，并共同组成清洁发电系统，大幅提高可再生能源在电源结构中的比例。

2)发展光热发电对经济和相关产业的拉动作用显著。光伏和光热发电的产业链均很长，但与光伏产业链不同的是，光热发电产业链的绝大部分环节为传统制造业，如太阳集热岛所需的大量钢材、玻璃、水泥、镀膜、储热材料等，1个5万kW装机配4～8 h储热的光热发电系统，需要钢材、玻璃、混凝土都在万吨级，发展光热发电可适度缓解我国钢铁、玻璃、水泥等产能过剩问题；此外，汽轮机、发电机也是我国的传统优势产业，光热发电系统集成、运行控制则有潜力成为新兴产业。因此，光热发电不仅是提供一种清洁能源供应方案，更为重要的是，其可拉动经济和多项传统、新兴产业的发展。

3.2 潜力和前景展望

光热发电发展潜力巨大。我国太阳能资源丰富，从资源支撑角度，大型光热发电项目的建设需要考虑到自然资源条件及当地基础设施建设条件，主要有太阳能法向直射辐射、地形和土地、水资源和建设地区电网基础设施等。根据中科院电工所对国内集中式光热发电开发潜力评估，我国太阳能直接辐射资源不低于5 kWh/(m2·d)的光热开发潜力为160亿kW，其中不低于7 kWh/ (m2·d)的光热开发潜力为14亿kW；此外，东中部地区还有光热资源较为丰富、适于建设分布式热电联产的广阔区域。

光热发电市场面广，未来发展可着眼于两大类市场：一方面是建设配备储能装置的大规模光热电站，以及建设光热天然气联合电站、光热煤电联合电站、20万kW及以下煤电机组改造光热电站等；另一方面是光热发电的分布式应用，包括在海岛、偏远地区利用光热发电实现供电、供热和海水淡化，在有工业用热需求的地区推广建设光热热电联产、光热工业蒸汽等。

“十三五”光热发电规划目标尚未正式公布，当前讨论中的目标为2020年装机达到500万kW，这一目标是导向性目标，体现国家发展光热发电的决心和方向。从中长期发展角度，我国政府已提出2030年非化石能源占一次能源比例达到20%的目标。初步测算，要实现这一目标，届时风电、太阳能发电均需要达到4～5亿kW装机的水平，光热发电贡献度将取决于未来5年内的技术成熟度、产业规模和经济竞争力。