2010年中國太陽能光熱發電發展分析
慧典市場研究報告網訊 “我現在手頭有20億元現金，賬戶裏可動用資金200億元，希望能投資光熱發電項目。”2010年初，壹家從事傳統能源開發的跨國企業告訴中國科學院電工研究所人士，該所是國內太陽能光熱發電研究的主導機構。
急於尋找類似投資渠道的巨量資金還有很多，面對傳統能源的日漸稀缺和央企不可撼動的壟斷地位，新能源自然成為最理想的出口之壹。而最近壹段時間以來，繼水電、風電、核電、光伏發電等投資熱潮之後，光熱發電漸漸升溫，進入投資者和戰略決策者的視野。
10月20日，位於內蒙古鄂爾多斯的50兆瓦槽式太陽能熱發電特許權示範項目(下稱50兆瓦熱電項目)正式招標，這是全國首個太陽能商業化光熱發電項目，預計最初年發電量為1.2億千瓦時。業界寄望於借助該項目考量國內研發技術，探索符合國情的商業模式並帶動市場規模化發展。
2007年頒布的《可再生能源中長期發展規劃》指出，“十壹五”期間，在甘肅敦煌和西藏拉薩建設大型並網型太陽能光伏電站示範項目，在內蒙古、甘肅、新疆等地建設太陽能熱發電示範項目。到2020年，全國太陽能光伏電站總容量達到2000兆瓦，太陽能熱發電總容量也將達到2000兆瓦。
但當下，光熱發電的進展遠遠落後於光伏。“相對於光伏電價，光熱電價依然很高，發改委和國家能源局對發展太陽能熱發電壹直有所顧慮。”參與鄂爾多斯項目可行性研究的知情人士告訴記者，“畢竟可再生能源基金有限，決策層還是更傾向於選擇成本低廉的可再生能源先行發展。”
按照財政部今年4月制定的《可再生能源專項基金管理辦法(初稿)》安排，基金將主要用於補貼電網企業接受可再生能源電量產生的財務費用，其來源是可再生能源電價附加收入和財政部專項資金。以目前每度4厘錢的可再生能源附加額度計算，基金總量每年約120億元。
由於光熱發電沒有光伏、風電等新能源不穩定、不連續的缺陷，許多國家在未來能源規劃中將其定位為電力的基礎負荷。根據聚熱方式，光熱發電可分為槽式、塔式、碟式三種，槽式最具商業化可行性。
973(國家重點基礎研究計劃)太陽能熱發電項目首席科學家、中國電氣協會副理事長黃湘估算，到2020年，中國光熱發電市場規模可達22.5萬億至30萬億元，熱發電總量可占全年總發電量的30%－40%。
但是，也有悲觀者。多家從事太陽能熱發電設備制造的企業在接受記者采訪時表示，熱電市場前景雖好，規模化難度卻很大，目前還只是“沙盤上的房子”。
七年延遲
鄂爾多斯50兆瓦熱電項目早在2003年就開始醞釀，原定於2010年壹季度招標，但電價方案壹直懸而未決，導致招標時間壹再拖延。
在2006年召開的中德科技論壇上，該項目被正式確定為中德合作項目。2007年，獲發改委開展前期工作的同意復函。
隨後，德國太陽千年公司(下稱太陽千年)與內蒙古綠能新能源有限公司(下稱綠能)合資建立內蒙古施德普太陽能開發有限公司(下稱施德普)，專門從事該項目可行性研究報告和實施工作。其中，綠能占股75%，太陽千年占股25%。
綠能公司總經理薛際鋼告訴記者，項目開始之初，太陽千年打算自己融資運作項目，但依中國相關規定，外資投資電力的比例不能超過25%。於是，太陽千年找到綠能作為合作夥伴。
按照2008年10月的項目可行性研究報告測算，該項目總成本約為18億元，年均總發電量約為1.2億千瓦時，以25年營運期計算，若要實現8%的資本金內部收益率，稅後上網電價需達到2.26元/千瓦時。
“與國外的電價相比，我們還是低壹些的。”薛際鋼解釋，即使比照當年發改委已批復的光伏電價，光熱發電仍具有很大競爭優勢。彼時，發改委對上海崇明島光伏項目和內蒙古鄂爾多斯聚光光伏項目的批復電價均在4元/千瓦時以上。
難以預料的是，正當施德普以2.26元/千瓦時的上網電價將項目上報給發改委時，金融危機發生，光伏組件價格驟降，國內首個光伏並網發電示範項目——敦煌10兆瓦太陽能項目最終中標價僅為1.09元/千瓦時。
這壹突然的變化直接導致發改委否決了施德普的方案。此後，施德普將電價降至1.8元/千瓦時，仍因電價過高未獲許可。
“核準電價與火電上網價之間的差價，需要政府埋單。”鄂爾多斯項目科研工作負責人姜絲拉夫表示，內蒙古火電上網價是0.285元/千瓦時，二者差價接近每千瓦時2元。照此計算，國家每年需財政補貼約2億元，25年就是50億元。
接近國家能源局人士向記者表示，壹個項目的補貼政府能夠承受，但壹旦形成示範，各地紛紛效仿蜂擁而上，決策層擔心應付不過來。此外，光伏上網電價經特許權招標後壹降再降，決策部門有意效仿。
2010年3月25日，國家能源局再次下發《關於建設內蒙古太陽能熱發電示範項目的復函》，決定改以特許權招標方式建設該項目，通過公開招標選擇投資者和確定上網電價，並要求電站設備和部件按價值折算的本地化率需達到60%以上。
可這壹復函並沒有讓鄂爾多斯項目馬上啟動。“之前的價格都是按照設備、部件進口價格計算，中國由於沒有壹個樣本可供借鑒，本地化能力還有待考察。”薛際鋼說。
就在綠能為實現本地化率要求進行前期考察的同時，光伏發電市場的競爭愈發激烈。8月，國家第二批大型光伏電站特許權項目開標，13個項目的上網電價均低於1元/千瓦時。遠超預期的普遍低價讓發改委和國家能源局倍感為難(詳見2010年第18期“光電低價搏殺”)。
受此牽連，國家能源局內部曾壹度傳出消息，50兆瓦熱電項目特許權招標無限期推遲。
“在企業層面，光熱發電市場早就啟動，但若遲遲沒有壹個商業化項目推出，企業在捕捉到政府的無作為後，很有可能掉轉航向，這個市場也就沒法培育了。”壹位太陽能設備制造商對記者說。
9月，國家能源局召集意向投資商和相關設備提供商連續召開內部會議。壹個半月後，50兆瓦熱電項目終於在籌備七年之後發出招標公告，招標項目總投資商，期限為三個月，至12月20日止。開標時間定在2011年1月20日，項目建設周期30個月。
發改委搖擺
七年來，上網電價壹直影響著發改委的態度，它猶如懸在政策制定者頭頂上的壹柄利劍，即使項目現已開標，這壹擔憂仍未散去。
“對待這個項目，發改委和國家能源局壹直很謹慎，很認真，很操心。”接近發改委人士對記者透露。
5月10日，在“十二五”戰略性新興產業發展重點咨詢研究項目之新能源產業課題組項目會議上，光熱發電作為重點被要求詳細陳述。
記者了解到，對於光熱發電，發改委的初衷是比照光伏發電做法，先核準壹兩個項目啟動市場，而後通過特許權招標摸索出標桿上網電價，並借此拉動產業朝規模化發展。這也是鄂爾多斯項目起初走核準程序申報的原因。
但光伏發電上網電價的驟降和可再生能源基金的捉襟見肘讓發改委左右為難。上述接近發改委人士表示，壹方面，電價到底核準在什麽位置上才合理，發改委壹直無法給出定論。國內沒有可資借鑒的示範性項目，產業鏈也不成熟完整，致使發改委既無參照標準也無法準確計算，“政府也不知道該定多少，自然就不敢批，批得是否合理他們心裏沒數。”
另壹方面，光伏上網電價下降幅度頗大，支持光熱的補貼可以兩倍作用於光伏，“所以決定先發展光伏，等電價能降得比較多的時候，再上光熱。畢竟這些補貼最後都要攤到用戶身上，結果就是提電價，這也會給發改委帶來很多爭議”。
3月，發改委提出了特許權招標方式和60%的本地化率要求，希望借此降低光熱電價。
有專家指出，光熱發電站建設成本直接影響熱電並網價格。如果每千瓦單位造價降至1萬元以下，上網電價就可降到1元/千瓦時以內，並逐漸接近現行每千瓦時0.51元至0.61元的風電標桿電價。
壹度，發改委曾希望與歐盟開展合作。記者獲悉，8月，國家能源局新能源司副司長史立山等人，在參加完布魯塞爾能源會議後特地前往西班牙實地考察光熱發電項目。
在此前後，史多次與歐盟接觸，希望歐盟以贈款或貼息貸款的形式大力支持這個中德政府的合作項目，目的就是減少中方支付的成本費用，降低電價以便盡快啟動項目。
“歐盟沒有答應，不然可能還會走核準電價方式。”知情人士透露，直到此項目發出招標公告前半個月，發改委還在做最後努力，但始終沒有談成，“各種方式行不通之後就只能招標了”。
記者了解到，為遏制光熱電價過高，發改委還特意在招標書中加設了壹道“特別條款”——此次投標電價不得高於國家已核準的光伏電價。目前，在已核準的光伏上網電價中，最高價為1.15元/千瓦時。
這壹“特別條款”源於9月國家能源局組織召開的壹次內部協調會。華電、中廣核、大唐、華能、國電等七八家意向投資商和五六家設備供應商均出席會議，會上，中廣核、大唐、國電均表示1.15元以下的電價可以做，其他未表態企業也沒有當場反映此價格過低。
薛際鋼告訴記者，據此前去各設備廠家詢價的結果看，1.5元/千瓦時左右的電價比較合適，但發改委仍然認為太高。“我畢竟是詢價，並沒有談到規模化生產後的成本問題，也許大企業去談1.15元的價格就沒有什麽問題。”
事實上，擔心電價過高之余，發改委對可能產生的超低電價也心存忌憚。記者獲悉，為避免招標過程中出現惡性競爭，此次評標先審技術方案，待其合格後再審價格標，電價約占考量因素的七成左右。
沙盤上的房子
籌備七年終上馬，政府釋放出的這個積極信號讓投身其中者歡欣鼓舞。
863太陽能熱發電項目總體組組長、中科院電工所研究員王誌峰表示，50兆瓦熱電項目不僅將引起光熱發電行業的覺醒，也將引發整個熱發電產業鏈的覺醒，包括電力企業、設備制造企業、銀行、投資商等，光熱發電有望成為下壹個新能源投資的藍海。
不少聲音則認為“過於倉促”，新能源產業的發展過程壹般從技術研發起步，經試驗示範成功後再步入商業化推廣階段。
目前，國內僅限於研發工作，試驗示範項目雖在建設但結果尚未可知，加之國家沒有出臺有針對性的扶持政策，不足以支撐這個裝機容量不算小的商業化項目。
壹位從事光熱研究利用的央企負責人在接受記者采訪時表示，“我們現在的自主研發有點不計成本，只是為了自主知識產權，成本卻沒降下來。商業化運行方面，規範、管理、維護等標準體系和盈利模式，以及財務、融資、建設、產業鏈體系、政策管理等壹整套鏈條都沒有形成，還沒有做到商業化的可能性。”
不容忽視的事實是，熱電產業鏈上的核心技術，如系統集成，集熱管、聚光鏡等，仍掌握在國外企業手中，若不能解決將嚴重阻礙市場規模化發展，這也是發改委要求50兆瓦熱電項目本地化率的重要原因。
50兆瓦熱電項目的前期本地化調研結果並不樂觀。系統集成方面，目前只有中航空港和華電工程兩家企業在建設完整的發電試驗系統，由於還沒實際應用，並不能證明其完整性、成熟性、可靠性，這成為壹個令人擔心的問題。
集熱管部分，雖有北京市太陽能研究所、皇明太陽能、深圳唯真太陽能等多家企業從事自主研發，但眼下只是樣品產出階段，沒有工程驗證，量產能力和品質如何不得而知。
聚光鏡部分，鏡面產品彎曲精度和反射率最主要依靠先進的設備做保證。據了解，浙江大明玻璃從國外引進的世界第三條生產線還在運輸過程中，年底若完成安裝，明年或可供貨。倘若不能按期供貨，目前國內沒有其他可提供滿足國外同等技術水平要求產品的生產商。
可國外企業至今都不希望將其技術轉移給中國，即使用市場份額交換也不樂意。中國光伏產業的迅速規模化，肇始於國外企業將光伏設備制造產業全部轉移至中國，光熱發電領域卻還沒有這樣的機會。
據悉，西班牙最大的太陽能企業阿本戈集團(Abengoa Solar)，進駐中國已有四五年，壹直希望能在中國獨立運作項目，而不肯與中國本土企業進行技術合作。
前述央企負責人表示，光熱發電的核心技術由國外大企業壟斷，既沒有汙染壓力，回報也豐厚，如集熱管的利潤可達200%－300%，國外企業沒有動力轉移。“我們曾和西門子、阿本戈等大企業談合作，承諾可以幫他們在中國拿項目，但要求有技術合作，但這些企業都不願意技術換項目。”
“不管誰中標，詳細設計國內做不了，光場安裝、維護國內也做不了。”壹位不願具名的業內人士對記者說，“希望最後中標的投資人能和國外公司聯手做，這樣成功的幾率會更大。”
央企入場
“國家就想把電價控制在壹定範圍內，但他們對熱發電不大了解，壹系列問題他們認為都是小事，可以在具體項目上自己去解決。”參與鄂爾多斯項目全過程的黃湘對記者表示，他不認同發改委設置的1.15元/千瓦時電價上限。
黃湘認為，“對於第壹個或者前若幹個項目，不應在電價上提太多要求，不能只想著做壹個價格特別低的，而要做壹個好的，不能只看著價格來。”
而更為不利的是，耗時多年的鄂爾多斯項目在其開始階段便已面臨多重額外成本。據了解，在輾轉數年之後，這壹項目的前期勘探考察、方案咨詢費用已高達3000萬元，這壹費用需要中標人埋單。
此外，該項目選址鄂爾多斯杭錦旗巴拉貢鎮，占地約需1.95平方公裏，土地成本約4000萬元－5000萬元，“這是塊可以發展農田牧場的土地，價格較高，選擇地點不大合理。其實幾十塊錢壹畝甚至白送的土地有很多，更適合熱電站建設。”
光熱發電只適合陽光年輻射量在2000千瓦時/平方米以上地區，且土地坡度不能超過3%，該項目年用水量約15萬方，與火電基本壹致。但項目地水源不足，只能做空冷(空氣冷卻)，不僅導致電能轉換率可能下降1%，也擡高了投資成本，以上述電價來進行消化並不合理。
而價格上限的嚴苛要求可能導致的結果是，資金實力小、融資能力和抗風險能力弱的民營企業被拒之門外，實力雄厚又有節能減排壓力的央企再次集體登場。記者了解到，截至11月中旬，中廣核、大唐、國電、中節能和阿本戈已購買標書，央企占八成。
“每個發電集團對新能源都非常看好。”壹位五大電力巨頭負責人對記者直言，“為了增加可再生能源份額，大家都非常努力。”
目前，五大發電集團都有各自的太陽能光熱發電小型示範項目。有分析人士指出，這些企業可能通過今後擴大規模的方式，大幅度壓低投標電價，以求先拿下 50兆瓦熱電項目。原因不言自明，光熱發電規模越大，每千瓦時電價成本越低，拿下的項目可以作為未來更大容量電站的壹部分，先以低電價中標，再將成本分攤到後續建設項目中。
也有媒體報道稱，各大電力集團已開始在光熱發電領域圈地。國內適宜發展光熱發電的土地資源有限，“誰先上項目，土地就給誰，大家自然蜂擁而上，並預留大量後續擴建土地。”
三年前，五大發電集團中只有華電跟隨中科院做示範性項目，而最近半年來，約300萬千瓦熱電項目已完成項目建議書，幾大電力巨頭更私下裏運作了部分未公開項目。國電集團吐魯番光熱發電項目人士曾表示，其項目僅為100千瓦，但圈地達幾千畝，目的正是為了將來大規模擴張。
光伏發電已經出現的央企超低價壟斷局面似乎又將要在光熱發電領域上演。結果是，如果熱電低電價持續，無法提高投資回報率，將無法吸引更多社會資本參與，也將會影響到有針對性的補貼政策出臺。
“政府對太陽能熱電項目的認知度還不夠，對市場前景也不那麽了解。”前述熱電設備制造商表示，熱電項目要能夠長期穩定地完善下去，必須得到有針對性的政策支持，這樣銀行融資才會相應跟進。
決策層有矛盾之處，像超白玻璃是生產光熱發電所需聚光鏡的基本原料，但玻璃制造已被工信部劃為淘汰落後產能的重點領域，銀行“壹刀切”地停止對玻璃制造業放貸，這也勢必影響到光熱發電所需的上遊原料的生產。
2010年8月，美國能源基金會曾委托上海中科清潔能源技術發展中心，對中國光熱發電市場進行調研。調研結論是，中國對可再生能源的扶持力度呈現與重視程度的正相關，雖然扶持政策種類較齊全，但存在跟風上政策現象，不具備長期性和穩定性。
“今天這個能源熱，政策就壹窩蜂地來；明天那個能源熱，這邊的政策就忽然不見了，全跑到那個領域。這會讓投資者看不到穩定的市場回報。”上述調研主管龔思源對記者說。
分析報告。