困難重重 光熱發電行業如何謀出路?
發布者:lzx | 來源:中國高新技術產業導報 葉偉 | 0評論 | 4397查看 | 2020-04-08 08:05:17    

每當提到太陽能發電行業,首先想到的是光伏發電,實際上,光熱發電也是太陽能發電行業的一大方向。但是,與光伏發電市場熱情高漲相比,光熱發電行業發展一直不溫不火,市場也顯得有些冷清。


為什么光熱發電行業一直熱不起來?遇到哪些發展瓶頸?未來又將何去何從?


“斷奶”在即


經過多年發展,光熱發電產業鏈已經建立完成并初步成型,示范項目建設也在推進中,但最近受相關政策影響,光熱發電行業感到壓力山大。


據了解,1月22日,財政部、國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提出,新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍,按規定完成核準(備案)并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量太陽能光熱發電項目,按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。


“雖然可再生能源去補貼是大勢所趨,但對仍處于發展初期的光熱發電行業直接‘斷奶’,讓很多光熱發電行業從業者感到意外。”一位業內人士表示,對于目前上網電價高達1.15元/千瓦時的光熱發電站項目而言,這一政策無異于宣告2020年以后國內或將無新增光熱項目。


“目前,光熱發電對電價補貼的依賴程度還比較高。”電力規劃設計總院原副院長孫銳認為,這會讓投資方對光熱發電項目越來越謹慎,“缺少電價政策支持,可能會令剛剛建立起來的光熱發電產業受到一定程度影響。”


雙良龍騰光熱技術(北京)有限公司總經理盧智恒說:“該政策的發布,讓光熱發電行業從業者擔憂未來的出路。但令人欣慰的是,目前,存量光熱發電示范項目電價仍是1.15元/千瓦時,并沒有退坡。同時,示范項目投建截止日期被放寬到2021年12月31日。”


困難重重


2015年9月,國家能源局啟動首批20個太陽能熱發電示范項目建設。截至目前,20個示范項目中僅有3個項目投運,分別為中廣核德令哈50兆瓦槽式電站、首航節能敦煌100兆瓦塔式電站、中控太陽能德令哈50兆瓦塔式電站。


為什么光熱發電行業發展之路如此坎坷?“光熱發電面臨核心技術還不成熟、電站建設和發電成本相對較高等難題。”業內專家表示。


首先,光熱發電核心技術亟待進一步突破。雖然我國光熱產業鏈已經相對完整成熟,但是部分核心環節依然存在技術短板,比如汽輪發電機組、集熱管等。同時,國產吸熱器、熔鹽泵、熔鹽閥和流量計等設備的可靠性、安全性有待驗證。另外,值得注意的是,光熱發電的槽式、塔式、碟式和菲涅爾式等各條技術路線差異程度較大,目前存在運行效率不穩定等問題。


其次,光熱發電站面臨占地面積廣、項目建設和發電成本高等問題。“由于我國光熱發電產業剛剛起步,遠沒有達到經濟規模,致使光熱發電的成本較高。目前,光熱發電工程投資在2.5萬-3萬元/千瓦。”孫銳說。


一位業內人士也表示,由于國內光熱產業還處于示范階段,光熱發電站裝機規模較小,尚未形成規模化,造成成本較高。“從初始投資成本看,光熱發電站的單位千瓦投資成本在2.5萬-3.5萬元,是傳統煤電站的3-4倍、陸上風電的3-4倍、光伏電站的4-5倍,關鍵的太陽島和儲熱島固定投資分別占50%-60%、15%-20%,并且儲熱時間越長,投資成本越高;從度電成本看,據業內估算,塔式光熱電站的度電成本在1元/千瓦時左右,相當于煤電的3-4倍、陸上風電的2.3倍、光伏發電的1.4-2倍。”


第三,資金成為制約光熱發電發展的一大瓶頸。孫銳坦言,一些投資方為民企的光熱示范項目,遭遇融資難、貸款難窘境,項目進度一推再推。一位業內人士認為,光熱發電項目的融資需求巨大,但由于國家未公布明確的電價機制,金融機構等投資行為受到較大約束。同時,光熱發電成本相對較高,經濟性較差,金融機構投資熱情不高,造成項目融資困難,整個光熱發電產業也缺少現金流。


未來出路在哪里?


實際上,國家財政補貼“被叫停”給光熱發電行業發展帶來很多不確定性,但也并非全無希望。那么,光熱行業如何在困難中找方向、在迷茫中謀出路?


首先,光熱發電要發揮調頻調峰作用。“光熱發電是集發電和儲能為一身的可再生能源發電方式,電力輸出穩定可靠、調節性能優越。”孫銳說,光熱發電可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷,也可以承擔高峰負荷,可參與電力系統的一次調頻和二次調頻。


盧智恒也認為:“光熱發電最大的優勢,就是可輕松儲能調度,而且儲能時間可以很長,將是承擔調峰調度任務的清潔電源主角。”


其次,在電力外送方面,光熱發電是大幅提高我國可再生能源電力外送的比重,促進能源轉型目標實現的有效途徑之一。“風電和光伏發電與太陽能熱發電相結合的發電方式,可顯著降低電站的棄風、棄光率。”中國科學院電工研究所研究員王志峰說,“當400兆瓦的風電裝機量與200兆瓦的光伏發電裝機量及50兆瓦的太陽能熱發電裝機量相配合時,其外送通道容量占比較單一的風電或光伏電站會大幅提高,棄風、棄光率也會大幅下降。”


孫銳也認為,結合西電東送戰略,在西北的電力外送通道送出端配置光熱發電機組,替代煤電機組,可顯著提升輸電通道的可再生能源電力比重。“以目前新疆電網為例進行模擬計算,裝設光熱發電機組100萬千瓦至500萬千瓦,可減少棄風棄光電量10.2%-37.6%。”

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