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太阳能光热发电就是利用大规模阵列抛物线或蝶形镜面收集太阳能,通过换热装置提供蒸汽,驱动汽轮发电机发电。太阳能光热发电形式有槽式、塔式、碟式(盘式)、菲涅尔式四种系统。

中国“光热发电”行业现状

起步较晚,发展迅速。目前仅有青海中控开建的一座光热发电站并网商业化运行。2016年9月14日,国家能源局正式发布了《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》,共20个项目入选中国首批光热发电示范项目名单,总装机约1.35GW,要求在2018年完成。塔式技术占主流。其中有9个塔式电站,容量685MW,占比50.8%,主要参与企业包括首航节能、中控太阳能、中国电建等。7个槽式电站,容量464MW,占比34.4%,主要参与企业有龙腾太阳能、中海阳、中广核太阳能等。4个菲涅尔电站,容量200MW,占比14.8%,主要参与企业包括北京兆阳光热技术、兰州大成科技、中国华能集团等。地域集中性高。目前20个项目中参与企业国有企业和私营企业各占一半。所在地集中在甘肃(9个)、青海(4个)、河北(4个)、内蒙古(2个),新疆(1个)。因为对于地理位置和光照等条件的要求,中国符合光热发电的地理位置集中在西北。

国家政策为其保驾护航。能源发展“十三五”规划指出2020年中国要完成5GW光热发电装机,预计总投资在1200亿元左右,未来光热发电市场前景广阔。

“光热发电”优劣势情况

优势:

技术优势,稳定供电:能够生产较稳定的交流电,对现有电网的压力小,能保障电网用电高峰时期的稳定供电;克服常规可再生能源水电、光伏发电、风力发电等发电技术都存在季节性、间歇性、稳定性的问题。光热发电的储能系统能够解决其他如光伏、风力不能解决的储能成本过高的问题,使得这种系统具备了储能和夜间发电的能力。可与火电实现并网,节约相应成本:光热发电与储热系统或火力发电结合,可实现连续稳定发电,具有可调节性,易于并网,并且全生命周期内环境影响较小。光热无需无功补偿、电能质量高;同时,能够引用现有的成熟火电技术及设备体系,节约技术研发成本和基础建设成本,且避免昂贵的硅晶光电转换公益,降低了太阳能发电的成本。

政策支持。国家政策持续支持,2014年开始相继颁布相关政策支持相关的产业。减免税收,控制该方式电费。

相关能源丰富,条件具备。青海西部、宁夏北部、甘肃北部、新疆南部、西藏西部等地区,满足建造规模化太阳能光热发电站所对应的辐射资源要求。另外,我国的沙化土地面积达169万平方公里,其中有水力和电网资源的沙地约有30万平方公里,有充分的土地资源条件发展太阳能光热发电。

风险及投资不足性:

政策依赖性过大。为保障太阳能热发电项目的技术先进性和产业化发展,避免盲目投资和低水平重复建设,在“十三五”时期,太阳能热发电项目均应纳入国家能源局组织的国家太阳能热发电示范项目统一管理,且只有纳入示范项目名单的项目才可享受国家电价补贴。

前期投入资金过大,回报率无法保证。单位千瓦投资成本在4000~8000美元,具体取决于项目所在地太阳能辐照资源和容量系数,而容量系数又取决于储能系统规模、太阳能场规模。据我国内蒙古鄂尔多斯的50MW槽式太阳能光热发电特许权示范项目的工程报告显示,该项目单位造价为2.6万元/kW,几乎是光伏发电造价的3倍,是火电的4倍。虽然电站建设成本,基础建设成本低,但是目前来说单位电量的成本还是高于光伏和风力。

地理条件要求苛刻,项目推进十分缓慢。建设光热发电,需要对太阳辐射、土质等多方位地理条件进行评估,目前主要集中在中国西北部。尽管目前从理论上来说,中国西北部有丰富的资源开展光热发电,但是事实并不如此。从目前项目开展情况来看,20个首批示范项目里至少有5个项目因为土地因素没有办法实施,很可能因此搁浅。因此,地理条件将会是光热发电项目推进的一个拦路虎。

技术的不确定性。目前光热的发电的技术还不具备商业化的,西方国家引进的技术引进中国存在“水土不服”的现象;同时光热发电依赖熔融盐,目前中国的熔融盐技术仍处于初级阶段,储热效果并不理想,导致光热发电的太阳能转化率仅为光伏发电的50%(光伏发电太阳能转化率为60%),亟需新一代熔融盐的开发。

公司开展的形式以EPC居多,无法在本质上刺激市场的发展。参与光热发电的20家企业中,除去参与零配件制造的企业,参与电站投资的9家公司以EPC形式,多是对光热发电站进行建造承包形式,实质缺乏相应的资本进入该行业,无法真正刺激光热发电行业的发展,光热发电依旧是以政策主导的国家项目。

总体上来说,光热发电技术是具备本质上的优势的,克服其他可再生能源的储能和稳定性的缺点,但是目前还存在技术不稳定、政策依赖过于严重、市场发展无法得到刺激等,需要谨慎对待该行业的投资