中國有史以來最全面的CSP報告《中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)政策研究報告》已經(jīng)提交至中國國家能源局，未來CSP產(chǎn)業(yè)的發(fā)展關鍵就要看政府部門能否出臺合理的支持政策。

2013年5月中旬，中國國家太陽能光熱產(chǎn)業(yè)技術創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟向國家能源局遞交了受后者委托編制的《中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)政策研究報告》。這份由中國科學院電工研究所王志峰博士主筆編制的文件還獲得了克林頓基金會的支持，此外國家開發(fā)銀行、歐洲太陽能熱發(fā)電協(xié)會、阿本戈、FLAGBEG等公司或組織也派專家參與了該報告的編寫。該報告自2012年11月13日啟動，經(jīng)過近半年的編寫完成后遞交國家能源局。這份報告將成為國家能源局制定未來中國熱發(fā)電支持政策的主要依據(jù)。

中國首個全面的熱發(fā)電綜述報告

這份超過五十人、近三十家家企業(yè)、科研院所、機構參與編寫的報告由五個大的部分構成：國內外太陽能熱發(fā)電(CSP)技術市場及政策發(fā)展情況報告、中國太陽能熱發(fā)電技術和政策瓶頸分析、中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)激勵政策分析、中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)支撐體系研究、中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略及部署規(guī)劃研究。這份268頁、總計約15萬字的報告的關鍵內容為技術梳理、政策建議、產(chǎn)業(yè)規(guī)劃。

在“國內外太陽能熱發(fā)電技術市場及政策發(fā)展情況報告”專題中，編制者介紹了CSP產(chǎn)業(yè)的技術、市場、產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀，通過美國、西班牙的多個項目對比了CSP與光伏的成本結構差異。作為綜述專題，這部分分享了美國、歐洲、印度、日本、南非和摩洛哥等地區(qū)的政策及相關經(jīng)驗。國家可再生能源中心胡潤青研究員主筆的“中國太陽能熱發(fā)電技術和政策瓶頸分析”專題通過系統(tǒng)的討論去分析中國目前CSP市場沒有打開的原因。如果說技術障礙在三年前還是主要原因，現(xiàn)在包括電價補貼在內的激勵政策成為最主要的障礙。

目前一提到CSP，大多數(shù)人的第一反應是成本太高。王志峰主筆的“中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)激勵政策分析”專題從電價計算及分析、一次投資計算、發(fā)電量計算、政策分析等多個角度為持疑者做了詳細解讀。王志峰透露，在這個專題的編寫中，由于中國還沒有成熟的商業(yè)化運行的電站，給各個參數(shù)的確定帶來了很大的困難。編寫組為此開了9輪會議，先后計算了55次電價模型，最終從三種計算電價的方法中得出最終的計算模式。

“中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)支撐體系研究”專題著重去探討產(chǎn)業(yè)上下游的建設、布局以及質量體系的建設。中國氣候中心風能太陽能中心主任申彥波分析了目前基礎太陽能輻照數(shù)據(jù)的檢測和預測，并提出了太陽能法向直射輻射資源專業(yè)觀測網(wǎng)的建設規(guī)劃。該部分還分析了各個裝備制造所需原材料的地域分布、產(chǎn)業(yè)鏈各個環(huán)節(jié)的商業(yè)化體系建立以及新產(chǎn)品的中試及培訓平臺的發(fā)展。由于光伏產(chǎn)業(yè)的標準嚴重滯后于產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，CSP行業(yè)也應該避免這種狀況。在風電、光伏項目驗收中積累了大量經(jīng)驗的鑒衡認證著重就標準和質量檢測認證體系的建設做出分析和規(guī)劃。

在最后一個專題“中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略及部署規(guī)劃研究”中，編寫組向國家主管機構描述了推進產(chǎn)業(yè)發(fā)展的規(guī)劃，構想了中大型CSP基地——電站+制造+服務——的框架。此外CSP獨立供能示范區(qū)、與光伏、風電互補的CSP調峰基地以及分布式CSP電熱聯(lián)供系統(tǒng)等概念都被規(guī)劃出來。

技術和產(chǎn)業(yè)的構建

數(shù)十家企業(yè)的多年參與使得中國CSP產(chǎn)業(yè)有了一個雛形，但技術的成熟度仍處于早期。北京延慶的塔式項目投產(chǎn)一年后由于輸電線路的欠缺無法正常運行，青海德令哈中控10MW塔式項目也未獲得一年的有效運行參數(shù)，使得中國市場無法選擇可靠的技術整體解決方案。而國外的技術提供者如阿本戈等則不遺余力得繼續(xù)向中國CSP電站意向開發(fā)商或投資者推銷其技術和合作模式。這些國外企業(yè)很清楚，在中國自身CSP產(chǎn)業(yè)成熟起來之前是他們在中國市場開拓的最好機會。

作為項目實施的前期數(shù)據(jù)，太陽法向直射輻射資源(DNI)是重要的評估數(shù)據(jù)，但就這一個關鍵數(shù)據(jù)，在中國也極為缺失。中國國家氣象局觀測系統(tǒng)中有輻射觀測的總計98個站點，其中不到20個站點可以測直射輻射，并且這些站點大都集中在東部，在光資源條件好的西部地區(qū)尤為缺少。該報告建議國家相關部門建立DNI數(shù)據(jù)收集體系，安排一定量的氣象臺站完成相關的測試。目前已經(jīng)有企業(yè)開始在部分地區(qū)自行建立觀測站，為其CSP項目前期做準備。

塔式、槽式、碟式、菲涅爾式這幾種模式在世界先進技術中已經(jīng)分別實現(xiàn)了商業(yè)化、規(guī)�；�、中試、示范這幾個不同的階段，而在中國則分別處于示范、中試、試驗、試驗階段。從產(chǎn)業(yè)鏈上看，在原材料方面，大部分產(chǎn)品都能實現(xiàn)自產(chǎn)，但安全穩(wěn)定的高溫導熱油還需要進口。如膜層材料、玻璃反射涂層、特種玻璃、熔鹽等已經(jīng)具備了商業(yè)化運營的本土采購需求。但就成品來說，還有很多工作要做。如定日鏡、槽式聚光器、傳動設施、塔式吸熱器等已經(jīng)具備了商業(yè)應用的技術儲備，但槽式真空集熱管、儲熱技術、油/水換熱器、油/鹽換熱器、鹽/水換熱器等領域與國外領先技術還有5-10年的差距。

與國外技術差距最大、也是最核心的內容，便是系統(tǒng)集成領域的差距。報告在分析了中國目前的技術水平后得出，這方面與國外成熟技術的差距為20年。最早的塔式試驗電站1980年在意大利建成，第一個商業(yè)化的電站是2007年在西班牙建成，而中國的試驗電站在2012年才落成，示范電站在2013年初才投產(chǎn)。槽式方面，SEGS的9座電站在1984-1991年就陸續(xù)投產(chǎn)了，而至今中國尚未有一座建成，第一個大規(guī)模的項目最早也要在2015年才能完成建設。

王志峰表示，“在系統(tǒng)集成中，電站運行技術尤其重要，通過運行經(jīng)驗來獲得電站設計、設備采購、工程中的參數(shù)反饋。也只有積累了運行經(jīng)驗后才能獲得電站的材料、零部件、裝備的設計要求�！�

克林頓基金會牽頭為中國CSP產(chǎn)業(yè)描述了一個戰(zhàn)略布局構想。首先是建立中大型CSP基地，包括大型電站、設備制造及相關服務業(yè)。園區(qū)選擇不僅要考慮光照資源，還要包括足夠的土地面積(5GW需要約200英畝的土地)，并網(wǎng)便利、土地坡度小、合理的植被及土壤條件、地理和氣候影響風險小，以及當?shù)啬茉葱枨蠛碗娋W(wǎng)峰值情況等。該專題的編制小組對內蒙古鄂爾多斯地區(qū)杭錦旗清潔能源園區(qū)進行了考察，該園區(qū)包括風電、光伏發(fā)電、熱發(fā)電、生物質發(fā)電以及壓縮空氣儲能等多種形式。目前大唐中標的50MW槽式特許權項目以及中電投華北分公司的50MW項目都在該園區(qū)內落地。編制人員設想，在電站基礎上進行延伸，包括制造企業(yè)的落戶并設立獨立功能示范區(qū)、形成與光伏、風電互補的調峰基地，甚至可以建立熱發(fā)電電熱聯(lián)供系統(tǒng)。

如果沒有合理政策支持下的市場，這樣的布局設想將很難實現(xiàn)。

政策破繭

截至2012年底，全球CSP電站裝機已達2GW，在建項目超過2.5GW;而中國目前裝機不超過20MW，在建項目不超過200MW。受發(fā)電成本影響，全球CSP裝機規(guī)模遠遠小于光伏和風電。該報告指出，政策瓶頸是CSP產(chǎn)業(yè)發(fā)展受到限制的主要因素。一方面，科研機構的研發(fā)經(jīng)費主要來自國家的資金支持，但科研成果的商業(yè)化轉換最終需要企業(yè)來完成;而企業(yè)的科研經(jīng)費雖可以通過國家科研資金來解決一部分，但最主要的還是企業(yè)內部解決。如果企業(yè)投入了大量資金進行研發(fā)，而市場規(guī)模卻不足以支撐產(chǎn)品、技術商業(yè)化的回報，會反過來延緩技術商業(yè)化的速度。此外，商業(yè)投資行為也會因為產(chǎn)業(yè)政策環(huán)境不良而受到阻礙。

該報告用了大量篇幅探討完善、合理政策的制定。報告認為中國CSP投資環(huán)境存在以下主要問題：電價政策沒有出臺、熱發(fā)電電站的審批流程無序、電網(wǎng)協(xié)調的審批機制、土地政策不明確。

補貼電價是政策的核心，該報告指出，目前出臺統(tǒng)一上網(wǎng)電價政策的時機還不成熟，主要原因是目前還沒有投運達到一定時間的商業(yè)化電站提供數(shù)據(jù)參考，技術也沒有得到驗證，難以預算合理的上網(wǎng)電價。編制組建議選取幾個代表性的示范項目，包括槽式、塔式、CSP與燃氣聯(lián)合發(fā)電、CSP與煤電聯(lián)合發(fā)電等不同的類型，根據(jù)成本加合理利潤的原則，給予較優(yōu)惠的電價。經(jīng)過1—2輪的示范后，逐步建立產(chǎn)品供應體系、設計運行維護規(guī)程等，再出臺系統(tǒng)的電價政策，推動CSP的規(guī)模化發(fā)展。

對于CSP發(fā)電的可行性，克林頓基金輝牽頭以中國50MW槽式電站為案例，對其平均化度電成本(LCOE)進行模擬分析。這項工作考慮了電站初投資、運維和融資成本。電工所、中國電力工程顧問集團公司、電力規(guī)劃設計總院以及國家開發(fā)銀行提供了所需的數(shù)據(jù)。在該案例下，初投資總額約為14.56億人民幣，單位造價為29.1元/瓦;電站運維每年花費約2216萬。這座理論上帶4小時儲熱、運行25年的電站放在鄂爾多斯(DNI為1990kWh)的話，年發(fā)電量可達1.38億千瓦時，其中10%發(fā)電量將用于廠用電，因此年并網(wǎng)量可達1.24億千瓦時。融資方面，如果按照30%自有資金、70%貸款的方式，利率與其它新能源項目相同為5.895%。在考慮了其他的基礎數(shù)據(jù)如稅務、加速折舊(通貨膨脹暫不考慮)后，基礎情形下，要達到8%的資本金收益率，LCOE應為1.38元/千瓦時。如果將LCOE設定為1元/千瓦時，反推回去，電站的一次性投資需要下降31%。

該報告還對上述模型做了一些參數(shù)調整后的分析：如果廠用電采用市電(按當?shù)?.451元/千瓦時)，LCOE可下降7.3%，至1.28元/千瓦時;如果貸款利率下降至2.5%(世界銀行和亞洲開發(fā)銀行的有條件優(yōu)惠貸款利率)，LCOE可下降18%，至1.12元/千瓦時;如果增值稅全免，LCOE可降低9.4%，達1.25元/千瓦時;土地征用和使用費用約占總投資的3.6%，如果這部分全免，LCOE還可下降3.2%，至1.33元/千瓦時。如果把上述扶持手段全部集中在一起，最終LCOE可達到0.9元/千瓦時，低于目前光伏的1元/千瓦時的電價。

最終，報告就電價形成機制提出了兩種計算方法：固定電價=專家計算電價+運營后虧損補貼;固定電價=低電價權重特許權招標+運營后虧損補貼。

事實上，中國相關政府部門還沒有出臺任何針對CSP發(fā)電的特殊優(yōu)惠政策，如果要推動中國CSP產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，一系列的產(chǎn)業(yè)政策是必須的前提。這份完善的報告能否為政府部門提供有效的決策還有待進一步的關注。