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行业动态

首批示范项目危机四伏,光热产业如何披荆斩棘转危为机?
发表时间:2017-09-25   阅读:67

作为首批示范的20个光热项目,它们经得起挫折,但经不起失败。因为,一旦失败,光热的未来可能就没有了。如何披荆斩棘,是眼下摆在光热产业人士面前形势紧迫的难题。

根据国家发改委光热电价政策,光热示范项目要享受1.15元/kWh的光热发电标杆电价必须要在2018年12月31日前全部投运。现在距截止期限仅剩下不到一年半的时间,工期非常紧张。

进度慢——这是首批20个光热示范项目几乎面临的同样一个问题。究其原因,前期开展不顺、融资困难、技术经验少等因素成为光热发展的层层荆棘。全国首批20个光热示范项目能否转危为机继续前行?

“吸热塔的土建部分的设计是212米,我们已经施工到一百五十几米了,从这个比例也看得出来已经过了一大半。除了塔之外,就是在整个光热电站里边占比例最大的镜场,不管是从投资、占地、施工的量应该正常的60%到70%的比例,我们现在也完成了一半。” “北京首航艾启威节能技术股份有限公司(下简称“首航节能”)副董事长黄文博在近期的一场活动中,分享其光热项目的进展情况。

首航节能是首批20个光热示范项目敦煌熔盐塔式100MW光热发电示范项目的项目投资企业和技术来源与系统集成企业,其在首批光热示范项目中属于进度比较快的一个。但是,并不是所有的项目都能够按部就班地进行,事与愿违,有部分的项目进度都呈现出滞后的状态。

“根据初步摸查,目前中广核德令哈50MW槽式电站、中控太阳能德令哈50MW塔式电站、首航节能敦煌100MW塔式电站这三个项目已实质性开工建设,有较大的希望于2018年12月31日前建成投运。”水电水利规划设计总院副院长易跃春在公开场合如此表示。

另一方面,尽管示范项目应以推动光热产业的规模化和产业集成的能力为主,但是盈利仍然是所有项目必须要考虑的现实问题。不仅仅是在项目上,光热产业如何形成良性健康的盈利模式或者发展模式同样是一个值得深思的问题。

虽然首批光热示范项目遇到许多的问题,示范效果尚无头绪,但是为了完成2020年500万千瓦的建设目标,甚至在为实现非化石能源发电量占比50%目标上发挥它的作用,第二批规划已经在开展,青海、甘肃、新疆等地也针对光热做了许多长期的规划。

8月份,《能源》杂志走访企业和诸多业内人士,就光热首批示范项目所遇到的困难进行了交流。在交流中,我们感受到了光热产业在发展初期所遇到的切肤之痛,同时也看到了政府、企业以及行业机构在摸索前进的方向。

作为首批示范的20个光热项目,它们经得起挫折,但经不起失败。因为,一旦失败,光热的未来可能就没有了。如何披荆斩棘,是眼下摆在光热产业人士面前形势紧迫的难题。

谁拖慢了进度?

7月初,国家能源局综合司下发《关于委托开展太阳能热发电示范项目进展情况调研的函》,要求水电水利规划设计总院、电力规划设计总院和国家光热联盟三单位对中国首批20个太阳能热发电示范项目的建设进展情况共同开展调研。

事实上,这并不是唯一的一次调研。2017年春节之后,国家相关部门就非常紧急地下发了一个通知,要求每个季度末上报一次20个示范项目进展情况。那么,首批光热示范项目都遇到了哪些现实性的问题,国家又该做出怎样的调整呢?

比较突出的一个问题就是土地的问题。相比于光热的老大哥光伏,光热的占地面积要更大,而且对于选址要求严格,这对于前期的规划设计提出了很高的要求。但是首批光热示范项目中,很多项目的前期规划相对粗糙,这给获得项目的企业造成了一定的阻力。

在6月中旬召开的中国国际光热电站大会上,同样作为首批20个光热示范项目的一员,中海阳能源集团股份有限公司副总裁章颢缤表示:“土地利用,对于目前的项目开发来说是一个核心的关键性因素,据我所知20个首批示范项目里面至少有5个项目因为厂址原因无法实施。此外,项目土地投资费用偏高,甚至占到项目总投资的0.5%,而且每个省,甚至市县之间的土地政策各不相同。”

事实上,关于土地之类的因素在示范项目的文件中已经有所提及,在电价政策补贴之外,土地、税收、政策方面,各个地方都应给予相应的支持,也就说仅靠电价补贴是不足以推动整个行业的发展的,还需要地方政府在手续办理、土地政策、税收政策等方面给予一定支持,以使行业发展得更快。

随着首批光热示范项目进程近半,目前光热项目所在地区的地方政府对于光热的支持正在逐步加强,电网陆陆续续对光热的了解也越来越深。

据了解,在土地上面,光热的政策支持相对风电光伏仍然有待完善。风电是按照塔占地面积来计算土地价格,作为光热,镜子所占的投影面积,或者立柱的投影面积比实际所占的面积要小好几倍。

总的来说,推动光热行业的发展可以在土地、税收等方面做一定的倾斜。作为地方政府和电网怎样支持光热发电的发展呢?相关企业建议:“最少应该是参照风电或者光伏,而且力度应该更大一些,因为光热是电网友好型的清洁能源。”

除了项目本身所遇到的困难,参与示范项目的企业自身的问题也一定程度上造成了项目进度的延缓。有的企业在前期的准备不充分,决策执行情况自然高下立现。

2016年9月14日,国家能源局正式发布《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》,109个项目中共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,包括9个塔式电站,7个槽式电站和4个菲涅尔电站,无碟式项目入围。

从20个项目3种大类技术路线的投资方来看,大致可以分为两个风格,一种是以技术见长的,诸如首航节能、浙江中控、中海阳、龙腾光热等民营企业;另一种则是以资金实力见长,大多数是电力产业的央企或者是国企。技术方在找钱,而资金方则在找技术,两者属于相互补充的情况。

作为技术一方,民营企业经过许多年的技术积累已经具备较为成熟的技术能力,这在申报示范项目上属于加分项。但是作为示范,光热发展仍然需要巨大的投入,民营企业在融资上相对处于劣势,怎样获得资金成为令许多企业颇为头疼的问题,融不到资项目进展则会被无限期延长。

而作为融资相对容易的央企或者国企,花费时间的则是选择哪种技术路线?谁来负责设计?谁又来负责建设?或者是整体的EPC交给谁来负责。

事实上,这样一个决策流程对于央企或者国企来说是十分耗费精力的。

归根结底,初期的光热仍然十分的昂贵,不论是国企,还是民企,都面临融资的问题,如果在这个环节没有打通,对于目前的光热和以后的光热发展都将是致命的。

融资难题

事实上,在光伏行业方兴未艾之际,很多的人已经将目光转移到了光热产业,这其中就包括许多的投资商和拥有大量资金的金融机构,前者相对激进,而后者则相对保守。

“我在澳大利亚投资了一个光热项目,那边的光热资源很好,综合下来度电成本相对较低,甚至比光伏还要低。而且,在国外可以获得比较多的贷款,投资的项目回报率比较高。国内的话目前正在考察。”一位在光伏行业打拼数年的投资商告诉《能源》杂志记者。

事实上,国内金融机构对于光热产业犹豫也是可以预见的情况。

首先,光热的技术仍然属于新技术,尤其是在示范阶段,大类分为槽式、塔式和菲涅尔式三种,但是细分下来又有熔盐槽式、导热油槽式、熔盐塔式、水工质塔式、二次反射熔盐塔式、熔盐菲涅尔、导热油菲涅尔、改良水工质菲涅尔等共计八种细分路线。其中作为创新型的技术路线往往很难获得融资。

而有一定技术积累的企业则可以相对容易获得融资,比如说浙江中控、首航节能等企业。2013年的7月5日,浙江中控总投资2.1亿的一期10MW示范项目正式并网发电,分为东、西两塔各5MW;同样,首航节能在2016年也完成了亚洲首座可实现24小时发电的10MW熔盐塔式光热电站的建设且成功并网发电。

“首航节能在敦煌把一个110MW的项目做成10+100,用10MW比较少量的投资作为100MW的示范,用10MW项目的设计、建设、运行过程来培养一批人才和积累经验,在运行过程中验证设计数据,优化设计模型,为100MW项目的设计和建设提供依据和经验。” 首航节能副董事长黄文博在光热会议中介绍。

2017年6月6日,首航节能发布公告称,公司与ALFANAR ENERGY(阿尔法纳能源有限公司)于近日签订《迪拜200兆瓦聚光太阳能独立电厂项目联合开发协议》。据了解,该项目的融资模式是:迪拜水电局进行51%投资,中标人联合体投资49%,联合体再进行总包和运维,把所有参与投资方全部整合在一起成为一个利益共同体。

据悉,到目前为止在银行的贷款审批中,并没有光热这一栏,银行放贷给光热项目并没有明确的条目。从这里不难看出,许多的金融机构对于光热仍然处于观望的态势。

对于光热融资难题,电力规划设计总院副院长孙锐曾建议,国家对光热发电项目给予低息贷款政策。在光热发电项目的电价构成中,融资成本的比重在20%以上,较高的贷款利率对光热发电成本构成了较大压力,建议国家主管部门对利用世界银行或亚行的主权贷款等低成本融资渠道给予支持。

除了技术层面的考虑,来自风电光伏发展所产生的弃风限电、补贴拖欠阴影仍然笼罩在金融机构的头顶之上,面对一个新兴的光热,金融机构的迟疑在所难免。

8月中旬,在一次光伏会议的现场,谈论的话题是光伏的补贴下降和拖欠,借由这个话题,有业内人士提到了萌芽状态的光热产业,未来是否也会出现类似光伏的窘况,有人表示乐观,也有人表示怀疑。

而消纳方面,光热似乎只能借助于大型电力基地的输送通道进行消纳。以新疆为例,在上述大会上,新疆维吾尔自治区哈密市发改委副主任蒋笑阳谈到:“‘疆电外送’第三通道±800千伏,原计划这条通道配800万千瓦火电,现在全部改成太阳能光热,这一条线路最少可以配800万的光热发电,规划的前期工作已经完成。”

总之,光热项目之所以在融资上遇到困境,除了对于新能源发展固有的补贴和弃电的担忧,更多的是因为光热作为一个新兴的产业仍然不够成熟,不论是技术上还是管理上都缺乏经验。

经验匮乏

从整个第一批光热示范项目的现状来看,进展不够顺利的原因体现在前期规划、技术发展水平、产业化程度、建设管理等各个细节,是一个不断试错的过程。

据了解,第一批的示范项目之所以建设比较慢,与前期准备不够充分有关,如果技术、融资和设备采购等都有所准备再去申报,这样会有利于项目建设进度。二期申报方面,行业最大的呼声是由技术方来主导且保证投资方的投资回报率,技术和投资方强强联合,提高光电效率,降低发电成本。

在记者采访过程中,感受最深的是光热是一个综合的产业,需要集合许多的技术,有设计高精度的制造产业,也有传统电力的部分,还涉及储能的过程。

光热跟其他的项目建设不一样,需要提前介入,定位,做资源测试等等工作。而很多情况下,政府只是规划出一块闲置的土地,企业并没有很多可选的地方。“光热项目受土地的影响比较大,其选址比光伏的选址要更加重要,如果选址选不好,比如说风比较大,跟踪精度就很难,失之毫厘,差之千里。”阳光电通科技股份有限公司董事长章健对《能源》杂志记者说。

在设计上,20个项目有的是光热制造商自己进行设计,比如浙江中控、首航节能、中海阳等,也有诸如中电建西北院、中国华能集团清洁能源技术研究院等传统电力设计院。但是,目前行业在设计上缺乏相应的标准,指标设计无规范和标准可依。

更为严重的情况则是技术路线的变更。据了解,有采取了水工质塔式技术路线的光热示范项目因为种种原因要更改为熔盐塔式。但是,国家明确规定技术路线不可以擅自改变,如果更改,将会增加项目的不确定性。

经专家介绍,“水工质这个技术路线比较早一点,两种技术的介质是不一样的。水工质储能基本上很难储能,熔盐工质可以储能达到十几个小时,这样就对气候的敏感性要小一点,发出来电的稳定性要更好。作为水工质没有储能的情况下,电网可能最后会不大喜欢。”

目前,光热的产业化程度已经得到一定的发展,只有个别的产品还需要进口,比如说熔盐泵,还没有经验很丰富的厂家,多数可能还采用进口。

而针对已经能够国产的聚光系统、吸热系统、储热系统以及换热系统装备,国内的发展水平仍然参差不齐,原则上一个大规模的建设,应该是要用全自动化生产来保证产品的精度和质量。但是目前来看只有有一部分企业具备这种高自动化的水平。

在建设施工上,光热作为一项要求精准的工程同样需要施工组织设计标准。“国外做光热它们的标准相对比我们要精细很多。比如说安装,我们整个的安装、工人队伍的水平还相对比较低,即使设计的精度很高,但是安装的时候偏差了,跟踪就会失准。”章健谈到,“我们现在从美国、加拿大引一些博士回来,对这些项目用国际标准来要求。按照国际标准的,现在是这样一个想法。没有哪一个施工队特别有经验,我们正在想引进国外的那种工程建设管理的方法来进行管理。”

如何降成本

在光热产业的初期阶段,从制造企业到电站项目,如何盈利将决定产业未来能否持续地发展。

提供纯技术服务的技术输出方属于最前期的工作,比如只做OE,或者前期咨询,项目还没落地,就可以实现盈利。而集成服务则是较为庞杂的一项业务,把聚光系统、吸热系统、储热系统、换热系统,每一个系统都集成起来,提供集成服务。还有就是提供EPC服务。

但是作为最终的应用端,怎样保证光热电站的持续盈利则是最终的目标。目前,首批光热示范项目的上网标杆电价为1.15元/kWh,那么成本下降的空间在哪里?

2017年3月,塔式光热发电技术开发商SolarReserve以6.3美分/kWh(约合人民币0.44元/kWh)的电价中标智利装机450MW的Tamarugal光热发电项目。三个月之后,迪拜水电局(Dewa)拟开发的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太阳能园区第一阶段200MW塔式光热发电项目在迪拜开标,沙特水电公司ACWA Power、上海电气集团股份有限公司、美国BrightSource等组成的联合体投出了最低价9.45美分/kWh(约合人民币0.64元/kWh)。

像光伏一样,国际上光热的发展已经可以做到相当低的成本,虽然国内目前仍然处在发展的初期阶段,但是是否也具备巨大的下降潜力?

事实上,分析一下国际上报出最低价的原因就可以得到答案。除了规模化发展和制造工艺的不断优化,风险与突发事故发生的可能性降低所带来的额外费用减少是中东北非地区可以投出该最低价的原因。此外,对于投资巨大的光热项目来说,其低利率的金融环境也发挥了重要的作用。

回到国内,如果在这些方面得到发展,大幅降低光热的发电成本也并非天方夜谭。2016年底,在一次光热会议上,浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥分析认为,随着中国GDP的增长放缓,利息将会降低,如果利率下降两个百分点,度电成本就会下降一毛钱;技术进步如果使总效率提高两个百分点,度电成本将会下降一毛钱;单塔规模从50MW提高到100MW,度电成本可以下降一毛钱;未来几年通过广大光热发电供应商的努力,单位千瓦造价下降15%,度电成本将会下降一毛五分钱。到“十三五”末,光热总的上网电价将会低至0.8元/kWh左右。

电力规划设计总院副院长孙锐在公开场合则表示,现阶段光热发电项目的工程造价在2.5—3万元/kW,预测到2020年,工程造价会降低到15000元/kW以下。届时,上网电价会降低到0.75元/kWh以下。

“我们预算可以把整个EPC的总成本降50%,也就是说整个建设成本,我觉得可能有50%的空间可以降。现在我们整个的成本用钢量太大。因为设计的时候过于保守,钢的成本,占我们里面的成本是非常重要的一个成本,但是由于大家前面都没有底,大家都是往大了做,特别是国有企业的设计,为了保险起见,用了许多的钢,因此安装成本就过高。”章健分析认为。

从已有的光热项目来看,光热电站效益的保证还要求良好的运维管理。比如说镜子比较干净的时候,反光率比较高,镜子上如果有大量灰尘,最后全都不反光了,那它的光照效率就下降。而且光热电站同样要求25年,所以要保证效率,镜子的破损率要低,需要对镜子进行保护。比如同样现在镜子有些是有背板的,有一种没背板的,相应的破损率也不一样。