9.25
T.O.D.A.Y「導語」
作為首批示範的20個光熱專案， 它們經得起挫折， 但經不起失敗。 因為， 一旦失敗， 光熱的未來可能就沒有了。 如何披荊斬棘， 是眼下擺在光熱產業人士面前形勢緊迫的難題。
根據國家發改委光熱電價政策， 光熱示範專案要享受1.15元/kWh的光熱發電標杆電價必須要在2018年12月31日前全部投運。 現在距截止期限僅剩下不到一年半的時間， 工期非常緊張。
進度慢——這是首批20個光熱示範專案幾乎面臨的同樣一個問題。 究其原因， 前期開展不順、融資困難、技術經驗少等因素成為光熱發展的層層荊棘。 全國首批20個光熱示範專案能否轉危為機繼續前行？
“吸熱塔的土建部分的設計是212米， 我們已經施工到一百五十幾米了， 從這個比例也看得出來已經過了一大半。 除了塔之外， 就是在整個光熱電站裡邊占比例最大的鏡場， 不管是從投資、占地、施工的量應該正常的60%到70%的比例，
據悉， 到目前為止在銀行的貸款審批中， 並沒有光熱這一欄， 銀行放貸給光熱項目並沒有明確的條目。 從這裡不難看出， 許多的金融機構對於光熱仍然處於觀望的態勢。
對於光熱融資難題， 電力規劃設計總院副院長孫銳曾建議， 國家對光熱發電項目給予低息貸款政策。 在光熱發電項目的電價構成中， 融資成本的比重在20%以上，
除了技術層面的考慮， 來自風電光伏發展所產生的棄風限電、補貼拖欠陰影仍然籠罩在金融機構的頭頂之上， 面對一個新興的光熱， 金融機構的遲疑在所難免。
8月中旬， 在一次光伏會議的現場， 談論的話題是光伏的補貼下降和拖欠， 借由這個話題， 有業內人士提到了萌芽狀態的光熱產業， 未來是否也會出現類似光伏的窘況， 有人表示樂觀， 也有人表示懷疑。
而消納方面， 光熱似乎只能借助於大型電力基地的輸送通道進行消納。 以新疆為例， 在上述大會上， 新疆維吾爾自治區哈密市發改委副主任蔣笑陽談到：“‘疆電外送’第三通道±800千伏，
總之， 光熱項目之所以在融資上遇到困境， 除了對於新能源發展固有的補貼和棄電的擔憂， 更多的是因為光熱作為一個新興的產業仍然不夠成熟， 不論是技術上還是管理上都缺乏經驗。
經驗匱乏
從整個第一批光熱示範項目的現狀來看， 進展不夠順利的原因體現在前期規劃、技術發展水準、產業化程度、建設管理等各個細節， 是一個不斷試錯的過程。
據瞭解， 第一批的示範專案之所以建設比較慢， 與前期準備不夠充分有關，
在記者採訪過程中， 感受最深的是光熱是一個綜合的產業， 需要集合許多的技術， 有設計高精度的製造產業， 也有傳統電力的部分， 還涉及儲能的過程。
光熱跟其他的專案建設不一樣， 需要提前介入， 定位， 做資源測試等等工作。 而很多情況下， 政府只是規劃出一塊閒置的土地， 企業並沒有很多可選的地方。 “光熱專案受土地的影響比較大， 其選址比光伏的選址要更加重要， 如果選址選不好， 比如說風比較大， 跟蹤精度就很難，失之毫釐，差之千里。”陽光電通科技股份有限公司董事長章健對《能源》雜誌記者說。
在設計上，20個專案有的是光熱製造商自己進行設計，比如浙江中控、首航節能、中海陽等，也有諸如中電建西北院、中國華能集團清潔能源技術研究院等傳統電力設計院。但是，目前行業在設計上缺乏相應的標準，指標設計無規範和標準可依。
更為嚴重的情況則是技術路線的變更。據瞭解，有採取了水工質塔式技術路線的光熱示範專案因為種種原因要更改為熔鹽塔式。但是，國家明確規定技術路線不可以擅自改變，如果更改，將會增加項目的不確定性。
經專家介紹，“水工質這個技術路線比較早一點，兩種技術的介質是不一樣的。水工質儲能基本上很難儲能，熔鹽工質可以儲能達到十幾個小時，這樣就對氣候的敏感性要小一點，發出來電的穩定性要更好。作為水工質沒有儲能的情況下，電網可能最後會不大喜歡。”
目前，光熱的產業化程度已經得到一定的發展，只有個別的產品還需要進口，比如說熔鹽泵，還沒有經驗很豐富的廠家，多數可能還採用進口。
而針對已經能夠國產的聚光系統、吸熱系統、儲熱系統以及換熱系統裝備，國內的發展水準仍然參差不齊，原則上一個大規模的建設，應該是要用全自動化生產來保證產品的精度和品質。但是目前來看只有有一部分企業具備這種高自動化的水準。
在建設施工上，光熱作為一項要求精准的工程同樣需要施工組織設計標準。“國外做光熱它們的標準相對比我們要精細很多。比如說安裝，我們整個的安裝、工人隊伍的水準還相對比較低，即使設計的精度很高，但是安裝的時候偏差了，跟蹤就會失准。”章健談到，“我們現在從美國、加拿大引一些博士回來，對這些專案用國際標準來要求。按照國際標準的，現在是這樣一個想法。沒有哪一個施工隊特別有經驗，我們正在想引進國外的那種工程建設管理的方法來進行管理。”
如何降成本
在光熱產業的初期階段，從製造企業到電站專案，如何盈利將決定產業未來能否持續地發展。
提供純技術服務的技術輸出方屬於最前期的工作，比如只做OE，或者前期諮詢，項目還沒落地，就可以實現盈利。而集成服務則是較為龐雜的一項業務，把聚光系統、吸熱系統、儲熱系統、換熱系統，每一個系統都集成起來，提供集成服務。還有就是提供EPC服務。
但是作為最終的應用端，怎樣保證光熱電站的持續盈利則是最終的目標。目前，首批光熱示範專案的上網標杆電價為1.15元/kWh，那麼成本下降的空間在哪裡？
2017年3月，塔式光熱發電技術開發商SolarReserve以6.3美分/kWh（約合人民幣0.44元/kWh）的電價中標智利裝機450MW的Tamarugal光熱發電項目。三個月之後，迪拜水電局（Dewa）擬開發的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太陽能園區第一階段200MW塔式光熱發電項目在迪拜開標，沙特水電公司ACWA Power、上海電氣集團股份有限公司、美國BrightSource等組成的聯合體投出了最低價9.45美分/kWh（約合人民幣0.64元/kWh）。
像光伏一樣，國際上光熱的發展已經可以做到相當低的成本，雖然國內目前仍然處在發展的初期階段，但是是否也具備巨大的下降潛力？
事實上，分析一下國際上報出最低價的原因就可以得到答案。除了規模化發展和製造工藝的不斷優化，風險與突發事故發生的可能性降低所帶來的額外費用減少是中東北非地區可以投出該最低價的原因。此外，對於投資巨大的光熱項目來說，其低利率的金融環境也發揮了重要的作用。
回到國內，如果在這些方面得到發展，大幅降低光熱的發電成本也並非天方夜譚。2016年底，在一次光熱會議上，浙江中控太陽能技術有限公司董事長金建祥分析認為，隨著中國GDP的增長放緩，利息將會降低，如果利率下降兩個百分點，度電成本就會下降一毛錢；技術進步如果使總效率提高兩個百分點，度電成本將會下降一毛錢；單塔規模從50MW提高到100MW，度電成本可以下降一毛錢；未來幾年通過廣大光熱發電供應商的努力，單位千瓦造價下降15%，度電成本將會下降一毛五分錢。到“十三五”末，光熱總的上網電價將會低至0.8元/kWh左右。
電力規劃設計總院副院長孫銳在公開場合則表示，現階段光熱發電專案的工程造價在2.5—3萬元/kW，預測到2020年，工程造價會降低到15000元/kW以下。屆時，上網電價會降低到0.75元/kWh以下。
“我們預算可以把整個EPC的總成本降50%，也就是說整個建設成本，我覺得可能有50%的空間可以降。現在我們整個的成本用鋼量太大。因為設計的時候過於保守，鋼的成本，占我們裡面的成本是非常重要的一個成本，但是由於大家前面都沒有底，大家都是往大了做，特別是國有企業的設計，為了保險起見，用了許多的鋼，因此安裝成本就過高。”章健分析認為。
從已有的光熱專案來看，光熱電站效益的保證還要求良好的運維管理。比如說鏡子比較乾淨的時候，反光率比較高，鏡子上如果有大量灰塵，最後全都不反光了，那它的光照效率就下降。而且光熱電站同樣要求25年，所以要保證效率，鏡子的破損率要低，需要對鏡子進行保護。比如同樣現在鏡子有些是有背板的，有一種沒背板的，相應的破損率也不一樣。
版權聲明|稿件為能源雜誌原創
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跟蹤精度就很難，失之毫釐，差之千里。”陽光電通科技股份有限公司董事長章健對《能源》雜誌記者說。在設計上，20個專案有的是光熱製造商自己進行設計，比如浙江中控、首航節能、中海陽等，也有諸如中電建西北院、中國華能集團清潔能源技術研究院等傳統電力設計院。但是，目前行業在設計上缺乏相應的標準，指標設計無規範和標準可依。
更為嚴重的情況則是技術路線的變更。據瞭解，有採取了水工質塔式技術路線的光熱示範專案因為種種原因要更改為熔鹽塔式。但是，國家明確規定技術路線不可以擅自改變，如果更改，將會增加項目的不確定性。
經專家介紹，“水工質這個技術路線比較早一點，兩種技術的介質是不一樣的。水工質儲能基本上很難儲能，熔鹽工質可以儲能達到十幾個小時，這樣就對氣候的敏感性要小一點，發出來電的穩定性要更好。作為水工質沒有儲能的情況下，電網可能最後會不大喜歡。”
目前，光熱的產業化程度已經得到一定的發展，只有個別的產品還需要進口，比如說熔鹽泵，還沒有經驗很豐富的廠家，多數可能還採用進口。
而針對已經能夠國產的聚光系統、吸熱系統、儲熱系統以及換熱系統裝備，國內的發展水準仍然參差不齊，原則上一個大規模的建設，應該是要用全自動化生產來保證產品的精度和品質。但是目前來看只有有一部分企業具備這種高自動化的水準。
在建設施工上，光熱作為一項要求精准的工程同樣需要施工組織設計標準。“國外做光熱它們的標準相對比我們要精細很多。比如說安裝，我們整個的安裝、工人隊伍的水準還相對比較低，即使設計的精度很高，但是安裝的時候偏差了，跟蹤就會失准。”章健談到，“我們現在從美國、加拿大引一些博士回來，對這些專案用國際標準來要求。按照國際標準的，現在是這樣一個想法。沒有哪一個施工隊特別有經驗，我們正在想引進國外的那種工程建設管理的方法來進行管理。”
如何降成本
在光熱產業的初期階段，從製造企業到電站專案，如何盈利將決定產業未來能否持續地發展。
提供純技術服務的技術輸出方屬於最前期的工作，比如只做OE，或者前期諮詢，項目還沒落地，就可以實現盈利。而集成服務則是較為龐雜的一項業務，把聚光系統、吸熱系統、儲熱系統、換熱系統，每一個系統都集成起來，提供集成服務。還有就是提供EPC服務。
但是作為最終的應用端，怎樣保證光熱電站的持續盈利則是最終的目標。目前，首批光熱示範專案的上網標杆電價為1.15元/kWh，那麼成本下降的空間在哪裡？
2017年3月，塔式光熱發電技術開發商SolarReserve以6.3美分/kWh（約合人民幣0.44元/kWh）的電價中標智利裝機450MW的Tamarugal光熱發電項目。三個月之後，迪拜水電局（Dewa）擬開發的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太陽能園區第一階段200MW塔式光熱發電項目在迪拜開標，沙特水電公司ACWA Power、上海電氣集團股份有限公司、美國BrightSource等組成的聯合體投出了最低價9.45美分/kWh（約合人民幣0.64元/kWh）。
像光伏一樣，國際上光熱的發展已經可以做到相當低的成本，雖然國內目前仍然處在發展的初期階段，但是是否也具備巨大的下降潛力？
事實上，分析一下國際上報出最低價的原因就可以得到答案。除了規模化發展和製造工藝的不斷優化，風險與突發事故發生的可能性降低所帶來的額外費用減少是中東北非地區可以投出該最低價的原因。此外，對於投資巨大的光熱項目來說，其低利率的金融環境也發揮了重要的作用。
回到國內，如果在這些方面得到發展，大幅降低光熱的發電成本也並非天方夜譚。2016年底，在一次光熱會議上，浙江中控太陽能技術有限公司董事長金建祥分析認為，隨著中國GDP的增長放緩，利息將會降低，如果利率下降兩個百分點，度電成本就會下降一毛錢；技術進步如果使總效率提高兩個百分點，度電成本將會下降一毛錢；單塔規模從50MW提高到100MW，度電成本可以下降一毛錢；未來幾年通過廣大光熱發電供應商的努力，單位千瓦造價下降15%，度電成本將會下降一毛五分錢。到“十三五”末，光熱總的上網電價將會低至0.8元/kWh左右。
電力規劃設計總院副院長孫銳在公開場合則表示，現階段光熱發電專案的工程造價在2.5—3萬元/kW，預測到2020年，工程造價會降低到15000元/kW以下。屆時，上網電價會降低到0.75元/kWh以下。
“我們預算可以把整個EPC的總成本降50%，也就是說整個建設成本，我覺得可能有50%的空間可以降。現在我們整個的成本用鋼量太大。因為設計的時候過於保守，鋼的成本，占我們裡面的成本是非常重要的一個成本，但是由於大家前面都沒有底，大家都是往大了做，特別是國有企業的設計，為了保險起見，用了許多的鋼，因此安裝成本就過高。”章健分析認為。
從已有的光熱專案來看，光熱電站效益的保證還要求良好的運維管理。比如說鏡子比較乾淨的時候，反光率比較高，鏡子上如果有大量灰塵，最後全都不反光了，那它的光照效率就下降。而且光熱電站同樣要求25年，所以要保證效率，鏡子的破損率要低，需要對鏡子進行保護。比如同樣現在鏡子有些是有背板的，有一種沒背板的，相應的破損率也不一樣。
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