隨著空氣質量、環境污染等問題日益嚴重，傳統能源正遭受越來越頻繁的質疑。也正因此，各種新能源從誕生之日起就備受期待。不過，光伏、風電等產業發展至今，始終存在著成本過高、無法大規模應用等問題。而光熱發電，作為一種相對慢熱的新能源形式，正在吸引越來越多的資本，甚至可能成為新的投資熱點。
日前，國內首個商業化運營的光熱發電站 (ConcentratingSolarPower，以下簡稱CSP)落成，讓這一領域的前景漸顯清晰。
公開資料顯示，上述項目位于青海海西州德令哈市，總投資9.96億元，由浙江中控太陽能技術有限公司(以下簡稱中控太陽能)投建，目前一期10兆瓦(總規劃50兆瓦)已經落成，項目已具備發電能力，不久將實現并網發電。
據《每日經濟新聞(微博)》記者了解，杭鍋股份(002534.SZ)持有中控太陽能20%股權，并參與上述CSP電站熱力系統設備的設計和制造，而杭汽輪B(200771.SZ)作為中控太陽能的大股東之一，則為電站提供汽輪機設備。
但業內普遍認為，由于懸而未決的上網電價，以及成本和技術兩大障礙，該項目離真正意義上的商業化仍需時日。
具備商業化運作條件
“商業化即自負盈虧，但國家仍未核定上網電價，且光熱產業還在發展初期，光熱發電尚不賺錢，導致企業走得沒那么快。”廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強表示。
在距離德令哈市以西約7公里處，一片開闊平坦的戈壁荒漠上，兩座藍色的巨塔赫然矗立，每座塔下面都環繞著一排排用于反射太陽光的定日鏡，這些鏡子整齊排列在太陽下微微閃光，蔚為壯觀。
這里是中控太陽能子公司青海中控太陽能發電有限公司 (以下簡稱青海中控太陽能)投資2.1億元建設的50兆瓦塔式光熱發電站 (一期10兆瓦)項目，亦是國內首座商業化運行的CSP電站。
“我們是塔式發電站，藍色的塔叫吸熱塔，一個塔為5兆瓦，中間的房子是我們的主廠房，里面裝著汽輪機。”中控太陽能的工作人員向《每日經濟新聞》記者介紹。
對于電站的發電原理，該工作人員則解釋稱，這些安裝在地面的玻璃鏡子叫定日鏡，會追逐跟蹤太陽光，并將其反射到吸熱塔上的吸熱器中，再將吸熱器內的水轉化成高溫蒸汽，最后通過管道傳輸推動汽輪發電機發電。
據記者了解，塔式光熱發電站具有聚集點溫度高，熱損失小，系統效率高等優點，可采用多種工作介質，如水蒸汽、熔鹽等，儲熱能力強。但塔式太陽能熱發電亦存在系統控制難度較高，技術門檻較高等問題。
“中控太陽能已經掌握塔式熱發電系統主要環節的核心技術，并實現了關鍵設備的國產化能力，具備規模推廣的條件。”對于上述項目，中控太陽能在回復《每日經濟新聞》記者的書面采訪中表示。
中控太陽能回復的材料還稱，塔式光熱發電站的關鍵技術在于聚光、集熱、蓄熱幾大系統，最后的發電系統則和火電是一樣的，“而最核心的技術，就是聚光部分整個太陽能鏡場的控制技術，關鍵設備是定日鏡和定日鏡的控制系統，而這個控制系統是我們自己生產。”
除了聚光系統的核心設備，中控太陽能回復的材料還透露，熱力系統的設備由杭鍋股份參設計和制造，而發電系統的汽輪機則由杭汽輪B生產，兩者均為中控太陽能的參股股東。“我們的關鍵設備已全部實現國產化和產業化。”
對于號稱首個商業化運行的CSP電站，中控太陽能相關人士則表示，“國內雖有多個光熱發電項目開建，但沒有大規模的企業化運作的電站建成，而我們的電站一期已建成，且將來要發電，賣給電網。”
事實上，當地政府對此亦頗為認同，“之前的光熱電站多為實驗示范項目，且規模較小，而青海中控的一期項目為10兆瓦，已具備規模化商業化運作的條件。”海西州能源局新能源研究所所長易代新表示。
政府補貼細則未公布
事實上，我國太陽能光熱發電起步較晚，但隨著國家對可再生能源的日益重視，光熱發電產業發展迅猛，已然成為國內資本和企業爭相追逐的投資熱點。
然而，懸而未決的上網電價，不僅讓眾多企業踟躕不前，亦讓上述CSP電站頗為尷尬。
2011年8月1日,國家發改委曾發布 《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》,至此，我國的光伏上網電價正式出臺，補貼價格為1元。
“不過，這對于光熱發電而言，顯然不夠，國家對于光熱的補貼細則還沒有出來，沒有明確的上網電價，企業光熱發電只能是發1度電虧1度。”林伯強告訴記者。
對此，上述中控太陽能人士亦表示，“上網電價還沒有最終敲定，新能源上網時分為兩部分，一部分是電網給的錢，是按照火電脫硫的電價，另一部分是政府給的補貼，兩部分加起來才是發電的錢，但政府的補貼并沒有下來。”
“對于上網電價，我們也在向國家相關部委匯報，正在爭取。”上述人士則透露，但光熱剛剛出來，目前也沒有大規模的電站建成，國家也不知道企業的成本到底是多少，可能比較慎重。
不過，該人士表示，參照光伏、風電、生物發電的發展，國家會慢慢形成一個標桿的電價，“而我們電站的意義就在于，不等核定電價，我們先弄，弄完了之后再看。”
事實上，對于遲遲未出的上網電價，地方政府亦在觀望之中，“我們也在等待國家的電價補貼，也困惑什么樣的電價最合理，國家也在考慮給多少電價合適。”易代新坦言。
在易代新看來，光熱的發展同樣依賴于國家的政策和扶持，“如果國家要出臺有關光熱的明晰政策，電價也有明確的說法，光熱產業將迎來更好的發展。”
盡管如此，中控太陽能的一期項目仍將于不久并網發電，“我們已經和電力公司談好了，正在建設過程當中，很快就能并上去，今年上半年并網發電沒有任何問題。”中控太陽能相關人士向記者透露。
據記者了解，上述電站占地3.3平方公里，電站一期項目在2012年12月28日完成汽輪發電機組等設備安裝調試后，已具備并網發電條件。整個電站建成后年發電量1.2億度，相當于5萬余戶家庭一年的用電量。
完全商業化尚需時日
除了上網電價的掣肘外，因光熱發電仍然面臨成本和技術兩道障礙，業內普遍認為，上述CSP電站離真正的商業化運營尚需時日。
對于上述項目的發電成本，前述中控太陽能相關人士向 《每日經濟新聞》記者坦言，光熱發電現在的成本肯定要比光伏高，畢竟現在還沒有真正實現規模化的應用。規模化應用后，首先建設成本是很高的，運營過程中的成本，怎么運營也要摸索經驗。
不過，該人士表示，但從行業長遠來看，光熱很有優勢。“光熱也是剛剛才出來，我們的發電成本肯定要比光伏剛出來的時候低，而且要低不少。”事實上，光伏電站發展初期，發改委對上海崇明島光伏項目和內蒙古鄂爾多斯聚光光伏項目的批復電價均在4元/千瓦時以上。
對此，中控太陽能的書面回復亦表示，現階段太陽能熱發電設備制造未到達規模經濟，因而造成初始投資成本和單位發電成本高于火電、水電。國際上帶2小時儲熱的太陽能熱發電項目的單位造價普遍在25000元/千瓦時以上，但公司選擇小面積定日鏡作為聚光系統的核心部件，極大地降低了生產制造成本、工程實施成本以及電站維護成本。
此外，公司從聚光集熱系統、蓄熱系統到發電系統關鍵裝備的全國產化工藝設計、制造能力以及通過一期10兆瓦工程積累的豐富的工程及運營維護經驗，都極大地降低了電站的建造成本以及電站運營成本。隨著技術的成熟與大規模應用的增長，未來塔式太陽能熱發電站造價將降低到與光伏相當，甚至更低的水平。
不過，易代新認為，現在計算項目的發電成本為時尚早，中控太陽能給出的大體數字是18000元/千瓦時，這還不包括后面的運營成本，而在項目前期的可研報告中，它要保本是1度電1.26元，只有等項目全部建成并運營后才能有結果。
對于上述CSP電站的商業化前景，易代新則坦言，光熱發電離真正的商業化還有很長一段路要走，這依賴于國家的政策和企業自身，包括企業成本的下降、技術的革新。由于是在德令哈地區，還要考慮高原降耗的問題。
“企業必須要降低各個環節的成本，國內對技術的研究還是不太成熟，補貼政策亦不明確，問題很多。”易代新表示，不過光熱才剛出來進，一切還是要向前看。
對此，林伯強則向《每日經濟新聞》記者表示，技術進步是一個過程，基本上還是電價問題和政策補貼的問題，這才是最關鍵的。“目前國家一直在密集地出臺扶持太陽能政策，相信不久會有好消息出來。”
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