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刘晓冰详解光热发电商业化“正途”

  • 发布时间:2014-08-15 01:22:33  来源:中国证券报  作者:佚名  责任编辑:罗伯特

  □本报记者 郭力方

  “国内太阳能光热发电产业是‘起了个大早,却赶了个晚集’。”国家太阳能光热产业技术创新联盟秘书长刘晓冰在接受中国证券报记者专访时介绍,国内光热发电早有技术储备和项目落地,却直到今天才即将获得国家实打实的激励政策。

  他指出,正因为看过了众多新兴产业过去几年所走过的产业化“弯路”,在充分总结前车之鉴后,国内光热发电行业已经为未来大规模商业化勾勒出了较为清晰的“路线图”:建设实验电站,打通系统流程,发现供应商;建设示范电站,建立产业链基础,打通产业链;建设规模化电站,完善产业链,降低发电成本;建设商业化电站,实现无补贴的竞争式发展。

  相对优势明显

  刘晓冰指出,当前国内光热发电产业发展处于起步阶段,仍存在一系列亟待解决的问题。主要问题来自两方面:一是技术成熟度不高,尤其是电站建设的系统集成能力不足;二是上网电价定价机制的不明确及不完善。

  不过,刘晓冰介绍,相对光伏发电而言,在热能储备完善的情况下,光热发电通过前端生热后端与传统热电工艺联产,可以实现24小时连续发电,这种方式输出的电能质量要远甚于日利用小时数不足12小时的光伏发电。此外,由于热发电避免光伏发电工艺中的硅晶光电转换环节,无需昂贵的晶硅材料投入,其潜在成本下降幅度要远甚于光伏。

  他说,更为重要的是,光热发电在替代传统一次能源消费中的潜力不可小觑。按照资源统计,我国太阳能热发电装机潜力约为16000GW,发电潜力约为42000TWh/年,折合年发电量可达420000亿kWh,这一数字对比我国2012年49555亿kWh的全年用电总量来讲,意味着可替代当前逾8成的电力消费,这一潜力其他能源替代形式无法比拟。

  此外,太阳能热发电技术具有优异的环境特性。根据数据统计,以电站的全寿命周期计算,每发一度电,传统火电带来900毫克的碳排放,天然气435毫克,光伏110毫克,风能17毫克,而光热发电仅为12毫克。光热发电整个工艺流程中的环境友好性可见一斑。

  “四步走”战略

  刘晓冰表示,光热发电的未来商业模式为,通过电价形成机制与技术发展机制的融合,重点发展和完善电站集成运维技术,从而牢固掌握设计技术。光热发电产业要实现的是自主知识产权的商业化目标,构建完整产业链,直至不依赖补贴的商业化。

  他说,为实现这一模式,我们联盟研究总结出光热发电产业“四步走”战略:第一步建设实验电站,打通系统流程,发现供应商;第二步建设示范电站,建立产业链基础,打通产业链;第三步建设规模化电站,完善产业链,降低发电成本;第四步建设商业化电站,实现无补贴的竞争式发展。

  刘晓冰介绍道,当前光热发电产业发展处于从实验到示范的过渡阶段,这一时期行业的主要任务是开展槽式、塔式和蝶式等不同技术路线的实验,每种技术类型不少于2个,这一阶段对应的电站建设总规模目标700MW。在此过程中,要培育一批专业的电站EPC队伍,以10家左右为宜。

  他预计,到2025年后,也就是完成上述第三个阶段任务,国内光热发电度电水平可降至0.6元/度,与传统电力形式成本相当,届时,光热发电商业化发展阶段才可正式开启。

  他说,当前国内光热发电成本电价约为1.38元/度,单位投资0.299亿元/MW。预计通过4年时间,到2018年,可将成本电价降至1.15元/度,这期间需要政府投入补贴35亿元。到2021年前后,发电成本可降至0.9元/度,这期间需要政府补贴预计80亿元。到2025年前后时,国内光热发电装机量可突破5000MW,度电成本将降至0.6元/度。前后三个阶段需要的政府补贴额度总计不到300亿元,便可推动光热发电正式进入“平价上网”时代。

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