光热发电开启规模化发展新阶段_KE科日光伏网
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中新社广州4月16日电
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光热发电开启规模化发展新阶段
光热发电开启规模化发展新阶段
近期，光热发电领域捷报频传。仅在9月，先是国家发展改革委公布光热发电标杆上网电价政策，接着国家能源局也公布了我国首批20个示范项目名单，这两则重磅消息意味着我国光热发电号角已鸣，即将迈入新征程。值此2016年首届德令哈国际光热大会期间，电力规划设计总院副院长孙锐接受了记者的采访，对目前业界关注的一些问题分享了他的看法。系统配置要以发电成本最低为原则记者：我国光热产业于近期迎来了期待已久的标杆上网电价。您如何看待这次光热电价的出台？孙锐：国家发展改革委出台了我国第一批光热发电示范项目的上网电价，表明了中央政府主管部门对光热发电这种可再生能源发电方式的认可以及坚定不移地支持发展可再生能源发电的态度和力度。这一举措必将对光热发电产业发展起到重大的推动作用，标志着我国光热发电的工程应用和产业都进入了规模化发展的新阶段。记者：《国家发展改革委关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》指出，&核定全国统一的太阳能热发电(含4小时以上储热功能)标杆上网电价为每千瓦时1.15元(含税)&，面对上述要求，针对光热发电的槽式、塔式、菲涅尔式及碟式，您认为哪种技术路线未来更具发展前景？孙锐：碟式光热发电不能储热，因此近期公布的示范项目名单里没有碟式。其余三种聚光集热方式都可以配置储热系统，满足上述要求。实际上，具体项目的聚光集热系统和储热系统配置要以发电成本最低为原则。通常情况下，绝大多数项目最经济的聚光集热系统和储热系统配置支撑机组无光照运行时间要超过4小时。如果要达到10小时以上的系统配置，不同的聚光集热方式和不同的吸热介质，在经济性上有很大差异。这个问题很复杂，要针对每种具体的情况来具体分析。简单来说，采用熔盐作为吸热介质的聚光集热方式对大容量储热最为有利，但不同的聚光集热方式采用熔盐作为吸热介质，所采取的防止熔盐凝结的解决方案不同，在可靠性和经济性上也有很大差别。光热发电发展不能忽视国际合作记者：刚刚您也提到了经济性，的确，成本高是目前全球光热面临的一个实质性问题。有观点认为，未来全球光热发电成本的降低主要靠中国的努力，您如何看待这种说法？孙锐：仅就制造成本而言，这一观点是对的，因为光热发电所用的设备和材料绝大部分属于我国过剩产能行业的产品我国在成本上的优势显著；但在光热发电技术方面，国外公司在研发投入和工程实践方面的优势要强于我国。因此，降低全球光热发电的成本，需要国际上的专有技术公司和我国的相关企业通力协作，共同努力。记者：纵观全球的光热情况，技术、市场、人才等方面将会出现怎样的合作与竞争前景？孙锐：对于我国的光热发电市场，国际合作是多方位的，如外资独立在我国建立生产制造企业、建立合资企业、提供工程咨询服务等。目前已经有一些国外专有技术公司在我国成立了合资企业，并将在第一批示范项目中占具一定的份额。那么面对国际市场，我国的专有技术公司因缺少工程业绩，尚无法独立参与国际市场竞争，但一些企业已经作为国外企业分包商不同程度地参与了国际光热发电的工程建设。这些国际合作对提升我国光热发电的技术水平、相关设备及材料的质量都有很好的促进作用。记者：时至今日，我国部分企业在光热技术上小有成就，这也为&国产化&涨了几分志气，但这毕竟只是星星之火，尚未形成燎原之势。随着示范项目建设的真正起航，业界对待光热技术国产化和国外引进上应持怎样的态度？您有何相关建议？孙锐：中国的市场是一个开放的市场，对待国外公司、合资企业和国内公司态度应该是相同的。所有企业在遵守国家法律、法规的前提下，平等竞争，优胜劣汰。国内企业自主开发的技术，经过了试验和工程的成功验证，是完全可以信赖的。根据以往的工程经验，国内企业参与投标竞争对降低投标价格是非常有效的。为了鼓励项目法人采用国内企业的创新技术和产品，国家应对项目法人实行税收减免政策。光伏光热不存在&谁替代谁&的问题记者：与光伏相比，光热发电的优势在于能够储能。但是在光伏发电成本不断下降以及储能技术快速发展的形势下，&光伏+储能&的模式也越来越受到重视，那么未来光热发电的竞争优势还能维持多久？孙锐：我认为光热发电和光伏发电更多的是互补关系。光伏发电不仅是发电成本低，而且系统简单、运行维护方便，可以利用屋顶、墙面、水面、山坡等一切可利用的场地装设光伏发电系统。但对于集中式光伏电站而言，由于电力输出的间歇特性，必须配套建设调峰电源。目前化学储能造价高，尚不具备大规模应用的经济性，在西部地区缺少建设抽水蓄能电站站址资源，即使可以建设抽水蓄能电站，在相同的储能条件下，&光伏+储能&的总成本要远高于光热发电。记者：针对同属可再生能源的光伏发电和光热发电，未来应如何平衡二者的发展？孙锐：既然光热发电和光伏发电是互补关系，就不存在谁替代谁。它们都具有各自的优越性，应用的环境条件也有很大的区别，因此，二者都有很好的发展前景。关键在于我们要根据不同的环境条件，选择合适的方式，扬长避短。光热发电适合在太阳直接辐射量高、拥有广阔的未利用土地资源的西部地区，它可以作为电力系统的可靠电源来承担电网的基本负荷，也可作为调峰机组承担电网的高峰负荷。而光伏发电更适合于分布式发展，在太阳直接辐射资源丰富的西部地区也可以与光热发电结合发展光伏，但要尽可能地利用山坡等光热发电无法利用的土地。光热发电的装机容量越大，对电网接纳风电和光伏发电量的能力就越强。因此，光热发电的发展对所在地区解决&弃风&、&弃光&问题是大有帮助的。
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扫一扫关注微信晶科能源董事长：分布式光伏电站投资面临三大风险
中国储能网讯：随着国家光伏政策的逐步推进和调整，光伏分布式发电无疑成为2014年行业最重要的议题之一。关于各地的地方政策、关于光伏屋顶的争论、关于补贴机制如何完善，业界热议使行业重焕生机。而美国则凭借着融资创新，以资产证券化为重要手段为光伏产业创造了新的腾飞，这种模式对中国光伏产业正是吸引力爆棚的新机遇。针对这些问题，记者专访了晶科能源董事长李仙德。
分布式光伏电站投资面临三大风险
eo：目前，业界最关心的议题是分布式光伏政策推进情况。国家从2013年开始就密集出台了许多政策，一年8GW的目标如何实现，政策方面还有什么需要调整或细化的？
李仙德：事实上，8GW对整个中国的电力资源和规划来说，也不是一个很大的数字。目前中国的屋顶资源和情况完全能支撑这样的规模。但要完成目标，还是要靠行业推动。分布式光伏发电是一个投资性行业，要大力发展首先要让资本进入，没有钱什么事情都做不了，而资金要进入一个行业，一定要有个非常完全、成熟的商业模型。
现在我们看到，整个分布式的商业模型是不成熟的，还存在很多缺陷。企业在做项目的时候，需要跟银行不断沟通，希望用银行的杠杆来撬动投资收益率，这是投资者最看重的。而在这个沟通过程中，银行更看重的则是项目有没有稳定的消纳群体。对银行来说，消纳群体的确定性和持续经营的能力都会影响发电厂的维续和盈利。我们做分布式时，会面对不同的客户群体，有实力很强的国营企业、医院、机场，有民营企业，也有居民用户，某些并不是特别稳定的群体，如一些小企业，就很可能会给我们在投资分布式项目的融资上造成困难。如果融资有困难，那分布式的大规模推进就会碰到瓶颈。
国家需要从这个角度上去考虑，在政策上应该做一些调整。个人认为，分布式也完全可以参照大型地面电站的制度模型和补贴机制。我们直接与电网公司签订合同，让电网公司来协调电网消纳的问题。我认为这样的政策可以更好地推进分布式在中国的发展。
eo：中国光伏企业刚刚度过艰难的两年，至今融资仍是企业发展的难关之一，在下一个发展阶段到来时，整个行业的融资环境会不会有所改善？
李仙德：从制造业角度来看，整个行业还在调整过程中。融资很大程度上取决于公司的实际运营情况，银行要看的还是公司的负债率、现金流和利润。银行肯定是非常现实的，公司经营情况好，肯定会提供更高的额度，融资环境自然较好。从电站的角度来看，银行关心三个方面，一是电站本身的情况，包括财务模型和盈利模式是不是都没问题，投资收益率是不是还比较高。第二是电站的手续是不是都齐全。比如，用地性质是不是都没问题，购电协议是不是会有保障。手续齐全、确定，风险就是可控的，投资收益也有保障，银行肯定愿意参与。第三就是投资主体的实力情况，一方面是资产负债率和运营状况等基本条件，另外就是投资主体的专业性，因为太阳能还是一个专业性需求比较强的行业。
eo：相较于地面电站，当前国内发展分布式光伏存在哪些挑战和风险？
李仙德：大型光伏地面电站的商业模型比较简单，电站的投资主体自己来开发电站，发出的电卖给电网，电费则遵循标杆电价政策，分一类区、二类区、三类区三档电价。这样简单的商业模型，我们可以通过投资成本，加上发电的情况，来计算出投资收益。
分布式电站就比较复杂，因为它牵涉到三个群体。一个是投资电站的企业，第二是消纳企业，还有一个是电网。也就是说，投资分布式发电，首先要跟消纳群体签订一个购电协议，因为你要使用消纳群体的屋顶，购电协议里面可能会提供一个电费折扣，或者是屋顶的租赁费用。但某些消纳群体并非一直都在使用这个屋顶所发的电，比如学校，放假时就没有用电，另外一种情况是这个屋顶发的电消纳群体用不完，这时余电就可以上网，卖给电网，让电网来调节用电和消纳的情况。但余电上网价格与消纳群体用电的价格是不一样的，因为脱硫标杆电价就是4毛钱，但我们卖给消纳群体的电价是8毛钱，而不管是余电上网的电价，还是消纳群体的电价，都是国家给予4毛2的补贴。从这样的一个政策中，我们可以看到以下风险：
第一是产权的问题。因为你是在别人的屋顶上建电站的，屋顶产权不属于建设方，如果这个屋顶拆了，太阳能电站的电池板怎么处理呢？第二是消纳群体的持续性。比如说工厂，消纳没问题。但投资太阳能电厂是20年的租期，如果这个工厂破产了，消纳能力就消失了，这就是风险。第三是消纳的不确定性。比如消纳群体是工厂，它可能今年的运营非常好，满负荷全开，那可能拿到的电价就是8毛加4毛2，总共1块2。要是效益不好，比如停产一个月，整个财务模型就变了，这一个月的电费就只有4毛加上4毛2了。
我提到的这些风险，银行也会看到，这也是为什么现在银行资本还没有进入这个行业的原因。我建议电网应该承担这个责任，因为电网本身就有分配消纳的义务，这个地方没有消纳能力，可以调节到其他地方去。如果一个工厂已经破产，没有经营能力了，但电站还是在的，那它发的电还是应该调节到其他的工厂里面去，电网要承担这种职责。
eo：2014年以来，除了政策支持力度加强，行业本身也出现新气象。招商新能源众筹光伏电站使融资创新成为一个重要议题。您认为融资创新，甚至资产证券化在中国有没有机会？
李仙德：招商新能源目前来说还是比较注重大型地面电站的投资，正如刚才所说，大型地面电站的商业模型是比较成熟的，因此银行也都愿意给这样的项目贷款。至于说到光伏电站资产证券化，首先吸纳更多低成本的资金进入行业肯定是一个好现象，而且我们要明确，光伏电站的产品属性确实比较适合应用这样的融资模式。因为光伏电站前期投入大，但未来收益非常稳定，不会受太多外部因素的影响。比如，我们可以对比煤电市场，煤价的升降对电站的运营和盈亏会产生影响，这是外部因素造成的波动。太阳能的能量供应是阳光，这不会出现大的波动，电费又是一项稳定的收益，所以资产证券化这种模式是适合这个行业的发展的。但要实现这种模式首先要有一个公共交易的平台，能让太阳能电站作为资产在这上面交易。然而，当前中国的金融环境和政策问题还很多，这种模式的推进需要很长一段时间。国外尤其是美国电站的资产证券化已经做得非常成熟了，国内还需要比较长的时间去搭建这样一个完善的机制和平台。
光伏企业转型需谨慎
eo：据了解，晶科的电站业务将拆分上市，晶科对这个板块的未来规划是怎样的？经过行业调整，光伏制造商向下游电站转移，向能源供应商的方向转型这一趋势是否正日渐凸显？
李仙德：从晶科的角度来看，我们前期是制造商，如果我们进入下游电站领域，就会成为一个能源供应商，这是两个完全不同的业务模型。为什么我们要搞分拆上市呢？因为我们整个管理层认为，晶科的业务类型里有投资也有制造，这两块业务没有区分导致我们公司并没有被资本市场正确认识，我们认为晶科的市值还是被低估的。晶科是一个美国上市公司，美国投资者对中国电站投资的政策是不够敏感的，加上我们还这样夹着制造板块，导致一些资产没有被正确评估，但其实我们的运营情况是非常不错的。因此，晶科要就这两种业务模型做分割上市。
电站投资业务从启动到现在已有两年，经过了一个摸索的过程，我们在这个板块仍然保持谨慎推进。目前，我们已经完成并持有200MW的电站资产，2014年我们计划完成400MW的电站建设，此外的项目储备也有1GW。晶科非常重视从制造商到能源供应商的转型，这是我们相当重要的战略方向。晶科在光伏制造业领域已经巩固了自身的优势，但向下游的延伸也是不可逆转的发展路径，分拆上市的计划会在2014年年底到2015年年初完成，届时我们将构建一个更完善的融资平台。
制造企业进入应用市场是目前一个比较明显的趋势，晶科在行业里是比较早做这件事的。这种转型中，大家都比较关注企业的现金流问题，光伏电站的前期投资非常大，而后期的运维成本则相当低，后续给企业带来的现金流还是非常可观的。制造企业向电站运营商转型，更应该关注的是其资产周转率，从光伏产品到电站，这个行业的资产周转率是很快的，以此来保证企业的现金流。
eo：行业经过一轮深度调整，有公司破产，有公司渡过了难关，也有像晶科这样继续巩固优势的。您如何评价目前的行业格局？
李仙德：从制造端来说，光伏制造在中国已经形成了一个非常完整的产业链，完整的产业链意味着成本上的优势。加上目前中国的光伏制造商已经掌握了比较先进的技术，整体来看，中国光伏制造业在全球仍然是处于一个领先的位置。在应用市场方面，欧美国家有更好的电网结构，更完善的金融平台，这是他们获得持续、稳定发展的基础，美国、欧洲，接下来仍会是持续、稳健的发展阶段。但中国应用市场则面临很多问题，主要是政策上的调整，补贴资金需要通过政策细则发放到位，当然还有电网的建设需要不断完善。35GW其实不是很大的量，但35GW的背后，怎么让这个行业持续发展才是最考验政府和领导人的，同时也考研我们这个行业的智慧。
光伏行业从2014年开始，整个市场的需求每一年都是上升的，2013年需求在35GW到36GW之间，这样的趋势2014年会持续下去，接下来可能还会有15%到24%的需求增长。但问题仍然存在，比如说美国双反贸易，各种市场压力需要解决和疏导。此外，最大的关注重点就是中国分布式政策的推进。我认为，光伏行业应该引领整个新能源行业的发展。
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【深度】光热发电和光伏发电的区别、优劣势对比与发展前景
来源：索比光伏网
数年来，环境污染、气候变暖和全球能源危机倍受关注，在此基础上，太阳能和作为太阳能利用的主要方式，其发展前景也吸引到业界的广大视线聚焦，自然地，也引发了对及孰优孰劣的研究探索。
光热发电和光伏发电的区别
发电原理不同
光伏电站是利用太阳能电池板吸收太阳光中的可见光形成光电子，产生电流。
光热发电利用熔盐或者油等介质吸收太阳光中的热能，使用汽轮机将其转化为电能。
并网难易不同
光伏发电受日光照射强度影响较大，上网后给电网带来较大压力，其发电形式独特，和传统电厂合并难度大。
太阳能光热发电系统可以通过增加储热单元或通过补燃或与常规火电联合运行改善出力特性，输出电力稳定，电力具有可调节性。就并网难易程度来看，光热发电比常规的光伏发电更具有优势。通过储热改善光热发电出力特性（槽式和塔式光热发电）。白天将多余热量储存，晚间再用储存的热量释放发电，这样可以实现光热发电连续供电，保证电流稳定，避免了光伏发电与风力发电难以解决的入网调峰问题。
对环境的污染程度不同
光热发电是清洁生产过程，基本采用物理手段进行光电能量转换，对环境危害极小，太阳能光热发电站全生命周期的CO2排放仅为13~19g/kWh。
而光伏发电技术存在致命弱点为太阳能电池在生产过程中对环境的损耗较大，是高能耗、高污染的生产流程。
技术成熟程度不同
常规的光伏发电技术，在我国已经发展稳定，技术相对成熟；而光热发电，虽然很早就在国外兴起，但是在我国来说，依然处于技术创新与改进阶段。
光热发电和光伏发电的优劣势对比
投资成本方面
光热发电投资成本远高于光伏电站。目前我国建设的大型光伏电站单位造价约为8000元/千瓦，光热约为22000元/千瓦，美国的光伏电站则为美元/千瓦，光热约为美元/千瓦，光热造价基本上是光伏的2-3倍。此外，光热电站对规模的敏感度较高，只有在规模足够大的前提下，才能有效实现经济效益。同时，其整体投资门槛较高，百兆瓦电站投资需要近5亿美元。正是由于光热电站的投资大、风险高，即使达到平价上网水平，与光伏电站相比，其投资者还是非常少，这在客观上也会相应延缓其成本下降。
建设条件方面
光热电站对建设条件要求较高，光伏的安装弹性则相对较大。太阳能热发电主要安装在太阳能直接辐射（DNI）较好的地方，沙漠地区是最好的选择，但这些地方往往较为偏远，电力需求较弱，需要为其建设输电通道将电力送出，这不仅会增加成本，并且也只能享受发电侧电价。同时，由于光热电站属于跟踪系统，对当地气候条件要求也比较高。
光伏电站则可同时利用直射光和散射光，安装区域选择较大，比如可安装在负荷中心、屋顶或工业厂房上，享受用户侧电价。因此，相对于光热电站，它以发电侧电价出售会更具竞争力。
环境保护方面
光热电站需要大量的土地和水，对环保的要求也较高。根据美国现在光热电站的建设情况，每MW大概需要40-50亩土地，几乎是光伏电站的两倍，并且要求土地十分平坦。在用水方面，虽然光伏和光热都需要水对组件或镜面清洗，但光热电站还需要额外的水用于冷却，耗水量约为2.9-3.2升/kwh，几乎是天然气发电的4倍。虽然现在也在开发干法冷却技术，比如，用空气冷却可以解决水的问题，但一方面是技术尚未成熟，另一方面可能降低发电量，并增加大约3%-8%的发电成本。此外，由于光热电站占用空间较大，会对当地的野生动物、生物多样性等造成影响，也容易引发环保争端。
光热发电和光伏发电的发展前景
皆具发展潜力，近中期光伏电站发展规模会更大
在2030年以前，由于光伏装机成本和度电成本均低于光热发电，且光伏出力与白天用电高峰和峰值电价曲线相吻合，在光伏渗透率较低情况下，光伏装机规模将远大于光热。在2030年后，光伏装机由于渗透率高，且基本能满足白天的用电需求，发展速度会放缓；光热则会充分利用其储热优势，能满足日落后的用电高峰，从而得到较快发展。根据美国Sunshot计划，到2030年，美国太阳能累计装机将达到330GW。其中，光伏装机为302GW，光热装机为28GW，光伏是光热的11倍。到2050年，光热装机将达到83GW，光伏则为632GW，光伏下降是光热的8倍。
非替代关系，两者协同互补
光热和光伏发电都面临火电等传统能源的竞争，承载着代替化石能源的使命，只有光伏和光热更好地协同互补，才能完成这项任务，满足用电需求。同时，由于大型风电、光伏和光热电站等可再生能源主要建设在沙漠、戈壁滩等地区，需要远距离输送，但风电、光伏等利用小时数低，单独远距离传输经济性差，为提高输送电网的利用率，不得不通过火电打捆等方式输送。如果光热电站成熟之后，则完全可以通过储热方式替代火电，解决电网利用率低问题，同时也可解决可再生能源发电不稳定的问题。
应用领域各有侧重，主战场不重合
光伏发电优势在于分布式，在负荷中心建设方面，结合储能等产业发展，可实现就地发电就地使用。同时，光伏也可作为移动电源，充分满足消费市场需求，这是光热电站难以企及的。光热发电优势在于规模化，适合在条件适宜地区建设大型光热电站，然后远距离输送。在这些地区，也可适当发展大型光伏电站，将光伏光热打捆送出，实现可再生能源最大限度的消纳。
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