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光热生死抉择:缺少成功示范项目 德令哈或成最后机会

发表于:2016-11-11 16:53:54 来源:能源杂志 作者:闫笑伟 李帅

光热发电获得了理性且优越的政策支持。但这个犹如火箭发射般前进的产业已容不得半点失败的余地。从业者都知道,他们走到了十字路口。

十三世纪,蒙古灭金,德令哈并入蒙元帝国帐下。如今这是一座不足十万人的小城,成立至今不过30余年历史。尽管海子的一句“姐姐,今夜我在德令哈。”让其名声渐起,但没有改变这里贫瘠、荒凉的事实。

德令哈就这样一直游离于聚光灯之外。夜晚九点后,除了偶尔传来的马达轰鸣,整座城市寂静的让人毛骨悚然。

然而近两年,德令哈却成为政府官员、专家学者、企业人士频频造访之处。伴随着光热的逐渐兴起,德令哈走进了能源企业、媒体的视野之内。而德令哈也因此获得了一项新的称号——世界光热之都。

一座城市大张旗鼓地把未来寄托在一件正在开蒙的新兴产业上,此前并非没有先例,但这样也让德令哈的雄心不得不与光热的兴衰起伏捆绑起来。

以大唐新能源项目获得发改委核准开始计算,光热在国内准备历程已近八年。但至今为止,多数落成的电站也均遇到相应问题,光热尚无一个符合“安、稳、长、满、优”运行的示范项目。相比之下,同样为可再生能源的光伏、风力发电起步更早,推进较顺利,产业化成熟,并相继攻占了海内外的新能源市场。

然而,新能源的抢装、装机过剩、沉重的补贴负担后,光热的姊妹产业——光伏给中国的能源界树立了一面反思的镜子,也让作为后来者光热的未来背负了更多压力。

光热产业陆陆续续走过了数年的光阴,也走过无数的风雨。过去企业的前车之鉴,有多少来自人为?又有多少不可抗力?缺少成功运行的示范项目,为新一轮的光热产业投资热潮的未来蒙上了不确定性。

我们的多方采访中,感受到了企业家的兴奋,政府的理性与投资者的忧虑。毕竟,在他们看来,伴随着电价出台,技术逐渐国产化,这是光热发电最好的时代。但这也是最坏的时代,毕竟在命途多舛的过去十年,德令哈成为企业最后的机会,如果成功,一个产业将如雨后春笋般兴起。如果失败?那么这个产业或许会夭折在襁褓之中。

‘ 电价:政府的杠杆 ’

2016年9月12日,一则消息引爆了《能源》杂志记者的微信朋友圈,经过漫长而焦虑的等待,光热电价最终公布。

事实上,1.15元并未达到大多数企业的心理预期。在电价公布之前,业内人士此前将预期定在1.2、1.3元。

即使电价本身超过国内最高风电上网电价0.7元/Kwh的许多,但这释放了一个重要信号——经过企业与政府的多方拉锯,政府已经下定决心,支持光热发展。

这是一个多方拉锯,也是多方共同努力的结果,前后陆陆续续经历了近五年之久。

大约是在2011年左右,我国光热产业刚刚起步,最初是大唐新能源在鄂尔多斯的一个50兆瓦光热项目,当时最早遇到了招标电价难以确定的问题。

由于当时发改委价格司并未规范光热电价,光热上网电价在起步就曾被刻意压低。根据一位参与早期竞标的业内人士回忆:“当时,价格差别都很大,有些报到9毛多。当时,多家企业说我们都有基础了,国家不出台政策,不出台电价我们没法办,没有政策没法办。”

但事实上,作为光热发电的主体部门,能源局则有另一套考量。业内人士回忆,在一次光热电价的研讨会上,时任能源局新能源司副司长梁志鹏非常明确地表示:第一,你是不是具备了产业的基础,相关的产业链是不是完整,政府表示怀疑。第二,上网电价是关键。高了也不行,高了一拥而上;低了也不行,无利不起早。可是关键问题是,当时国内唯一可能落地的项目只有大唐新能源鄂尔多斯的项目,没有第一个示范项目,你让我怎么出这个电价?

所以,长期以来企业和政府间的矛盾一直未能调和,企业认为没有电价就没法做;政府又认为没有示范项目就没有参照的余地。这种拉拉扯扯的状态,持续了近五年。

但出乎意料的是,多数采访对象对政府的做法表示理解。这次电价于9月公布,晚于业内预期6月,而1.15元/Kwh,稍稍低于业内预期的1.2元/Kwh,1.3元/Kwh,在业内人士看来,有一石二鸟之效。

让我们把目光投向光热发电的孪生产业——光伏发电。2008年,美国金融危机爆发,由之导致了国内对外出口情形急转直下。2009年,政府出台了“金太阳工程”试图借此培育国内光伏发电市场。按照金太阳的补贴,光伏发电每千瓦时最高甚至享受20元的补贴,由之,资本市场纷纷转向光伏产业。金太阳导致了光伏产业出现严重的产能过剩。此后,光伏上网电价被频频压低,非政府电价是4.9元,后来降到1.9元。

光热企业负责人张铭源告诉《能源》记者:“相比光伏的最高补贴,我们认为1.15元的价格还是太低了,但还是很理性的。价格给低了就更加没人来参与,给高了又会有大量补贴的问题,是沉重的财政负担。”

国家太阳能光热技术创新战略联盟副理事长薛黎明也表示:“电价出台的不算太迟,2011年特许电价招标照理说当时该有个理性的电价水平,但当时体制没有出台。1.15元/Kwh的价格,从目前系统集成、建设运营维护及资金成本来讲,控制的好,技术领先,基本可以实现盈利。”

而另一方面,光热产业破茧而出,一些核心技术,譬如集热管、导热油等技术处于刚刚成熟阶段,但具有核心技术的企业并不多,一些真正具有核心技术的企业走在前列,但也不乏投机者。如果电价过高,投机者马上就入场了,所以刻意拉低心理预期。“价格是重要的引导要素,过高则泥沙俱下,过低产业无法发展。”薛黎明表示。

“政府现在看企业的表现,关键要看这些项目怎么样,找出今后鼓励和提倡的技术。同时也在通过一吉瓦的项目来推动整个产业链的完善,国产化率和品质的提高。从投资者也要看究竟哪种技术好,谁家的产品好,会有所比较。所以1.15的电价,我认为不低了,企业一直说技术成熟,现在政策有了,那么企业再做不好,怪谁?”中国空间技术研究院院长助理赵大鹏表示。

‘ 掘金者的成败 ’

在这轮光热投资热情中,除了有能源领域进军的能源巨头,跨界进军的军工企业成为不可忽视的元素。他们一直扮演着光热发电技术输出的角色,其中以中国航天、中航工业两大空天系背景的代表,为光热发展带来了新的专业力量。

中国航天与光热结缘要追溯到十多年前,彼时,中国航天提出“军用技术服务经济建设”的口号。天瑞星光热技术有限公司也运势而生。天瑞星隶属于中国航天中国空间技术研究院的三级公司,公司2000年建立,主要从事光热技术研发与核心产品制造。天瑞星主要为槽式发电提供核心设备——集热管。

天瑞星并非唯一进军光热发电的军工企业,此前,中航工业旗下西飞集团也是早期进军光伏产业的军工企业。和天瑞星专注于产品不同,他们的角色是电站运营。

相比恶性竞争,同质化严重的光伏市场,光热市场尚未开始就经历了一轮洗牌,市场处于难得的良性竞争阶段。一方面,过高的门槛让只有具有实力的企业能够进来;另一方面,政府拖延电价出台,让一些熬不住的企业已经离开市场。根据张铭源介绍:“早几年,生产槽式发电集热管的厂家还有十几家,但是现在就没有那么多了,有一部分原因是因为光热电价发的太晚,他们坚持不到那个时间。集热管作为核心部件,一般的公司也不能保证。”

事实上,这些军工企业愿意将他们看作产业链上的一个环节。“光热是一个相对融合的市场,产业链条有技术、投资、设计、建造、咨询、设备供应、运营、服务、甚至气象部门,每个企业定位不同,有的企业定位比较专一,也有企业提出做全产业链。我认为现在产业刚起来的时候做全产业链还比较早,实际上做不了全产业链,当产业有发展很成熟的模式后,再去做全产业链。”上述业内人士表示。

在业内人士看来:“军工企业承担核心设备制造在发展光热产业上具有他方无法比拟的优势。作为军工企业,具有众多技术人才储备。比如天瑞星公司自有的卫星薄膜技术转民用后,成为槽式发电核心设备——集热管中的重要技术。中国航天构建了从上游生产研发、到下游销售市场整个生态体系,此外,中国航天体量雄厚,具有庞大的科研队伍与资金,足以支撑光热带来的巨量投资。”

但在军工企业进军光热的同时,也有不少早期淘金企业在这轮淘金热潮中沉寂下来,甚至有些企业黯然退出,令人唏嘘。

最大的失意者也许是湖南的湘电集团。2011年9月湘电高调宣布进军光热产业。在当时,碟式转化效率一度高达26.7%,被认为是最具市场前景的技术路线,为此湘电收购了美国SBI公司,成为中航工业宣布进军光热产业之后,另一家以碟式进军光热最受瞩目的跨界投资者。

但几年过去了,乐观情绪早已消失的无影无踪,湘电前董事长周建雄继任者柳秀导上任后,对光热的热情降低。现在,整个资产被高新创投集团100%收购。

不仅仅是湘电集团,中航工业尽管也是军工背景出身,但其光热发电产业也与湘电殊途同归。中航的项目位于云南楚雄,当时有50台20KW级碟式斯特林太阳能发电装置。原本预期2015年并网发电。但至今未试车成功,这里有不可抗力,亦有业主方不专业因素。

中航工业的强项为航空发动机技术研发与设备制造,其中以碟式技术的核心——斯特林技术见长,但这也只是相对成熟的“热转电”环节。也就是说聚集太阳能光产生高温热源,推动斯特林发动机输出电能。但在“光转热”的环节,碟式斯特林太阳能发电装置通过抛物面反射。斯特林发动机作为光电转换的核心装置需要承受800℃以上、20MPa工质压力,导致对材料受损瓶颈一直难以突破。

“进军光热这个战略方向没有错,时机也抓得比较早,一是技术路线问题,二是执行出了问题。”中航工业一名内部人士感叹道:“中航下面西安一航集团的光热事业部只是个处级单位,在很多方面没有行政协调权,上级也没有什么积极性。”

因此,如果仅仅将碟式从业者失败定位成本高昂,回报率不足,恐怕还比较片面。但可以确信的是,多数失败者都曾经历过一个盲目自信的过程,但后续人才准备不足,管理不善,不专业的背景,成为早期光热问题的诱因之一,也在一系列的先行项目中暴露出来。

几人欢喜几人忧,先驱者失败的经历不断警示着后来居上的从业者,但此时,在经历了光伏抢装和严重的产能过剩,光热产业回归了难得的理性。

‘ 观望者的考量 ’

作为投资人加业主,中广核是这批淘金者中最为“热情”的企业。2015年6月,中广核正式发布德令哈50MW槽式光热发光项目光场EPC招标、以及传热储热系统EPC招标。

其中,中广核对投标人的具体经验资质上有十分严格的要求。投标人至少在提交标书截至日期之前的过去八年间有槽式光热电站的承包、分包商或管理承包商经验,且电站最低装机容量为50MW,并且上述项目至少已成功运行2年以上。可见积极布局背后,中广核力图求稳之心。

中广核并不是第一个吃螃蟹的人,但中广核的态度,恰恰反映了当下人们的普遍求稳心态。因此,在技术路线选择上,多数从业者选择了更加稳定的塔式和槽式。在能源局公布的太阳能热发电示范项目名单显示,批准的20个示范项目中,除了碟式之外,塔式有9个,槽式有7个,菲涅尔式有4个,技术路线也分为熔盐、导热油和水工质三种。

塔式为什么会多一些?公开资料显示,它的聚焦温度高,与熔融盐结合后理论上的效率高。而且工程量也小,塔式像一个钢筋水泥的柱子,上面只有一个集热器,不像槽式,50兆瓦有2.5万个集热器。

但资本仍旧是光热电站面临的一大挑战,尽管从政策环境、技术前景来看,光热电站似乎拥有了能够吸引资本的一切优点。但部分光热电站市场仍然缺少资金,甚至有业内人士透露,这批20个示范项目中,有一些已开始寻求转让,甚至一些倒卖路条的现象初露端倪。

“国内的金融机构也被前几年光伏制造业的糟糕局面影响了。一听新能源首先想到的就是弃风限电、产能过剩、破产等,就不敢投资。我们不得不一直解释,光热本质和火电一样,比光伏更稳定,比火电更清洁。”一位民营企业总经理对《能源》杂志记者表示。经过光伏的沉淀之后,很多人都冷静了,很多投资人和设备投资商也变得理性。

金融界的人士则有自己的观点。“金融资本是最趋利的,投资者考虑的有三个要素,电价是否稳定、系统是否安全、市场是否广阔。可目前,电价未来一定是要降的,降多少还不知道;光热电站资产是不是真的像企业说的那么优质,不然不会存在这么大的融资难题;现在弃风弃光那么严重,谁来保障光热的消纳?这都是疑问。”

一位银行内部从事融资的人士对《能源》杂志记者说,“融资难从侧面反映出光热电站自身存在一些盈利风险,在示范项目成功投运之前,金融行业担忧多少年会收回成本。”

大多数从业者还是很冷静的,一位从业者表示。现在都觉得电价高,可是最早光伏的电价达到20元钱一度。虽然光热在转化效率上有优势,但作为孪生产业,光伏的效率也在不断地提高,十多年前,光伏的效率最多做到11%,现在已经接近20%。业内人士认为,光热发电目前明显的是成本高,那么该如何发挥光热的优势,尤其是高效率、传热、转换和储热的技术?

天瑞星总经理陈步亮认为:“企业光有钱不行,光热有很大的技术门槛。像反射镜的制作,可以花钱从国外买生产线,现在基本上都是采购国外的,但是真想做好也是不容易的,集热管就更不用说了。投资者担忧设备有效率和寿命的问题引发电站寿命的波动。以集热器来看,它聚焦的光的强度非常强,冷热温差也非常大,没有光会迅速降温。所以它的工作环境很恶劣,对材料的要求非常高,这些都是所面临的挑战。”

除了突破技术瓶颈,关键还是要找到风险和回报之间的平衡点,这里面又涉及到电站的规模问题。根据光热先驱西班牙的经验,西班牙当初政府制定政策是50兆瓦以下,是他们在推动过程中的一个指标。后来大家就开始研究多大的机组最合适,目前来讲公认的是十万到二十万之间,不同的技术会有所区别。机组越大回报越高,风险也高,但是效率也高。

其次,不同技术路线的光热发电,其经济性也千差万别。所以,在这批示范项目中,以5万千瓦机组和10万千瓦机组居多,5万千瓦是西班牙人的经验,投资大约是15亿左右,实际上,10万千瓦的最经济,回报率也最高。

不同的技术路线也要对应不同的模式,尽管此前因成本高昂而备受诟病,中航工业一名内部人士告诉《能源》记者:“如果碟式作为一个小型分布式系统,他也是有优势的,特别是针对一些离网地区。”

还好多数投资者早已做好了心理准备。“2020年以前,电价可能还会下降,作为部件供应商就会有很大一个挑战:如何适应明天的市场需求,质量不行价格高都是不行的。大家有一个目标,十三五期间,能够达到一个比较理想的电价,估计在七毛到九毛之间。”陈步亮表示。

‘ 技术落地的挑战 ’

过去的十年虽然光热发电走了无数弯路,也产生无数失败案例,但却是中国的光热产业培育的十年。国内光热电站技术经历了拿来主义到自我创作的过程,核心设备逐渐实现了国产化。

十一五期间,科技部成立了光热产业联盟,其工作内容之一是推进光热技术创新,包括学习国外的技术。当时,国内组织过不少考察团去西班牙、美国学习其先进经验。作为光热核心设备,因为直到现在,我国光热技术还保留有国外影子。

由于国内外巨大的环境差异,技术落地是一个长期而艰难的过程。“西班牙接近赤道,光照条件好,全年风和日丽,温度全年零下五到四十度;德令哈的光照条件也不错,但是那里有沙暴,光热最怕这个东西。而且整个地区主要以戈壁为主,温差可达零下20,零下30度之多,而且有非常大的风,那么电站又要考虑能否适应大风天气,适应了地中海气候的光热技术拿到赤道来,外国人也得适应适应,所以,不是说光照充足就适合做光热,还有很多气象资料也是产业链上的一环。”上述业内人士表示。

国内外对EPC的理解也不同。国外EPC是一个公司,中国把EPC分成了设计院、建设公司、业主。曾经在一次研讨会上,中国企业和西班牙发生了激烈的争执,西班牙人说一块搞EPC,但中国人反复解释说中国的EPC是业主,设计院、建设公司,不是一个概念。

在技术选择上,从业者需要在“效率”、“风险”、“价格”上进行权衡。要是考虑转化效率,就要选用风险较高的塔式,塔式只要一个集热管,但这个集热管要求寿命20年,坏了整个电站就没法运转。要是求稳,槽式相对稳定,一个50万千瓦的槽式电站要2.5万个集热管,坏了几个可以直接换,但效率不如塔式。至于菲涅尔式,在西班牙并没有获得成功,如果国内想成功,必须有所创新。

最大的挑战来自于系统的集成。天瑞星副总经理崔孟龙告诉《能源》杂志记者:“核心部件关键部件国产化应该说没有什么问题,主要是做好系统集成,如何将技术打包,这是在考研设计院方案的合理性,经验多少。因此,设计院在光热产业链上扮演了非常重要的一个环节。”

有不愿具名的业内人士告诉《能源》记者:“德令哈一些企业同时具有EPC、业主、投资者的身份,实际上的专业性还是难以保障的,一些项目因为设备未到位出现了延期的状况,关键是在集成环节缺乏专业性的统筹。在国内还好,但是国内企业走向国际,如果出现拖延完工的情况,会有惩罚措施。”

目前,业内比较认可的是中国能源建设集团旗下西北院与华北设计院,两院从零几年就开始介入光热发电,已经有十几年的经验。西北院赵晓辉博士告诉《能源》记者:“我们做过光伏也做过光热,光热并不是像光伏一样简单了解工艺流程就可以仓促上马的,作为一种技术集成型的新能源,而光热电站就好像一台精密的仪器,由不同技术打包而成,就好比装修采购不同的材料还需要一个好的装修公司设计。”

以槽式电站为例,槽式发电主要通过三个部件——太阳岛、储热岛、常规岛。太阳岛主要是把太阳能聚焦到集热管里面把介质加热到400度,提供热量,核心部件以集热管、反射镜和驱动控制为主,仅仅这里就涉及了三种供应商。

在槽式电站中,光镜要将6平方米多的阳光聚焦到70毫米的集热管上面,镜子每个点的误差都会有影响。但决定误差的不光是镜子本身,还有支架的质量,支架是抛物面的基本固件,要保证组装起来精度够,而且随着运转,春夏秋冬季节变化支架不能变形,变形会直接影响效率。

在储热岛环节,储热的作用是把热量储存用于夜间的发电和调控。储热设备是熔盐罐和熔盐控制器,介质使用熔融盐,也就是硝酸钾、硝酸钠等工业盐,它们常温下是固体粉末,但是到二百多度就成了液体,盐的比热很大,同样的体积它可以储存更多的热量,更适合做储热介质。盐的比热很大,同样的体积它可以储存更多的热量。国内的制造问题不大,但是决定储热效果的并非介质本身,而是储热罐的质量。储热罐要求一般能够保证8个小时发电的大型储热罐几十万吨的盐,一晚上的降温也就8度,所以管子的品质也很重要,要做到吸收热量,避免反射热量,吸收之后会辐射热量,对流和传导的过程会丢失热量。所以管子必须高效率地吸收光并转化成为热,这也是为了效率服务。

常规岛则相对简单,主要包括汽轮机、冷凝机和发电机组,常规岛决定了真正把蒸汽转化成电的程度,决定着后级系统的效率,也就决定着投资回报和成本。目前,国内杭汽轮机等厂家已经能够自主生产,转化效率不如GE、西门子等,但价格上有充分竞争力。

‘ 起点还是终点? ’

俗话说:一鼓作气,再而衰、三而竭,未来,这20座示范项目的成败将关系到光热产业的生死。

从采访结果上看,光热产业主要挑战并非技术不成熟,而是光热电站本身对质量的要求近乎苛刻,类似于我国的航天产业,几乎容不得微小的失误,这也能解释前文所述航空、航天系企业成为产业的重要玩家的原因。

不过尽管面临的挑战居多,但企业依旧充满信心,毕竟,从企业的角度来看,当前市场环境更加理性、政策更加成熟,但根本原因还是光热技术无论在环保还是稳定性上均有光伏、风电不具备的优秀基因。如果继续发展下去,它的成长速度会比光伏快,毕竟在化学储能技术不成熟的今天,它和电网的亲和力更强。如果中国政府真心想做这个产业,一定是能成功的,毕竟神舟飞船都造了出来,还造不出光热电站?

从示范项目可以看出,企业也在做尝试和创新,不仅是在提高效率降低成本上,而且是在和光伏、火电等的配合上,为实现一个区域上网的水平更加平稳,国外已有塔式和光伏电站互补的成功案例,国内光热互补和光煤互补的概念也运势而生。

崔孟龙表示:“基于热在储能上的优势,光热的一个作用就是调峰作用,因此,光热可以作为光伏很好的协调发展。现在光伏电站装机量很大,规模小对电网冲击可能体现不出来,规模大了就对电网的冲击会很大。怎么解决这个问题?德国光伏装机量很大,结果变得更加不清洁,每个光伏电站要配一些燃煤机组做调峰,如果能让光伏变的更加清洁,光热是一个非常好的备选。”

产业研究者王寒松告诉《能源》记者:“光转化成热具有极高的转化效率,而热转化成电效率却并不是很高,所以光热不仅在发电领域应用广阔,在热的领域更有开发价值。最显而易见的,就是我们长期以来使用的太阳能热水器,实质上就是个小型的光热系统,在一些复合能源站上有很好的应用。”

在新能源领域,无论风力发电还是光伏发电,都需要额外加装热机组,因此国内北方地区,冬季供暖仍旧以燃煤电厂为主,由于光热发电与燃煤发电在原理上有相通之处,因此其“热”甚至更具市场前景。

未来一段时间,所有从业者的命运都将押注在这20个示范项目上。从已经落成的示范项目来看,从业者普遍选择了比较稳妥的槽式和塔式电站,也有资深科研团队开始在菲涅尔式上探索。采访中,《能源》记者也感触到了企业方面一丝不苟的精神。上述业内人士一致认为:“政府的政策非常令人兴奋,也能看到政府推进光热产业的决心,因此,这批示范项目一定要做好,虽然20个项目可能不会都很好,但也能看到哪些企业是真正有志于做产业的。有两种企业,一个是大企业,另一个是小企业,也许总经理就说愿意干,但是实力不够。预计今年年底这样的企业就会浮出水面。”

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