解讀風口之下的光熱產(chǎn)業(yè)（三）

　　雖然我國儲備的光熱項目總計已超過3GW，但截至2014年底已并網(wǎng)的光熱裝機僅為18MW。光熱行業(yè)在我國發(fā)展遲緩的原因是電價政策一直沒有得到落實造成光熱項目不具備投資經(jīng)濟性。隨著國家能源局《關(guān)于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設(shè)的通知》的下發(fā)，約1GW規(guī)模示范項目的具體電價核定方案將很快落地，示范項目的開發(fā)將進入實質(zhì)性階段。

　　2011年光伏標桿電價政策出臺后當年的裝機容量同比增長768%，我們認為目前光熱行業(yè)的發(fā)展階段極其類似2011年的光伏，迎來行業(yè)爆發(fā)期。光熱行業(yè)的成本下降空間巨大，未來伴隨著成本端的快速下降，光熱電站的投資回報率將逐漸走高，電站運營變得有利可圖之后行業(yè)的黃金發(fā)展期將真正來臨，而目前1GW左右的示范項目僅僅是個開始。

　?。ㄒ唬?014年底我國僅18MW，全球最先進的塔式技術(shù)已落戶國內(nèi)

　　我國光熱產(chǎn)業(yè)的發(fā)展走過了技術(shù)起步、科學試驗和商業(yè)示范三個階段。20世紀70年代，部分國內(nèi)的科研院所就開始進行光熱發(fā)電應(yīng)用技術(shù)基礎(chǔ)研究。80年代起，我國開啟了光熱發(fā)電試驗示范項目的建設(shè)的序幕，首個試驗示范項目是延慶八達嶺塔式光熱示范項目，裝機容量為1MW，于2012年年底建成投運。2013年，我國光熱產(chǎn)業(yè)由科學試驗階段轉(zhuǎn)入了商業(yè)示范階段，第一個商業(yè)運營項目-中控德令哈一期10MW塔式光熱電站于2013年7月并網(wǎng)發(fā)電，項目至今已連續(xù)運行兩年，2014年全年實現(xiàn)發(fā)電量800余萬度。

　　截至到2014年，我國光熱并網(wǎng)裝機容量約為18MW（另一統(tǒng)計口徑為13.88MW，差別不大）。除了中控德令哈一期10MW項目為商業(yè)示范項目外，其余并網(wǎng)項目均為科學試驗項目，裝機容量都在1MW以下。

　　根據(jù)國家可再生能源信息中心的數(shù)字，截至2014年底，我國太陽能熱發(fā)電項目已核準（備案）的總體規(guī)模為1448MW，加上今年以來數(shù)個新的獲備案項目，總的已獲核準（備案）的項目規(guī)模預(yù)計在1800MW左右。根據(jù)CSPPLAZA的統(tǒng)計，如果再加上已在規(guī)劃中但尚未開展前期工作的項目，則項目總裝機容量接近4GW。（見附錄一）

　　在已核準備案的項目中，今年將開工的最大規(guī)模電站是國家電投集團下屬黃河水電公司在青海德令哈的2*135MW塔式電站。該項目隸屬于《2014~2015中美可再生能源合作工作方案》，于2013年6月份簽署諒解備忘錄，遠期規(guī)劃為6135MW，一期裝機2135MW。上海電氣電站集團、美國BrightSource亮源公司雙方合資成立的上海電氣亮源光熱工程有限公司為該項目的EPC總包商。今年6月，黃河水電公司已與青海海西州德令哈市人民政府簽署了項目開發(fā)協(xié)議。目前該項目已完成了開工前的所有準備工作，待集團層面審批通過后即可馬上開工。

　?。ǘ┱唑?qū)動下示范項目開始崛起

　　電價政策尚未落實致使我國光熱產(chǎn)業(yè)發(fā)展較為遲緩

        雖然我國儲備的項目資源已經(jīng)很豐富，但實際進展卻非常緩慢。如上節(jié)所述，截止到2014年我國并網(wǎng)光熱裝機尚不足20MW，遠遠低于美國、西班牙，在新興市場中也落后于南非、印度、摩洛哥等國。距離國家能源局所提出的十二五末期建成光熱裝機容量1GW的目標也非常遙遠。

　　光熱項目建設(shè)進度慢的原因主要是電價政策遲遲未能得到落實。在國家沒有上網(wǎng)電價政策的情況下，工程項目的投資回報不確定性極大，嚴重影響投資方尤其是大型央企的決策；另一方面，銀行在沒有電價的情況下也不批貸款，工程項目的融資困難重重。雖然國家希望能有一批商業(yè)化的電站來摸清實際的度電成本，但在沒有電價政策的前提下投資方不會有動力去投資建站。電價政策陷入了先有雞還是先有蛋的循環(huán)之中。

　　我國曾嘗試通過特許權(quán)招標確定項目電價，但由于制度設(shè)計不完善以失敗告終

        為了確定合理的上網(wǎng)電價，我國曾嘗試過南非等新興市場國家普遍使用的項目競爭性招標的模式。2010年能源局開展了內(nèi)蒙古鄂爾多斯50MW光熱發(fā)電特許權(quán)項目的招標工作，希望能像光伏、風電一樣，通過幾輪特許權(quán)項目的招標工作，摸清光熱發(fā)電的合理上網(wǎng)電價，制定實施光熱發(fā)電的固定上網(wǎng)電價。鄂爾多斯50MW太陽能熱發(fā)電項目招標公告發(fā)布后，有大唐新能源、中廣核太陽能和國電電力三家參與投標。大唐新能源報出了最低電價0.9399元/千瓦時，最終成功中標。但由于該中標電價過低，項目經(jīng)濟性嚴重不足，因此4年后的今天，雖然特許經(jīng)營權(quán)早已過期，但該項目仍未動工。

　　鄂爾多斯50MW項目招標模式的嘗試以失敗告終。原因第一是當時的項目采用的是100%低價中標的模式，沒有像南非一樣在考慮價格的同時，同時考慮項目方技術(shù)能力、項目實際建設(shè)成本等因素；第二是投標規(guī)則設(shè)置不夠嚴格，沒有設(shè)置逾期罰款、逾期不建不予退還項目保證金并同時收回項目開發(fā)權(quán)等規(guī)定，致使項目開發(fā)方的違約成本過低；第三是產(chǎn)品供應(yīng)商和總包商過于樂觀，對光熱項目開發(fā)的難度沒有充分的認識，過低的報價實際上沒有可行性。

　　2013年開始醞釀光熱發(fā)電示范項目2014年首個示范項目獲批1.2元每度的電價

        招標模式失敗后，2013年4月，國家能源局決定盡快開展光熱發(fā)電示范工程的建設(shè)，委托電力規(guī)劃設(shè)計總院為主導(dǎo)單位編寫完成了光熱發(fā)電示范工程的技術(shù)條件及實施方案。

　　2014年上半年，能源局、發(fā)改委價格司等部門又組織召開了兩次示范項目建設(shè)的專題研討會。當年8月，發(fā)改委批復(fù)了我國首個光熱發(fā)電商業(yè)示范項目-中控德令哈10MW塔式電站上網(wǎng)電價為1.2元/kWh。中控德令哈電站是2013年7月建成的，在并網(wǎng)發(fā)電的一年之后獲批正式的上網(wǎng)電價使其開創(chuàng)了先建成項目再獲得電價的先例。項目開發(fā)商們相信中控德令哈的先建項目再拿電價的模式是可以復(fù)制的，投資熱情也因此被激發(fā)起來，首航光熱、兆陽光熱、中廣核集團的數(shù)個光熱項目紛紛開建。

　　2015年9月能源局正式下發(fā)文件示范項目建設(shè)進入實質(zhì)性階段

        進入2015年后，啟動光熱示范項目大規(guī)模建設(shè)的政策預(yù)期愈加強烈。國家能源局副局長劉琦7月在青海德令哈考察了中控和中廣核兩個光熱項目，在之后的座談會上表示年底前一定要啟動示范項目，并要加快與發(fā)改委價格司的溝通，出臺示范項目的電價方案。

　　兩個月之后的2015年9月，能源局正式下發(fā)了《關(guān)于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設(shè)的通知》，光熱示范項目的建設(shè)正式啟動。

　　但能源局的文件中并未明確具體的電價核定政策。電價政策可簡單的分為統(tǒng)一示范電價和一事一議電價兩種方案。由于光熱發(fā)電的技術(shù)路線較多，各個電站搭配的儲熱時長也各不相同，各地的光資源條件也有差異，因此一事一議的電價核定方案似乎更為合理。但因為影響光熱電站度電成本的因素實在太多，很難根據(jù)具體項目給出相對合理的電價計算結(jié)果，且這種定價方式如果把握不當很有可能會滋生巨大的權(quán)利尋租空間，執(zhí)行起來困難重重。因此目前看來似乎政策制定層更傾向于采用統(tǒng)一示范電價的方案。

　　按示范項目總規(guī)模1GW左右、單站規(guī)模不低于50MW計算，本次示范項目建設(shè)應(yīng)能夠納入超過10個光熱示范項目。按文件中的要求，各單位需要在10月底之前完成申報工作，預(yù)計今年年底前能夠擬定完成示范項目的具體名單并明確最終的電價政策。

　?。ㄈ┕鉄崮壳暗陌l(fā)展階段類似2011年的光伏爆發(fā)即將來臨

　　2011年光伏標桿電價政策出臺后當年的裝機容量同比增長768%

        我們可以由光伏的發(fā)展歷程來判斷光熱行業(yè)未來的產(chǎn)業(yè)趨勢。最初的光伏主要是無電地區(qū)獨立光伏電站，由國家全額投資建設(shè)。2009年，我國開始實施金太陽示范工程，明確為光伏發(fā)電系統(tǒng)提供財政補助；同時國家能源局也啟動了大型光伏電站的特許權(quán)示范招標，為大規(guī)模光伏發(fā)電站建設(shè)提供政策支持，但光伏電站的裝機容量在此期間并未出現(xiàn)爆發(fā)式增長。

　　直到2011年8月1日，國家發(fā)改委發(fā)文實施了全國統(tǒng)一的光伏標桿電價政策，老電站按每度電1.15元、新電站按每度電1元執(zhí)行。標桿電價政策對光伏產(chǎn)業(yè)的刺激效果立竿見影，2011年年底的裝機容量由2010年的0.256GW暴增768%到2.22GW。

        光熱目前的發(fā)展階段極其類似2011年的光伏，行業(yè)爆發(fā)可期。

        我們認為目前光熱行業(yè)的發(fā)展階段極其類似2011年的光伏，主要體現(xiàn)在以下兩方面：第一，行業(yè)現(xiàn)狀類似，已建成的電站均很少，光熱目前的累計裝機容量僅為18MW，與標桿電價出臺之前的光伏行業(yè)情況類似，2010年年底的光伏裝機容量也只有25.6萬千瓦。

　　第二、政策環(huán)境類似。光伏行業(yè)先嘗試了特許經(jīng)營權(quán)招標的模式，之后出臺了全國統(tǒng)一的標桿電價。光熱行業(yè)與光伏一樣，同樣經(jīng)歷過了項目特許權(quán)招標的嘗試，而目前能源局正在組織的光熱示范項目中的電價核定方案也很有可能會采用統(tǒng)一電價的形式，與標桿電價類似。

　　因此現(xiàn)在的光熱行業(yè)與2011年的光伏行業(yè)一樣，同樣有望迎來爆發(fā)期。

        成本下降空間巨大、光熱的黃金發(fā)展期才剛剛開始

        雖然短期內(nèi)光熱行業(yè)的發(fā)展主要是受政策驅(qū)動，但決定光熱行業(yè)長遠發(fā)展前景的將是其成本下降的速度。我們認為，光熱行業(yè)的成本下降空間巨大，未來伴隨著成本端的快速下降，光熱電站的投資回報率將逐漸走高，電站運營變得有利可圖之后行業(yè)的黃金發(fā)展期將真正來臨，而目前1GW左右的示范項目僅僅是個開始。

　　我們給出2011年以來美國、南非、摩洛哥等國5個電站的購電協(xié)議價（PPAs）和上網(wǎng)電價（FiTs）數(shù)據(jù)，以此來說明目前光熱發(fā)電的成本大概所處的區(qū)間。（實際操作中一般用包含了項目開發(fā)商的利潤的購電協(xié)議價（PPAs）或上網(wǎng)電價（FiTs）來表示光熱電站的度電成本）

　　從上表可看出，5個電站的購電協(xié)議價或上網(wǎng)電價差異較大，折算成人民幣最低僅為0.71元，最高的達1.29元。這是由于光熱發(fā)電的度電成本與多種因素有關(guān)，如太陽輻射值、電站規(guī)模和儲熱容量的大小、所采用的技術(shù)路線、購電協(xié)議期限、是否獲得了低息貸款和稅收優(yōu)惠等。我們以平均值來大致判斷光熱的度電成本，5個電站的購電協(xié)議價或上網(wǎng)電價的平均值為1.00元。這說明從全球范圍來看，光熱的上網(wǎng)電價已經(jīng)與國內(nèi)0.9至1元的光伏上網(wǎng)電價持平。

　　從國內(nèi)的情況來看，國內(nèi)唯一一個有上網(wǎng)電價的項目-中控德令哈10MW項目的上網(wǎng)電價為1.2元，明顯高于國際平均水平，主要是由于：第一，國內(nèi)的光熱產(chǎn)業(yè)尚未實現(xiàn)規(guī)模化，設(shè)備均是小批量生產(chǎn)，造價較高；第二，該電站的裝機容量較小，僅為10MW，未來隨著裝機容量的擴大度電成本仍有下降空間。而我國今年有望開建的最大光熱項目是國家電投集團在青海德令哈的塔式光熱電站，首期2臺135MW機組建成后度電成本約為1.15元每度電，待該電站的6臺135MW機組全部建成后，度電成本可望下降至0.9元每度電。

　　我們認為未來國內(nèi)的光熱發(fā)電成本的下降空間很大，下降的來源包括新技術(shù)的應(yīng)用、規(guī)模化效應(yīng)的體現(xiàn)以及效率的提高三方面：

　　新技術(shù)的應(yīng)用：以塔式技術(shù)為例，從飽和蒸汽技術(shù)到目前直接過熱蒸汽技術(shù)的變革，從導(dǎo)熱油到熔融鹽傳熱/儲熱介質(zhì)的發(fā)展都使得發(fā)電效率提高、發(fā)電量增加。

　　規(guī)?；?yīng)的體現(xiàn)：一方面光熱電站建設(shè)所涉及的材料和設(shè)備進入規(guī)?；a(chǎn)階段后成本有著巨大的下降空間，另一方面單位投資成本會隨著電站裝機規(guī)模的增加而下降。

　　效率的提高：效率的提高主要來自于學習曲線。隨著建成電站的增多，技術(shù)人員和工程總包商經(jīng)驗會逐漸豐富，他們會不斷改進電站設(shè)備的運行效率并優(yōu)化設(shè)計和施工方案。

　　《中國可再生能源發(fā)展路線圖2050》和中國光熱產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟都曾預(yù)測過我國光熱上網(wǎng)電價的下降曲線，兩者的預(yù)測范圍基本接近?！吨袊稍偕茉窗l(fā)展路線圖2050》預(yù)測到2020年，我國光熱發(fā)電的上網(wǎng)電價將從目前的1.3元每度電下降到0.65-0.75元每度電；中國光熱產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟預(yù)測到2020年，光熱電網(wǎng)電價將下降至0.67至0.88元，并在2016至2018年間實現(xiàn)每度1元的上網(wǎng)電價。隨著光熱度電成本的逐漸下降，行業(yè)將逐漸脫離政策驅(qū)動，進入真正的黃金發(fā)展期。從未來發(fā)展空間來看，在2012年出臺的《太陽能發(fā)電發(fā)展十二五規(guī)劃》中，能源局設(shè)定的光熱發(fā)展目標是到2020年累計裝機達到300萬千瓦。但從光伏的經(jīng)驗來看，實際情況往往會超出原先設(shè)定的目標。太陽能發(fā)展十二五規(guī)劃中為光伏設(shè)定的目標值是2020年2000萬千瓦，但該目標早已提前實現(xiàn)，現(xiàn)在國家對2020年光伏裝機的目標值已被調(diào)高至1億千瓦，十三五規(guī)劃中還有可能繼續(xù)上調(diào)。

　　我國目前在建、規(guī)劃中和在開發(fā)的商業(yè)化光熱發(fā)電項目的總裝機就已超過300萬千瓦。因此我們認為光熱具備經(jīng)濟性之后，超出2020年300萬千瓦的發(fā)展目標將是大概率事件。結(jié)合近期出臺的張家口可再生能源示范區(qū)發(fā)展規(guī)劃，僅張家口一地2020年的規(guī)模就達到1GW。而我國光熱產(chǎn)業(yè)的發(fā)展重心是在西北地區(qū)，西北具備張家口類似資源條件的地區(qū)有很多，因此我們認為十三五規(guī)劃中很可能對2020年300萬千瓦的原有目標值進行大幅上調(diào)。

　　根據(jù)水規(guī)院的資源調(diào)查和測算，我國可集中開發(fā)的光熱裝機規(guī)模高達3.1億千瓦?？紤]電網(wǎng)的送出和消納、場址建設(shè)條件等因素，中短期內(nèi)具備開發(fā)條件、能夠確定具體場址的規(guī)模有1280萬千瓦。根據(jù)該院的初步研究結(jié)果，到2020年，全國光熱發(fā)電開工規(guī)模累計可達1000萬千瓦、并網(wǎng)規(guī)模累計可達500萬千瓦。按每瓦20元投資來計算，1000萬千瓦的光熱項目將帶來2000億元的巨額投資，千億級的光熱市場即將啟動。