光热生死抉择

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。

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。”