張霽陽　張震宇

光伏和光熱是利用太陽光能進行電力生產(chǎn)的兩條主要技術路線。20世紀90年代以來，得益于晶硅等關鍵原材料生產(chǎn)成本的大幅下降，光伏在與光熱的競爭中占據(jù)了主導地位，但光熱發(fā)電的技術研發(fā)和商業(yè)化實踐并未停滯。2014年2月，總裝機容量392兆瓦的美國加州伊凡帕（Ivanpah）光熱電站正式并網(wǎng)發(fā)電。該項目是迄今為止全球規(guī)模最大的光熱發(fā)電項目，總投資逾22億美元，其成功投運重新激起了業(yè)界對光熱發(fā)電行業(yè)的關注。國內(nèi)行業(yè)發(fā)展亦有望提速，青海等地已有10兆瓦級示范項目投入運營，國家能源局近期密集開展摸底和調(diào)研工作，上網(wǎng)電價等配套政策預計將于年內(nèi)出臺。

一、光熱發(fā)電技術簡介

光熱發(fā)電技術的研發(fā)起源于20世紀50年代，基本原理是利用大規(guī)模鏡面匯聚太陽光能產(chǎn)生高溫、對導熱工質(zhì)進行加熱進而驅(qū)動汽輪機發(fā)電，其區(qū)別于光伏發(fā)電的突出特征是通過物理過程而非光伏效應實現(xiàn)光能向電能的轉(zhuǎn)化。目前光熱發(fā)電的主流技術包括塔式、槽式和碟式三種，其中塔式、槽式技術發(fā)展相對成熟，已有商業(yè)化運營案例。

光熱發(fā)電和光伏發(fā)電的主要技術特點對比如表1所示。

與光伏發(fā)電相比，光熱發(fā)電的理論效率更高、規(guī)模效應更顯著，其最大優(yōu)勢一是通過熱介質(zhì)儲能將具備調(diào)峰能力，有望實現(xiàn)全天24小時連續(xù)運行，克服光伏發(fā)電出力不穩(wěn)定、周期波動大的缺陷；二是能夠?qū)崿F(xiàn)熱電綜合利用，通過將熱能分別用于電、水、暖等多種用途，系統(tǒng)整體效率可能達到50%以上。目前光熱技術尚處于商業(yè)化初期，單位造價顯著高于光伏技術，未來具有較大的降本增效空間。

二、國內(nèi)光熱發(fā)電行業(yè)發(fā)展情況

（一）相關政策情況

我國《可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》和《太陽能發(fā)電發(fā)展“十二五”規(guī)劃》中均對光熱發(fā)電行業(yè)發(fā)展做出了部署，要求加大技術開發(fā)和裝備制造力度，并在具備較好資源條件的地區(qū)積極推動光熱發(fā)電示范項目建設，2015年裝機目標為100萬千瓦；《產(chǎn)業(yè)結(jié)構調(diào)整指導目錄》也已將光熱發(fā)電系統(tǒng)制造列入鼓勵類范疇。但與光伏發(fā)電相比，當前國內(nèi)缺乏針對光熱發(fā)電行業(yè)的專項政策，其中最為關鍵的電價政策尚未出臺。

（二）項目建設情況

當前國內(nèi)光熱發(fā)電行業(yè)正處于由實驗性向商業(yè)性過渡的階段。自2004年起，由中科院等單位研發(fā)的千瓦級光熱發(fā)電系統(tǒng)（塔式、槽式）陸續(xù)在北京、南京等地投運，積累了我國首批光熱發(fā)電運行數(shù)據(jù)；2011年，我國首個兆瓦級光熱發(fā)電項目（塔式）在北京延慶投入運營；2013年，中控太陽能在青海德令哈建成我國首個10兆瓦級光熱發(fā)電項目（塔式），成為我國第一個實現(xiàn)商業(yè)化運營的示范項目，已獲5000萬元財政專項補助，核準電價為1.2元/千瓦時。其他已啟動前期工作的部分項目情況如表2所示。

三、光熱發(fā)電項目的經(jīng)濟性分析

目前塔式技術是最為成熟的光熱發(fā)電技術，以該技術為例，若項目位于青海等光照條件較為優(yōu)越的地區(qū)，單位千瓦造價控制在20000—30000元，上網(wǎng)電價確定為1.2元/千瓦時，則項目能夠依托自身現(xiàn)金流實現(xiàn)商業(yè)化運營，取得正常水平的投資回報，投資回收期為10年左右。典型的10兆瓦塔式項目模擬測算指標如表3所示。

影響項目經(jīng)濟效益的主要變量包括發(fā)電利用小時數(shù)、上網(wǎng)電價等。發(fā)電利用小時數(shù)每下降100小時，內(nèi)部收益率降低約0.8%；為保證7%的公允收益率，利用小時數(shù)至少需達到2300小時。償債覆蓋率用于衡量項目貸款償還期內(nèi)自由現(xiàn)金流對貸款本息的保障能力，按全周期平均償債覆蓋率不低于110%進行控制，則利用小時數(shù)至少需達到2000小時。見圖2。

上網(wǎng)電價對項目收益和償債能力的影響也較為顯著。電價每降低0.05元/千瓦時，項目內(nèi)部收益率降低約1%。為保證7%的公允收益率，電價至少需達到1.1元/千瓦時。為保證平均償債覆蓋率高于110%，上網(wǎng)電價至少需達到1元/千瓦時。見圖3。

基于上述分析，由于光熱發(fā)電項目的初始投資高于常規(guī)光伏項目，因此其對運營期發(fā)電量波動的承受能力較弱、對于電價補貼的依賴程度較高。與之相比，目前國內(nèi)光伏發(fā)電的標桿電價已調(diào)低至0.9—1元/千瓦時，且仍具有一定的下調(diào)空間。因此在系統(tǒng)成本未出現(xiàn)顯著下降之前，光熱發(fā)電尚不具備與光伏發(fā)電平價競爭的能力。另一方面，光熱發(fā)電對于光照資源條件的要求較為苛刻，設備的年利用小時數(shù)需要達到2200—2500小時才能保證基本的收益水平，因此該技術更適合在青海、寧夏等我國西部的光照資源富集區(qū)運用，與光伏發(fā)電相比其適用范圍相對較小。

四、行業(yè)發(fā)展面臨的主要問題

（一）上游產(chǎn)業(yè)鏈尚未建立，投資成本仍然較高

光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)處于發(fā)展初期，項目裝機規(guī)模較小、數(shù)量有限，對設備和組件的有效需求不足。受限于市場容量，上游設備制造企業(yè)未形成規(guī)?；a(chǎn)能，聚光鏡、集熱管、追蹤器等關鍵組件的生產(chǎn)成本居高不下。目前槽式、塔式光熱的單位造價達到晶硅光伏的3—5倍，就成本效益而言其競爭力相對較弱。

（二）商業(yè)化項目數(shù)量較少，運行效率需要進一步檢驗

當前國內(nèi)投入運營的兆瓦級以上光熱發(fā)電項目屈指可數(shù)，運行時間普遍短于3年，尚未形成具備參考價值的長期運行記錄，在不同地區(qū)差異性氣候和光照條件下的運行數(shù)據(jù)則更為欠缺。在運行效率得到充分的實踐檢驗之前，行業(yè)投資規(guī)模難以擴大。

（三）專項扶持政策未出臺，投資回報存在不確定性

光熱發(fā)電的各條技術路線差異程度較大，增加了統(tǒng)一劃定標桿電價的難度。目前“一項目一議”的定價方式效率較低，也使投資者難以對項目的收益和回報做出準確的先期判斷。此外，涉及補貼、并網(wǎng)等關鍵問題的專項扶持政策還未出臺，投資者對于政府未來支持力度的顧慮難以消除。

（四）技術還需繼續(xù)完善，儲能有待突破瓶頸

光熱發(fā)電技術目前還存在運行效率不穩(wěn)定、部分組件故障率高等問題，需要依靠技術創(chuàng)新予以改進，亦有賴于持續(xù)投入的研發(fā)資金支持。其中油質(zhì)、熔鹽等儲能技術是提升光熱發(fā)電系統(tǒng)效率、實現(xiàn)與光伏技術差異化競爭的關鍵所在，但當前受限于成本等因素，實際發(fā)展未達到預期水平。

五、銀行融資支持建議

光熱發(fā)電當前處于商業(yè)化的起步階段，未來有望與光伏發(fā)電形成優(yōu)勢互補的差異化競爭，并成長為推動我國太陽能行業(yè)新一輪發(fā)展的新興增長點。在歐美發(fā)達國家通過“雙反”持續(xù)打壓遏制我國光伏產(chǎn)業(yè)的外部環(huán)境下，充分發(fā)揮銀行的融資引導作用、支持光熱產(chǎn)業(yè)健康成長，對于開辟多元化發(fā)展路徑、鞏固我國新能源行業(yè)核心競爭力具有積極意義。目前國內(nèi)銀行對光熱發(fā)電項目的融資支持相對有限，既是出于對新技術的審慎態(tài)度，也是由于對行業(yè)政策的不確定性存有顧慮。從培育融資市場、推動行業(yè)發(fā)展的角度出發(fā)，建議從圖4所示開展工作。

（一）把握政策導向，引導融資支持

電價補貼標準是決定光熱發(fā)電項目盈利和償債能力的關鍵參數(shù)，有待國家政策予以明確。金融機構應密切關注標桿電價、專項資金、并網(wǎng)保障等行業(yè)相關政策出臺情況，在政策導向明晰、外部條件趨于成熟的基礎上逐步開展光熱發(fā)電項目開發(fā)評審工作。

（二）加強客戶篩選，擇優(yōu)開展合作

光熱發(fā)電屬于資金和技術密集型行業(yè)，從防范風險的角度出發(fā)，現(xiàn)階段應選擇實力相對雄厚且自身具有一定技術積累的企業(yè)作為優(yōu)先合作對象，一是五大電力、中廣核等電力行業(yè)央企，二是中控集團等掌握設備核心技術的上下游一體化企業(yè)。對于主營業(yè)務不突出、缺乏太陽能相關行業(yè)投資運營經(jīng)驗的企業(yè)，應嚴格限制授信。

（三）扶持重點項目，樹立示范效應

業(yè)務起步階段的項目“貴精不貴多”，應著力于提高成功率、樹立示范效應。應結(jié)合國家有關部委確定的示范項目清單，選取光照資源條件較好（如青海、寧夏、甘肅等）、技術相對成熟（塔式、槽式）、建設規(guī)模適中（10—50兆瓦）、地方政府重視程度較高（如提供額外電價補貼）的項目予以支持，在實踐中逐步探索并完善融資模式。

（四）做實信用結(jié)構，嚴格防控風險

考慮到行業(yè)起步期的高風險性，信用結(jié)構應在傳統(tǒng)光伏項目基礎上進一步加強。一是提高資本金比例，原則上不低于30%（對于央企可適當放寬）；二是除項目自身收費權質(zhì)押、資產(chǎn)抵押外，要求股東等關聯(lián)方提供連帶責任保證擔保，或補充土地使用權、存單等其他抵質(zhì)押物；三是引入償債準備金等風險緩釋措施。

（五）建立評價機制，落實貸后監(jiān)管

對于已提供融資支持的項目，應密切關注其建設和運營情況，定期收集發(fā)電量、利用小時數(shù)等運行數(shù)據(jù)，保持與借款人的密切溝通，及時了解技術、運維等方面存在的問題。針對不同地區(qū)、不同技術類別的項目建立數(shù)據(jù)庫，為后續(xù)項目的信貸決策提供支持。

（作者單位：國家開發(fā)銀行總行評審管理局）