   光熱行業(yè)正被持續(xù)的觀望情緒所籠罩。
   從2016年國家能源局批準(zhǔn)第一批20個光熱示范項目以來，建成并網(wǎng)發(fā)電的項目不足一半。“‘十三五’期間規(guī)劃的光熱發(fā)電裝機容量為5GW，按照目前的情況看，裝機目標(biāo)無法完成。”電力規(guī)劃設(shè)計總院原副院長孫銳日前接受本報記者采訪時表示。
   記者獨家獲悉，為了讓更多的光熱發(fā)電示范項目走出困局，國家能源局正在研究調(diào)整當(dāng)初對光熱示范項目的限制規(guī)定。
   建成項目鳳毛麟角裝機規(guī)模難達(dá)預(yù)期
   記者采訪中了解到，玉門鑫能50MW熔鹽塔式光熱項目、烏拉特中旗中核龍騰100MW槽式導(dǎo)熱油光熱項目、中電工程哈密50MW熔鹽塔式光熱項目、蘭州大成敦煌50MW線性菲涅爾式熔鹽光熱項目，計劃今年底或2020年上半年并網(wǎng)發(fā)電。
   三年來，光熱示范項目僅有4個投入商業(yè)運行，4個項目正在施工安裝，處于建設(shè)中。20個示范項目緣何建成者寥寥？
   在國際可再生能源署創(chuàng)新和技術(shù)中心項目主管陳勇看來，與光熱發(fā)電技術(shù)成熟、商業(yè)化運營多年的美國、歐洲相比，我國在此領(lǐng)域起步較晚，正處于技術(shù)引進(jìn)-消化-吸收-創(chuàng)新階段。“三年前批準(zhǔn)的首批示范項目，在產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期難免要遇到一些技術(shù)上的問題。”
   “由于我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)剛剛起步，遠(yuǎn)沒有達(dá)到經(jīng)濟規(guī)模，致使光熱發(fā)電的邊際成本較高；同時，光熱發(fā)電項目都集中在西部地區(qū)，當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價較低，因此，目前光熱發(fā)電對電價補貼的依賴程度較高。”孫銳直言不諱指出，在后續(xù)電價政策不明朗的情況下，投資方對光熱發(fā)電項目越來越謹(jǐn)慎。
   一位央企負(fù)責(zé)人向記者直言：“光熱發(fā)電是未來發(fā)展趨勢，我們對光熱發(fā)電的熱衷是因為它有儲能效應(yīng)。目前比較迷茫的是，上網(wǎng)電價尚存未知數(shù)，收益率達(dá)不到預(yù)期值，難以向集團‘交代’，加之技術(shù)上還有待研究，所以采取了謹(jǐn)慎操作，暫停了我們的項目。”
   無獨有偶。一位民營企業(yè)相關(guān)負(fù)責(zé)人也向記者吐苦水：“我們是被迫暫停。企業(yè)想搶占光熱發(fā)電行業(yè)先機，無奈中標(biāo)后缺乏資金，而我們又難融到資金，在電價不明確的情況下，示范項目不得不先放一放。”
   電價不明確多家投資方已退出
   在面臨新能源電價補貼政策調(diào)整的背景下，光熱行業(yè)猶如進(jìn)入“冬季”。按照廣為流傳的新能源電價補貼政策調(diào)整方案，需要地方政府承擔(dān)補貼資金。與海上風(fēng)電大多分布在東南沿海經(jīng)發(fā)達(dá)省份不同的是，光熱發(fā)電項目都集中在甘肅、青海、新疆等西部欠發(fā)達(dá)省份，地方財政難以承受補貼。
   孫銳擔(dān)心地表示：“缺少了政府的電價政策支持，剛剛建立起來的光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)必將受到重創(chuàng)，以后再想恢復(fù)，比較困難；同時會失去光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)走向國際市場的競爭優(yōu)勢。”
   為何光熱并網(wǎng)運行項目屈指可數(shù)？孫銳坦言，每個項目的停滯情況不盡相同，有的光熱項目在用地選址方面遇到了問題；有的項目招標(biāo)中出現(xiàn)問題；有的投資方為民企的項目，遭遇融資難、貸款難窘境，項目進(jìn)度一推再推。政府主管部門至今未對2018年以后并網(wǎng)發(fā)電項目的上網(wǎng)電價政策予以明確，致使一些項目投資方已經(jīng)宣布退出示范項目。
   另一個影響光熱發(fā)電發(fā)展的原因是，社會對光熱發(fā)電的作用認(rèn)識不足。“事實上，與光伏或風(fēng)電相比，光熱發(fā)電的技術(shù)門檻比較高，但從系統(tǒng)運行角度看，具有相當(dāng)明顯的技術(shù)特性優(yōu)勢。”國網(wǎng)能源研究院副院長蔣莉萍認(rèn)為。
   除了上述問題，我國目前的能源管理體制下，涉及光熱發(fā)電的政府主管部門交叉較多也是行業(yè)不能快速發(fā)展的重要原因。國家能源局新能源司負(fù)責(zé)光熱發(fā)電發(fā)展規(guī)劃和管理，電力司負(fù)責(zé)電網(wǎng)規(guī)劃和管理；發(fā)電項目的上網(wǎng)電價的定價權(quán)在發(fā)改委價格司；負(fù)責(zé)可再生能源電價補貼的是財政部。這些政府部門都按照自身的職責(zé)開展工作，制定相關(guān)的政策，但遺憾的是，相互之間往往會出現(xiàn)不協(xié)調(diào)的現(xiàn)象。
   權(quán)威人士向本報記者透露，為了“盤活”更多光熱發(fā)電示范項目，國家能源局正在研究調(diào)整當(dāng)初對示范項目的一些限制條件。
   具有獨特戰(zhàn)略地位需有持續(xù)發(fā)展舉措
   受訪業(yè)內(nèi)專家一致認(rèn)為，光熱發(fā)電是大幅提高我國可再生能源電力外送的比重，促進(jìn)能源轉(zhuǎn)型目標(biāo)的實現(xiàn)的有效途徑之一。隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)模的擴大，國際市場的拓展，光熱發(fā)電工程投資將會得到顯著的下降，發(fā)電成本也會隨之有大幅下降。業(yè)內(nèi)期待，國家對后續(xù)政策做出調(diào)整，并提出支持光熱長遠(yuǎn)、穩(wěn)定、健康發(fā)展的總體思路。
   談及未來光熱行業(yè)發(fā)展優(yōu)勢，蔣莉萍表示，光熱發(fā)電系統(tǒng)可以帶儲熱或與氣電結(jié)合實現(xiàn)24×7穩(wěn)定供電，而且能提供支撐系統(tǒng)穩(wěn)定運行的轉(zhuǎn)動慣量，是與現(xiàn)有電力系統(tǒng)銜接最好的可再生能源發(fā)電技術(shù)，在實現(xiàn)高比例可再生能源電力轉(zhuǎn)型中將發(fā)揮重要作用。
   孫銳也認(rèn)為，光熱發(fā)電是集發(fā)電與儲能為一身的太陽能發(fā)電方式，同地點、同容量的光熱發(fā)電機組的年發(fā)電量約是光伏發(fā)電的2.5倍，并且可以提供連續(xù)可靠的電力保障，可以顯著減少高比例風(fēng)電和光伏接入的電力系統(tǒng)對儲能電站容量的需求，并提高電力系統(tǒng)的整體慣量，保障電網(wǎng)的安全運行。“尤其是在西部地區(qū)電力系統(tǒng)中，配置一定規(guī)模的光熱發(fā)電機組，可以與風(fēng)電、光伏形成互補進(jìn)而顯著減少棄風(fēng)棄光電量。同時，光熱發(fā)電作為西部大開發(fā)的新動能，可利用西部的資源優(yōu)勢促進(jìn)地方經(jīng)濟和社會發(fā)展。”
   孫銳建議，對于未來的上網(wǎng)電價，可采取用電省份的峰谷分時段限售電價模式向發(fā)電上網(wǎng)側(cè)傳導(dǎo)，這也是國際上通用的模式。以江蘇電網(wǎng)的一般工業(yè)用戶分時段銷售電價模式為例進(jìn)行計算，光熱發(fā)電機組通過優(yōu)化運行時段，可將大部分發(fā)電量分配至高峰時段和平峰時段，年發(fā)電量在高峰、平段、低谷時段的占比分別為 54.1%、39.7%、6.2%，可以實現(xiàn)平均的上網(wǎng)電價0.77元/kWh。這樣既滿足了電力系統(tǒng)調(diào)峰的需求，也使光熱發(fā)電機組的收益最大化，可顯著減少電價補貼的額度。按照測算，如果在“十四五”期間，保持一定的光熱發(fā)展速度，在2025年可以擺脫對電價補貼的依賴。
   陳勇對記者表示，近十年來，我國光熱技術(shù)引進(jìn)消化吸收并自主創(chuàng)新已取得很大成績，目前所面臨的技術(shù)與成本的問題是暫時的。建議國家應(yīng)從能源戰(zhàn)略以及全球光熱市場的雙重角度考量，“十四五”期間對光熱發(fā)電繼續(xù)支持與扶植。
   “況且，全球的能源轉(zhuǎn)型需要能源供給的多元化，這是一個趨勢，光熱資源的熱利用在未來低碳能源體系中將會占據(jù)獨特的地位。”陳勇說，“與光伏、風(fēng)電項目不同，第一批光熱項目為示范項目，具有示范意義，且總體補貼資金量并不大，應(yīng)給予優(yōu)先支付，以達(dá)到其示范的戰(zhàn)略目標(biāo)。”

【關(guān)閉窗口】【打印該頁】