2016年的9月，我國首批20個(gè)光熱示范項目及1.15元/千瓦時(shí)的光熱標桿電價(jià)相繼落地。兩年來(lái)，20個(gè)示范項目中有4個(gè)項目因種種因素退出，真正建成投運的項目只有1個(gè)，目前不排除余下的示范項目仍有退出的可能。示范項目在遭遇“先行者困境”的背景下，更渴求在稅收、土地和綠色信貸等政策配套方面得到政府及相關(guān)部門(mén)的支持。
德令哈率先破局
10月10日，我國首個(gè)大型商業(yè)化光熱示范電站——中廣核德令哈50MW槽式光熱示范項目正式投運，成為國家能源局批準的首批光熱示范項目中第一個(gè)建成并網(wǎng)的電站。
“中廣核德令哈光熱項目在突破技術(shù)壁壘的同時(shí)，還成功摸索出一系列高海拔寒冷地區的光熱項目技術(shù)實(shí)施方案，開(kāi)創(chuàng )了全球光熱電站冬季低溫環(huán)境下注油的先例，改進(jìn)了太陽(yáng)島集熱器基礎精度控制的測量工裝，極大地縮短了建設工期。”中廣核太陽(yáng)能德令哈有限公司副總經(jīng)理趙雄說(shuō)。
除了中廣核德令哈項目外，中控50MW塔式光熱項目已完成80%工程量，預計年底全面建成，這兩個(gè)項目的建成將使德令哈市率先完成國家光熱示范項目任務(wù)，為未來(lái)大規模建設光熱電站、多路徑應用光熱技術(shù)、多元推進(jìn)“光熱+”發(fā)展奠定堅實(shí)基礎。
目前，德令哈新能源裝機達900MW，在建裝機950MW。海西州委常委、德令哈市委書(shū)記孫立明在會(huì )上表示，德令哈將同時(shí)圍繞光熱產(chǎn)業(yè)市場(chǎng)政策、多能互補、電站設計建設，“光熱+”能源互聯(lián)網(wǎng)等方面持續發(fā)力，利用新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展進(jìn)一步助推德令哈的扶貧工作。同時(shí)，德令哈將全力助推國家零碳清潔能源示范基地、“領(lǐng)跑者”先進(jìn)技術(shù)光伏發(fā)電示范基地、青海省新能源裝備制造基地、全州“千萬(wàn)千瓦級新能源產(chǎn)業(yè)集群”建設，進(jìn)一步打造“新能源應用示范城市”。
國網(wǎng)能源研究院新能源與統計研究所所長(cháng)李瓊慧透露，受德令哈市政府的委托，國網(wǎng)能源研究院承擔了德令哈市新能源應用研究，明確了德令哈市打造“世界光熱之都”新能源應用典范城市發(fā)展愿景，對德令哈市新能源應用領(lǐng)域及適用模式進(jìn)行研究，提出德令哈新能源典范城市行動(dòng)計劃，實(shí)現光熱光伏產(chǎn)業(yè)的多元化特色化發(fā)展。
目前，青海省、甘肅玉門(mén)和阿克塞、新疆哈密及內蒙古阿拉善盟結合當地資源優(yōu)勢，均已著(zhù)手規劃建設大型光熱發(fā)電基地及電力外送通道，這將有力推進(jìn)我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)向前發(fā)展。
示范項目“卡”在哪
“光熱發(fā)電機組可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷，也可以作為電力系統中的調峰機組承擔高峰負荷。同時(shí)，光熱發(fā)電機組在電力系統中替代燃煤機組，可顯著(zhù)提高電力系統接納風(fēng)電和光伏發(fā)電的能力。”電力規劃設計總院副院長(cháng)孫銳表示。
中國電力發(fā)展促進(jìn)會(huì )副會(huì )長(cháng)謝長(cháng)軍認為，光熱發(fā)電具有光電轉化率高、儲能效率高、連續穩定發(fā)電、調峰能力強等多種優(yōu)勢，可提供基礎電力支撐，對解決清潔可再生能源消納問(wèn)題，提升清潔可再生能源結構比例具有重要作用。同時(shí)，光熱電站建成后，可減少地表土壤所接收到的輻照量，減緩地表風(fēng)速，降低地表水分蒸發(fā)量，有利于植被生長(cháng)，改善生態(tài)環(huán)境。光熱發(fā)電的這些優(yōu)勢，使之具備在能源、農業(yè)、供暖、旅游等多場(chǎng)景應用的條件。
光熱項目?jì)?yōu)勢不言自喻，但在實(shí)際推進(jìn)過(guò)程中卻不如人意。原因何在？
根據國家能源局要求，首批光熱示范項目原則上應在2018年底前建成投產(chǎn)。而從目前的示范項目整體進(jìn)展來(lái)看，困難遠比想象的大。有觀(guān)點(diǎn)認為，光熱示范項目建設艱難，很大程度來(lái)自技術(shù)上的不確定性。
一位與會(huì )業(yè)內人士告訴記者，首批示范項目推進(jìn)進(jìn)度整體延遲，主要有四方面因素：
一是國外的技術(shù)封鎖;
二是部分設備和原材料暫不能實(shí)現國產(chǎn)化;
三是部分示范項目在技術(shù)路線(xiàn)選擇上出現偏差;
四是項目的整體經(jīng)濟性欠佳。
有專(zhuān)家認為，一方面投資方自身對項目前期準備和論證不夠充分，決策不夠周密;另一方面，光熱技術(shù)屬于新技術(shù)，尤其在示范階段，技術(shù)設計缺乏規范，指標設計標準不完善，無(wú)可參考借鑒的成功范例，增加了項目實(shí)施的不確定性，示范的意義正在于這是一個(gè)不斷試錯修正的過(guò)程。
項目投運越早，可享受的電價(jià)越高。示范項目并網(wǎng)投運時(shí)間滯后于國家能源局建成投運的時(shí)限要求，意味著(zhù)將無(wú)法享受1.15元/千瓦時(shí)的光熱發(fā)電標桿電價(jià)。業(yè)主不得不接受項目延期與電價(jià)聯(lián)動(dòng)機制的相關(guān)規定，上網(wǎng)電價(jià)依次退坡為1.14元/千瓦時(shí)、1.12元/千瓦時(shí)、1.07元/千瓦時(shí)。
“做光熱項目，同一個(gè)項目讓10個(gè)人做方案，可能做出15種方案;做火電項目，10個(gè)人做100個(gè)項目，也是同一種方案。這表明光熱技術(shù)仍處于起步發(fā)展中，需要不斷探索和試錯。”北京首航艾啟威節能技術(shù)股份有限公司總經(jīng)理高峰說(shuō)。
顯然，首批示范項目即使遭遇“先行者困境”，這些走過(guò)的“彎路”無(wú)疑也將為后續示范項目的有序推進(jìn)積攢有益經(jīng)驗。
找準降本發(fā)力點(diǎn)
現階段光熱發(fā)電項目的工程造價(jià)在2.5萬(wàn)-3萬(wàn)元/千瓦之間，未來(lái)，光熱發(fā)電的工程造價(jià)和發(fā)電成本將隨著(zhù)產(chǎn)業(yè)規模的發(fā)展大幅下降，這一趨勢尤其在產(chǎn)業(yè)化初期特別明顯，有研究顯示，預計到2020年，光熱工程造價(jià)能降到1.5萬(wàn)元/千瓦以下。
“我國光熱發(fā)電正處于技術(shù)研發(fā)及集成示范的產(chǎn)業(yè)化導入期，一是要進(jìn)行技術(shù)路線(xiàn)探索，二是要進(jìn)一步提升項目的經(jīng)濟性。而經(jīng)濟性的實(shí)現，有賴(lài)于技術(shù)裝備的國產(chǎn)化和產(chǎn)業(yè)的規?；?。”與會(huì )人士認為。
業(yè)內人士紛紛表示，目前，降低非技術(shù)性成本同樣迫切。需要地方政府在加快項目審批制度改革、簡(jiǎn)化建設項目審批程序、縮短項目審批環(huán)節、壓縮審批時(shí)間、優(yōu)化審批流程等方面給予大力支持，同時(shí)，在土地利用、設備運輸、并網(wǎng)和消納方面給予更多保障。
此外，光熱項目投資大，民營(yíng)企業(yè)參與熱情高，希望降低項目融資成本、解決融資難的呼聲也很高。
國家能源局在2016年12月16日正式印發(fā)的《太陽(yáng)能發(fā)展“十三五”規劃》中，明確提出，到2020年底，太陽(yáng)能熱發(fā)電裝機達到500萬(wàn)千瓦。這一裝機目標，若沒(méi)有項目的經(jīng)濟性支撐，則很難實(shí)現。
浙江中控太陽(yáng)能技術(shù)有限公司董事長(cháng)金建祥認為，未來(lái)，光熱電站成本下降將經(jīng)歷四個(gè)階段。
第一階段，2-3年后，電價(jià)達到0.95元/千瓦時(shí)，每年新增裝機
第二階段，5-6年后，電價(jià)達到0.8元/千瓦時(shí)，每年新增裝機
第三階段，7-9年后，電價(jià)達到0.65元/千瓦時(shí)，每年新增裝機10GW以上;
第四階段，10年后，電價(jià)達到0.35-0.45元/千瓦時(shí)，平價(jià)上網(wǎng)取代部分火電，成為基荷電源和調峰電源。而這一降價(jià)路線(xiàn)圖的實(shí)現，前提條件是不棄光、補貼不拖欠。
