2016年的9月，我國首批20個光熱示范項目及1.15元/千瓦時的光熱標桿電價相繼落地。兩年來，20個示范項目中有4個項目因種種因素退出，真正建成投運的項目只有1個，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部門的支持。
德令哈率先破局
10月10日，我國首個大型商業(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建成并網(wǎng)的電站。
“中廣核德令哈光熱項目在突破技術壁壘的同時，還成功摸索出一系列高海拔寒冷地區(qū)的光熱項目技術實施方案，開創(chuàng)了全球光熱電站冬季低溫環(huán)境下注油的先例，改進了太陽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。”中廣核太陽能德令哈有限公司副總經(jīng)理趙雄說。
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，為未來大規(guī)模建設光熱電站、多路徑應用光熱技術、多元推進“光熱+”發(fā)展奠定堅實基礎。
目前，德令哈新能源裝機達900MW，在建裝機950MW。海西州委常委、德令哈市委書記孫立明在會上表示，德令哈將同時圍繞光熱產(chǎn)業(yè)市場政策、多能互補、電站設計建設，“光熱+”能源互聯(lián)網(wǎng)等方面持續(xù)發(fā)力，利用新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展進一步助推德令哈的扶貧工作。同時，德令哈將全力助推國家零碳清潔能源示范基地、“領跑者”先進技術光伏發(fā)電示范基地、青海省新能源裝備制造基地、全州“千萬千瓦級新能源產(chǎn)業(yè)集群”建設，進一步打造“新能源應用示范城市”。
國網(wǎng)能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所所長李瓊慧透露，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域及適用模式進行研究，提出德令哈新能源典范城市行動計劃，實現(xiàn)光熱光伏產(chǎn)業(yè)的多元化特色化發(fā)展。
目前，青海省、甘肅玉門和阿克塞、新疆哈密及內(nèi)蒙古阿拉善盟結合當?shù)刭Y源優(yōu)勢，均已著手規(guī)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(tǒng)中的主力機組承擔基本負荷，也可以作為電力系統(tǒng)中的調(diào)峰機組承擔高峰負荷。同時，光熱發(fā)電機組在電力系統(tǒng)中替代燃煤機組，可顯著提高電力系統(tǒng)接納風電和光伏發(fā)電的能力。”電力規(guī)劃設計總院副院長孫銳表示。
中國電力發(fā)展促進會副會長謝長軍認為，光熱發(fā)電具有光電轉(zhuǎn)化率高、儲能效率高、連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電、調(diào)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題，提升清潔可再生能源結構比例具有重要作用。同時，光熱電站建成后，可減少地表土壤所接收到的輻照量，減緩地表風速，降低地表水分蒸發(fā)量，有利于植被生長，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(nóng)業(yè)、供暖、旅游等多場景應用的條件。
光熱項目優(yōu)勢不言自喻，但在實際推進過程中卻不如人意。原因何在？
根據(jù)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展來看，困難遠比想象的大。有觀點認為，光熱示范項目建設艱難，很大程度來自技術上的不確定性。
一位與會業(yè)內(nèi)人士告訴記者，首批示范項目推進進度整體延遲，主要有四方面因素：
一是國外的技術封鎖;
二是部分設備和原材料暫不能實現(xiàn)國產(chǎn)化;
三是部分示范項目在技術路線選擇上出現(xiàn)偏差;
四是項目的整體經(jīng)濟性欠佳。
有專家認為，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，光熱技術屬于新技術，尤其在示范階段，技術設計缺乏規(guī)范，指標設計標準不完善，無可參考借鑒的成功范例，增加了項目實施的不確定性，示范的意義正在于這是一個不斷試錯修正的過程。
項目投運越早，可享受的電價越高。示范項目并網(wǎng)投運時間滯后于國家能源局建成投運的時限要求，意味著將無法享受1.15元/千瓦時的光熱發(fā)電標桿電價。業(yè)主不得不接受項目延期與電價聯(lián)動機制的相關規(guī)定，上網(wǎng)電價依次退坡為1.14元/千瓦時、1.12元/千瓦時、1.07元/千瓦時。
“做光熱項目，同一個項目讓10個人做方案，可能做出15種方案;做火電項目，10個人做100個項目，也是同一種方案。這表明光熱技術仍處于起步發(fā)展中，需要不斷探索和試錯。”北京首航艾啟威節(jié)能技術股份有限公司總經(jīng)理高峰說。
顯然，首批示范項目即使遭遇“先行者困境”，這些走過的“彎路”無疑也將為后續(xù)示范項目的有序推進積攢有益經(jīng)驗。
找準降本發(fā)力點
現(xiàn)階段光熱發(fā)電項目的工程造價在2.5萬-3萬元/千瓦之間，未來，光熱發(fā)電的工程造價和發(fā)電成本將隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)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，光熱工程造價能降到1.5萬元/千瓦以下。
“我國光熱發(fā)電正處于技術研發(fā)及集成示范的產(chǎn)業(yè)化導入期，一是要進行技術路線探索，二是要進一步提升項目的經(jīng)濟性。而經(jīng)濟性的實現(xiàn)，有賴于技術裝備的國產(chǎn)化和產(chǎn)業(yè)的規(guī)?；?rdquo;與會人士認為。
業(yè)內(nèi)人士紛紛表示，目前，降低非技術性成本同樣迫切。需要地方政府在加快項目審批制度改革、簡化建設項目審批程序、縮短項目審批環(huán)節(jié)、壓縮審批時間、優(yōu)化審批流程等方面給予大力支持，同時，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《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中，明確提出，到2020年底，太陽能熱發(fā)電裝機達到500萬千瓦。這一裝機目標，若沒有項目的經(jīng)濟性支撐，則很難實現(xiàn)。
浙江中控太陽能技術有限公司董事長金建祥認為，未來，光熱電站成本下降將經(jīng)歷四個階段。
第一階段，2-3年后，電價達到0.95元/千瓦時，每年新增裝機
第二階段，5-6年后，電價達到0.8元/千瓦時，每年新增裝機
第三階段，7-9年后，電價達到0.65元/千瓦時，每年新增裝機10GW以上;
第四階段，10年后，電價達到0.35-0.45元/千瓦時，平價上網(wǎng)取代部分火電，成為基荷電源和調(diào)峰電源。而這一降價路線圖的實現(xiàn)，前提條件是不棄光、補貼不拖欠。
