光热行业正被持续的观望情绪所笼罩。
从2016年国家能源局批准第一批20个光热示范项目以来，建成并网发电的项目不足一半。“‘十三五’期间规划的光热发电装机容量为5GW，按照目前的情况看，装机目标无法完成。”电力规划设计总院原副院长孙锐日前接受本报记者采访时表示。
记者独家获悉，为了让更多的光热发电示范项目走出困局，国家能源局正在研究调整当初对光热示范项目的限制规定。
建成项目凤毛麟角
装机规模难达预期
记者采访中了解到，玉门鑫能50MW熔盐塔式光热项目、乌拉特中旗中核龙腾100MW槽式导热油光热项目、中电工程哈密50MW熔盐塔式光热项目、兰州大成敦煌50MW线性菲涅尔式熔盐光热项目，计划今年底或2020年上半年并网发电。
三年来，光热示范项目仅有4个投入商业运行，4个项目正在施工安装，处于建设中。20个示范项目缘何建成者寥寥?
在国际可再生能源署创新和技术中心项目主管陈勇看来，与光热发电技术成熟、商业化运营多年的美国、欧洲相比，我国在此领域起步较晚，正处于技术引进-消化-吸收-创新阶段。“三年前批准的首批示范项目，在产业发展初期难免要遇到一些技术上的问题。”
“由于我国光热发电产业刚刚起步，远没有达到经济规模，致使光热发电的边际成本较高;同时，光热发电项目都集中在西部地区，当地燃煤发电标杆上网电价较低，因此，目前光热发电对电价补贴的依赖程度较高。”孙锐直言不讳指出，在后续电价政策不明朗的情况下，投资方对光热发电项目越来越谨慎。
一位央企负责人向记者直言：“光热发电是未来发展趋势，我们对光热发电的热衷是因为它有储能效应。目前比较迷茫的是，上网电价尚存未知数，收益率达不到预期值，难以向集团‘交代’，加之技术上还有待研究，所以采取了谨慎操作，暂停了我们的项目。”
无独有偶。一位民营企业相关负责人也向记者吐苦水：“我们是被迫暂停。企业想抢占光热发电行业先机，无奈中标后缺乏资金，而我们又难融到资金，在电价不明确的情况下，示范项目不得不先放一放。”
电价不明确
多家投资方已退出
在面临新能源电价补贴政策调整的背景下，光热行业犹如进入“冬季”。按照广为流传的新能源电价补贴政策调整方案，需要地方政府承担补贴资金。与海上风电大多分布在东南沿海经发达省份不同的是，光热发电项目都集中在甘肃、青海、新疆等西部欠发达省份，地方财政难以承受补贴。
孙锐担心地表示：“缺少了政府的电价政策支持，刚刚建立起来的光热发电产业必将受到重创，以后再想恢复，比较困难;同时会失去光热发电产业走向国际市场的竞争优势。”
为何光热并网运行项目屈指可数?孙锐坦言，每个项目的停滞情况不尽相同，有的光热项目在用地选址方面遇到了问题;有的项目招标中出现问题;有的投资方为民企的项目，遭遇融资难、贷款难窘境，项目进度一推再推。政府主管部门至今未对2018年以后并网发电项目的上网电价政策予以明确，致使一些项目投资方已经宣布退出示范项目。
另一个影响光热发电发展的原因是，社会对光热发电的作用认识不足。“事实上，与光伏或风电相比，光热发电的技术门槛比较高，但从系统运行角度看，具有相当明显的技术特性优势。”国网能源研究院副院长蒋莉萍认为。
除了上述问题，我国目前的能源管理体制下，涉及光热发电的政府主管部门交叉较多也是行业不能快速发展的重要原因。国家能源局新能源司负责光热发电发展规划和管理，电力司负责电网规划和管理;发电项目的上网电价的定价权在发改委价格司;负责可再生能源电价补贴的是财政部。这些政府部门都按照自身的职责开展工作，制定相关的政策，但遗憾的是，相互之间往往会出现不协调的现象。
权威人士向本报记者透露，为了“盘活”更多光热发电示范项目，国家能源局正在研究调整当初对示范项目的一些限制条件。
具有独特战略地位
需有持续发展举措
受访业内专家一致认为，光热发电是大幅提高我国可再生能源电力外送的比重，促进能源转型目标的实现的有效途径之一。随着产业规模的扩大，国际市场的拓展，光热发电工程投资将会得到显著的下降，发电成本也会随之有大幅下降。业内期待，国家对后续政策做出调整，并提出支持光热长远、稳定、健康发展的总体思路。
谈及未来光热行业发展优势，蒋莉萍表示，光热发电系统可以带储热或与气电结合实现24×7稳定供电，而且能提供支撑系统稳定运行的转动惯量，是与现有电力系统衔接最好的可再生能源发电技术，在实现高比例可再生能源电力转型中将发挥重要作用。
孙锐也认为，光热发电是集发电与储能为一身的太阳能发电方式，同地点、同容量的光热发电机组的年发电量约是光伏发电的2.5倍，并且可以提供连续可靠的电力保障，可以显著减少高比例风电和光伏接入的电力系统对储能电站容量的需求，并提高电力系统的整体惯量，保障电网的安全运行。“尤其是在西部地区电力系统中，配置一定规模的光热发电机组，可以与风电、光伏形成互补进而显著减少弃风弃光电量。同时，光热发电作为西部大开发的新动能，可利用西部的资源优势促进地方经济和社会发展。”
孙锐建议，对于未来的上网电价，可采取用电省份的峰谷分时段限售电价模式向发电上网侧传导，这也是国际上通用的模式。以江苏电网的一般工业用户分时段销售电价模式为例进行计算，光热发电机组通过优化运行时段，可将大部分发电量分配至高峰时段和平峰时段，年发电量在高峰、平段、低谷时段的占比分别为 54.1%、39.7%、6.2%，可以实现平均的上网电价0.77元/kWh。这样既满足了电力系统调峰的需求，也使光热发电机组的收益最大化，可显著减少电价补贴的额度。按照测算，如果在“十四五”期间，保持一定的光热发展速度，在2025年可以摆脱对电价补贴的依赖。
陈勇对记者表示，近十年来，我国光热技术引进消化吸收并自主创新已取得很大成绩，目前所面临的技术与成本的问题是暂时的。建议国家应从能源战略以及全球光热市场的双重角度考量，“十四五”期间对光热发电继续支持与扶植。
“况且，全球的能源转型需要能源供给的多元化，这是一个趋势，光热资源的热利用在未来低碳能源体系中将会占据独特的地位。”陈勇说，“与光伏、风电项目不同，第一批光热项目为示范项目，具有示范意义，且总体补贴资金量并不大，应给予优先支付，以达到其示范的战略目标。”
责任编辑：肖舟
