四个方面道尽光热示范项目“建设艰难”背后的原因！

　　日前，在青海省海西州德令哈市举行的2018第三届德令哈光热大会上，德令哈、格尔木、玉门、敦煌及张家口五市政府联合发出推动“光热+”多元化发展的倡议。倡议称，将做好光热技术多元化应用试验田，全力支持光热技术的多元化应用实践和示范，研究对光热发电项目采取多项支持政策，帮助降低光热发电的非技术成本，进一步促进光热发电项目开发。

　　2016年的9月，我国首批20个光热示范项目及1.15元/千瓦时的光热标杆电价相继落地。两年来，20个示范项目中有4个项目因种种因素退出，真正建成投运的项目只有1个，目前不排除余下的示范项目仍有退出的可能。示范项目在遭遇“先行者困境”的背景下，更渴求在税收、土地和绿色信贷等政策配套方面得到政府及相关部门的支持。

　　德令哈率先破局

　　10月10日，我国首个大型商业化光热示范电站——中广核德令哈50MW槽式光热示范项目正式投运，成为国家能源局批准的首批光热示范项目中第一个建成并网的电站。

　　“中广核德令哈光热项目在突破技术壁垒的同时，还成功摸索出一系列高海拔寒冷地区的光热项目技术实施方案，开创了全球光热电站冬季低温环境下注油的先例，改进了太阳岛集热器基础精度控制的测量工装，极大地缩短了建设工期。”中广核太阳能德令哈有限公司副总经理赵雄说。

　　除了中广核德令哈项目外，中控50MW塔式光热项目已完成80%工程量，预计年底全面建成，这两个项目的建成将使德令哈市率先完成国家光热示范项目任务，为未来大规模建设光热电站、多路径应用光热技术、多元推进“光热+”发展奠定坚实基础。

　　目前，德令哈新能源装机达900MW，在建装机950MW。海西州委常委、德令哈市委书记孙立明在会上表示，德令哈将同时围绕光热产业市场政策、多能互补、电站设计建设，“光热＋”能源互联网等方面持续发力，利用新能源产业发展进一步助推德令哈的扶贫工作。同时，德令哈将全力助推国家零碳清洁能源示范基地、“领跑者”先进技术光伏发电示范基地、青海省新能源装备制造基地、全州“千万千瓦级新能源产业集群”建设，进一步打造“新能源应用示范城市”。

　　国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧透露，受德令哈市政府的委托，国网能源研究院承担了德令哈市新能源应用研究，明确了德令哈市打造“世界光热之都”新能源应用典范城市发展愿景，对德令哈市新能源应用领域及适用模式进行研究，提出德令哈新能源典范城市行动计划，实现光热光伏产业的多元化特色化发展。

　　目前，青海省、甘肃玉门和阿克塞、新疆哈密及内蒙古阿拉善盟结合当地资源优势，均已着手规划建设大型光热发电基地及电力外送通道，这将有力推进我国光热发电产业向前发展。

　　示范项目“卡”在哪

　　“光热发电机组可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，也可以作为电力系统中的调峰机组承担高峰负荷。同时，光热发电机组在电力系统中替代燃煤机组，可显著提高电力系统接纳风电和光伏发电的能力。”电力规划设计总院副院长孙锐表示。

　　中国电力发展促进会副会长谢长军认为，光热发电具有光电转化率高、储能效率高、连续稳定发电、调峰能力强等多种优势，可提供基础电力支撑，对解决清洁可再生能源消纳问题，提升清洁可再生能源结构比例具有重要作用。同时，光热电站建成后，可减少地表土壤所接收到的辐照量，减缓地表风速，降低地表水分蒸发量，有利于植被生长，改善生态环境。光热发电的这些优势，使之具备在能源、农业、供暖、旅游等多场景应用的条件。

　　光热项目优势不言自喻，但在实际推进过程中却不如人意。原因何在？

　　根据国家能源局要求，首批光热示范项目原则上应在2018年底前建成投产。而从目前的示范项目整体进展来看，困难远比想象的大。有观点认为，光热示范项目建设艰难，很大程度来自技术上的不确定性。

　　一位与会业内人士告诉记者，首批示范项目推进进度整体延迟，主要有四方面因素：

　　一是国外的技术封锁；

　　二是部分设备和原材料暂不能实现国产化；

　　三是部分示范项目在技术路线选择上出现偏差；

　　四是项目的整体经济性欠佳。

　　有专家认为，一方面投资方自身对项目前期准备和论证不够充分，决策不够周密；另一方面，光热技术属于新技术，尤其在示范阶段，技术设计缺乏规范，指标设计标准不完善，无可参考借鉴的成功范例，增加了项目实施的不确定性，示范的意义正在于这是一个不断试错修正的过程。

　　项目投运越早，可享受的电价越高。示范项目并网投运时间滞后于国家能源局建成投运的时限要求，意味着将无法享受1.15元/千瓦时的光热发电标杆电价。业主不得不接受项目延期与电价联动机制的相关规定，上网电价依次退坡为1.14元/千瓦时、1.12元/千瓦时、1.07元/千瓦时。

　　“做光热项目，同一个项目让10个人做方案，可能做出15种方案；做火电项目，10个人做100个项目，也是同一种方案。这表明光热技术仍处于起步发展中，需要不断探索和试错。”北京首航艾启威节能技术股份有限公司总经理高峰说。

　　显然，首批示范项目即使遭遇“先行者困境”，这些走过的“弯路”无疑也将为后续示范项目的有序推进积攒有益经验。

　　找准降本发力点

　　现阶段光热发电项目的工程造价在2.5万-3万元/千瓦之间，未来，光热发电的工程造价和发电成本将随着产业规模的发展大幅下降，这一趋势尤其在产业化初期特别明显，有研究显示，预计到2020年，光热工程造价能降到1.5万元/千瓦以下。

　　“我国光热发电正处于技术研发及集成示范的产业化导入期，一是要进行技术路线探索，二是要进一步提升项目的经济性。而经济性的实现，有赖于技术装备的国产化和产业的规模化。”与会人士认为。

　　业内人士纷纷表示，目前，降低非技术性成本同样迫切。需要地方政府在加快项目审批制度改革、简化建设项目审批程序、缩短项目审批环节、压缩审批时间、优化审批流程等方面给予大力支持，同时，在土地利用、设备运输、并网和消纳方面给予更多保障。

　　此外，光热项目投资大，民营企业参与热情高，希望降低项目融资成本、解决融资难的呼声也很高。

　　国家能源局在2016年12月16日正式印发的《太阳能发展“十三五”规划》中，明确提出，到2020年底，太阳能热发电装机达到500万千瓦。这一装机目标，若没有项目的经济性支撑，则很难实现。

　　浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥认为，未来，光热电站成本下降将经历四个阶段。

　　第一阶段，2-3年后，电价达到0.95元/千瓦时，每年新增装机3-5GW；

　　第二阶段，5-6年后，电价达到0.8元/千瓦时，每年新增装机5-10GW；

　　第三阶段，7-9年后，电价达到0.65元/千瓦时，每年新增装机10GW以上；

　　第四阶段，10年后，电价达到0.35-0.45元/千瓦时，平价上网取代部分火电，成为基荷电源和调峰电源。而这一降价路线图的实现，前提条件是不弃光、补贴不拖欠。（文丨张子瑞）