光熱行業正被持續的觀望情緒所籠罩。
從2016年國家能源局批準第一批20個光熱示范項目以來，建成并網發電的項目不足一半。“‘十三五’期間規劃的光熱發電裝機容量為5GW，按照目前的情況看，裝機目標無法完成。”電力規劃設計總院原副院長孫銳表示。
為了讓更多的光熱發電示范項目走出困局，國家能源局正在研究調整當初對光熱示范項目的限制規定。
建成項目鳳毛麟角
裝機規模難達預期
據了解了解，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年上半年并網發電。
三年來，光熱示范項目僅有4個投入商業運行，4個項目正在施工安裝，處于建設中。20個示范項目緣何建成者寥寥？
在國際可再生能源署創新和技術中心項目主管陳勇看來，與光熱發電技術成熟、商業化運營多年的美國、歐洲相比，我國在此領域起步較晚，正處于技術引進-消化-吸收-創新階段。“三年前批準的首批示范項目，在產業發展初期難免要遇到一些技術上的問題。”
“由于我國光熱發電產業剛剛起步，遠沒有達到經濟規模，致使光熱發電的邊際成本較高；同時，光熱發電項目都集中在西部地區，當地燃煤發電標桿上網電價較低，因此，目前光熱發電對電價補貼的依賴程度較高。”孫銳直言不諱指出，在后續電價政策不明朗的情況下，投資方對光熱發電項目越來越謹慎。
一位央企負責人向記者直言：“光熱發電是未來發展趨勢，我們對光熱發電的熱衷是因為它有儲能效應。目前比較迷茫的是，上網電價尚存未知數，收益率達不到預期值，難以向集團‘交代’，加之技術上還有待研究，所以采取了謹慎操作，暫停了我們的項目。”
無獨有偶。一位民營企業相關負責人也向記者吐苦水：“我們是被迫暫停。企業想搶占光熱發電行業先機，無奈中標后缺乏資金，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整的背景下，光熱行業猶如進入“冬季”。按照廣為流傳的新能源電價補貼政策調整方案，需要地方政府承擔補貼資金。與海上風電大多分布在東南沿海經發達省份不同的是，光熱發電項目都集中在甘肅、青海、新疆等西部欠發達省份，地方財政難以承受補貼。
孫銳擔心地表示：“缺少了政府的電價政策支持，剛剛建立起來的光熱發電產業必將受到重創，以后再想恢復，比較困難；同時會失去光熱發電產業走向國際市場的競爭優勢。”
為何光熱并網運行項目屈指可數？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；有的項目招標中出現問題；有的投資方為民企的項目，遭遇融資難、貸款難窘境，項目進度一推再推。政府主管部門至今未對2018年以后并網發電項目的上網電價政策予以明確，致使一些項目投資方已經宣布退出示范項目。
另一個影響光熱發電發展的原因是，社會對光熱發電的作用認識不足。“事實上，與光伏或風電相比，光熱發電的技術門檻比較高，但從系統運行角度看，具有相當明顯的技術特性優勢。”國網能源研究院副院長蔣莉萍認為。
除了上述問題，我國目前的能源管理體制下，涉及光熱發電的政府主管部門交叉較多也是行業不能快速發展的重要原因。國家能源局新能源司負責光熱發電發展規劃和管理，電力司負責電網規劃和管理；發電項目的上網電價的定價權在發改委價格司；負責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開展工作，制定相關的政策，但遺憾的是，相互之間往往會出現不協調的現象。
權威人士向本報記者透露，為了“盤活”更多光熱發電示范項目，國家能源局正在研究調整當初對示范項目的一些限制條件。
具有獨特戰略地位
需有持續發展舉措
受訪業內專家一致認為，光熱發電是大幅提高我國可再生能源電力外送的比重，促進能源轉型目標的實現的有效途徑之一。隨著產業規模的擴大，國際市場的拓展，光熱發電工程投資將會得到顯著的下降，發電成本也會隨之有大幅下降。業內期待，國家對后續政策做出調整，并提出支持光熱長遠、穩定、健康發展的總體思路。
談及未來光熱行業發展優勢，蔣莉萍表示，光熱發電系統可以帶儲熱或與氣電結合實現24×7穩定供電，而且能提供支撐系統穩定運行的轉動慣量，是與現有電力系統銜接最好的可再生能源發電技術，在實現高比例可再生能源電力轉型中將發揮重要作用。
孫銳也認為，光熱發電是集發電與儲能為一身的太陽能發電方式，同地點、同容量的光熱發電機組的年發電量約是光伏發電的2.5倍，并且可以提供連續可靠的電力保障，可以顯著減少高比例風電和光伏接入的電力系統對儲能電站容量的需求，并提高電力系統的整體慣量，保障電網的安全運行。“尤其是在西部地區電力系統中，配置一定規模的光熱發電機組，可以與風電、光伏形成互補進而顯著減少棄風棄光電量。同時，光熱發電作為西部大開發的新動能，可利用西部的資源優勢促進地方經濟和社會發展。”
孫銳建議，對于未來的上網電價，可采取用電省份的峰谷分時段限售電價模式向發電上網側傳導，這也是國際上通用的模式。以江蘇電網的一般工業用戶分時段銷售電價模式為例進行計算，光熱發電機組通過優化運行時段，可將大部分發電量分配至高峰時段和平峰時段，年發電量在高峰、平段、低谷時段的占比分別為 54.1%、39.7%、6.2%，可以實現平均的上網電價0.77元/kWh。這樣既滿足了電力系統調峰的需求，也使光熱發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，保持一定的光熱發展速度，在2025年可以擺脫對電價補貼的依賴。
陳勇表示，近十年來，我國光熱技術引進消化吸收并自主創新已取得很大成績，目前所面臨的技術與成本的問題是暫時的。建議國家應從能源戰略以及全球光熱市場的雙重角度考量，“十四五”期間對光熱發電繼續支持與扶植。
“況且，全球的能源轉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獨特的地位。”陳勇說，“與光伏、風電項目不同，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，應給予優先支付，以達到其示范的戰略目標。
