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光热发电为何热不起来？

光热发电为何热不起来？
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兰州大成敦煌50兆瓦光热电站日前投入商业运营 ， 这是我国首批光热发电示范项目启动近4年来 ， 第5个投入商业运营的项目 ， 引发了行业关注 。
据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟常务副理事长兼秘书长杜凤丽介绍：“为实现以清洁低碳为主要特征的能源转型 ， 各国均在探索稳定、可控、可靠的可再生能源发展路线 。 研究发现 ， 光热发电是目前除水电外唯一具备这一能力的可再生能源技术 。 由于配置大容量、低成本、环境友好的储能系统 ， 光热发电可以克服太阳能资源的间歇性和不稳定性 ， 实现平稳可控、可调度的电力输出 。 光热发电是可以承担电力系统基础负荷的可再生能源发电形式 ， 目前已在西班牙、美国以及中东北非等国家和地区取得了良好的应用效果 。 ”
在此背景下 ， 2016年9月 ， 国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》 ， 启动了我国首批20个光热发电示范项目 。 此举在当时被普遍认为是“推动光热发电技术进步和产业发展的重要举措” 。 按照规划 ， 这20个项目全部应于2018年底建成投产 ， 但实际进度与规划目标相差甚远：截至目前 ， 仅有5个项目正式投入商业运营 ， 另有2个项目建成并网 ， 余下的13个项目或仍在建 ， 或已陷入停滞状态 。
优势明显、潜力巨大 ， 且被各方寄予厚望的光热发电 ， 为何总是不温不火？
（文丨本报实习采访人员董梓童）
项目建设进度缓慢并网时间两度延后
“2016年 ， 国家能源局发布首批光热发电示范项目名单 ， 但项目建设过程十分不顺 ， 后来沉寂了一段时间 。 ”中国科学院工程热物理研究所分布式供能与可再生能源实验室副主任郝勇说 。
另据一位不愿具名的政策研究员介绍 ， 到2017年下半年 ， 虽然项目名单已公示一年有余 ， 但不少项目却仍处于前期准备阶段 。 “有的项目连土地都没拿下来 ， 更不要说建设厂房、场平了 ， 参与招标、定标的企业更是屈指可数 。 ”
在建设进度远远落后于相关规划的背景下 ， 2017年2月 ， 国家能源局曾专门下发《关于报送太阳能热发电示范项目建设进展情况的通知》 ， 要求各省区能源主管部门在每个季度报送项目建设进展情况 。
即便如此 ， 按计划建成投产的项目仍是极少数 。 截至2018年底 ， 仅有中广核德令哈槽式50兆瓦项目等3个项目并网发电 ， 累计并网规模200兆瓦 ， 占首批光热发电示范项目总规模的14.83% 。
受此影响 ， 2018年5月 ， 国家能源局发布《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》 ， 延长了首批光热示范项目的并网期限：“根据示范项目实际情况 ， 示范项目建设期限可放宽至2020年12月31日 ， 同时建立逾期投运电价退坡机制 ， 具体价格水平由国家发改委另行发文明确 。 ”
此后的示范项目建设依然未见提速 ， 官方的应对之策是再次放宽项目并网期限——今年1月 ， 财政部、国家发改委和国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》 ， 明确提出“新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围 ， 按规定完成核准备案并与2021年底全部机组完成并网的存量光热发电项目 ， 按相应价格纳入中央财政补贴范围” 。
截至目前 ， 首批20个光热发电示范项目中 ， 尚有装机规模900兆瓦的13个项目未并网 ， 容量占比约2/3 。 信息机构CSPPLAZA于6月份发布的最新数据显示 ， 这13个项目中 ， 有5个项目处于前期准备阶段 。
“和去年相比 ， 项目没什么特别大的进展 。 玉门鑫能50兆瓦光热发电项目等2个项目进度靠前 ， 已经复工 ， 预计今年底能实现并网 。 但其他项目由于土地和资金问题 ， 仍存在很大不确定性 。 ”某行业咨询机构研究员表示 。
电价悬而未决企业积极性受挫
上述研究员表示 ， 示范项目建设进度之所以如此缓慢 ， 主要原因在于项目启动之初 ， 我国光热发电产业还未曾开展过50兆瓦及以上规模的项目建设和运营 。 “在没有经验、开发标准、依据的背景下 ， 需要探索时间 ， 确实遇到了一些困难 。 ”
土地使用问题便是其中之一 。 据介绍 ， 相比其他可再生能源 ， 光热发电项目对土地的需求更大 。 CSPPLAZA测算数据显示 ， 一个50兆瓦规模的光热电站占地面积约在2.5—3平方千米之间 ， 相当于350—420个足球场 。
“不少项目因为等待土地审批就花费了不少时间 ， 有的还经历了换地 。 据我了解 ， 还有的项目到去年才刚刚拿到土地 。 ”上述研究员说 。
除了找地、用地难 ， 资金问题也是影响项目建设进度的关键因素 。
公开信息显示 ， 首批光热发电示范项目投资均超10亿元 ， 部分项目的投资甚至近20亿元 ， 而在首批名单中 ， 有一半投资企业为民营企业 。
“不管是资金实力还是融资能力 ， 民企都远不及国企、央企 ， 受融资难、贷款难影响 ， 民企的部分项目推进十分缓慢 。 ”一位参与首批光热发电示范项目建设的企业负责人告诉采访人员 ， “已有投资企业选择退出 ， 意向接盘方也不在少数 。 但由于最初国家能源局要求不能更换投资方 ， 截至目前也没有发文认可更换投资方的行为 ， 这成为导致项目建设缓慢的一个重要原因 。 ”
此外 ， 按照现行政策 ， 2018年底前并网发电的示范项目可享受度电1.15元的补贴电价 ， 逾期投运的项目电价将退坡 。 但时至今日 ， 明确具体退坡标准的文件仍未出台 。 “这让不少企业选择观望 。 补贴电价退坡机制悬而未决 ， 企业无法进行较为准确的前期测算 ， 在一定程度上也影响了企业的建设积极性 。 ”上述负责人直言 。
“光热发电还是个‘没学会走路的孩子’”
但也有观点认为 ， 不应纠结于项目建设进度滞后与否 ， 因为示范项目的意义在于找到真正制约我国光热发电产业的瓶颈 ， 为2020年后光热产业的快速发展奠定基础 。
在采访中 ， 多位业内人士表示 ， 尽管项目建设滞后 ， 但首批光热发电示范项目的确为打通我国光热产业技术壁垒、加速全产业链发展进程作出了贡献 。
据电力规划设计总院副院长孙锐介绍 ， 目前我国光热产业设备国产化率已超90% ， 主要产品产能同步迅速提升 。 通过自主研发 ， 龙头企业已掌握塔式聚光集热系统等关键技术 。
“打通产业链仅仅是产业发展的第一步 。 只有实现了规模化 ， 才能实现市场化 。 示范项目是目前支撑我国光热产业发展的主力军 。 ”上述研究员告诉采访人员 。
国家太阳能光热产业技术创新战略联盟数据显示 ， 截至2019年底 ， 我国并网发电的光热电站共9座 ， 累计并网规模420兆瓦 。 其中 ， 首批光热发电示范项目6座 ， 合计装机规模350兆瓦 ， 占比超过80% 。
“然而 ， 按照最新政策 ， 有可能获得补贴的光热发电项目仅剩首批还未并网的13个项目 。 2021年后 ， 光热发电项目不再享有补贴 。 和风光相比 ， 光热发电还是个‘没学会走路的孩子’ ， 如果没有补贴 ， 产业发展将受很大影响 。 ”该负责人表示 。
郝勇认为 ， 大型多能互补集成电站是未来促进我国光热产业发展的有效途径之一 。
2019年9月 ， 鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程并网投运 ， 该工程集合了200兆瓦光伏、400兆瓦风电、50兆瓦光热及50兆瓦储能四种技术路线 。 光热电站的加入显著减少了弃风弃光 ， 同时光热发电成本也有所降低 。
在技术路线验证可行的背景下 ， 许多光热资源丰富的地区正积极规划建设含光热发电技术路线的多能互补项目 ， 例如 ， 甘肃省玉门市拟与华东电力设计院、江苏鑫晨光热公司联合开发投资光伏光热多能互补电站项目 ， 其中含光热项目200兆瓦 。
“如果每年光热发电都能保证一定的装机规模 ， 光热产业就能一直处于发展中 ， 通过这些项目 ， 光热发电成本也能实现不断下降 。 ”上述研究员表示 。
评论丨光热电价补贴政策需要明确
文丨本报评论员
太阳能热发电 ， 又被称为光热发电 ， 是太阳能发电技术的重要分支 。 2016年启动的首批20个示范项目 ， 是我国首次大规模开展的光热发电示范工程 ， 是推动光热发电技术进步和行业发展的“临门一脚” ， 对于示范引领行业发展意义重大 。
此轮示范项目的启动 ， 与当前我国电力系统出现的新变化、新问题关系密切 。 近年来 ， 我国风电、光伏发电装机快速增加 ， 目前装机规模均已稳居世界首位 。 但二者“靠天吃饭”的发电特性以及与日俱增的发展规模 ， 给电力系统安全稳定运行造成了持续不断的冲击 。 尤其是在现有灵活性电源相对匮乏的大背景下 ， 电力系统已难以应对二者的波动性、间歇性 ， 导致“弃风”“弃光”问题在多地连年暴发 ， 且“弃电”电量至今仍维持在每年数百亿千瓦时的高位 。 海量电力资源浪费现象 ， 已成为新能源行业发展和电力领域结构转型中的“顽疾” ， 必须尽快予以解决 。
在这一紧迫形势下 ， 稳定性堪比传统煤电的光热发电项目吸引了越来越多的目光 ， 各方对其也寄予了厚望：主管部门出台“确保发电量全额消纳”“享受国家电价补贴”等扶持政策 ， 企业纷纷积极申报示范项目 。 但事与愿违 ， 示范项目建设一波三折 ， 屡屡受挫 ， 行业一直未能“热”起来 。
有的观点将光热发电的蹒跚起步归咎于缺乏经验 ， 因为在此之前我国光热产业还未曾建设过50兆瓦及以上规模的项目 。 此种说法虽然看似有道理 ， 实则经不起推敲 ， 因为示范项目的核心价值就在于积累建设经验 ， 如果已经具备相关经验了 ， 那又何必示范？还有的观点将着眼点放在了土地指标难批、用地困难 。 这一观点的说服力同样不足 ， 因为占地面积大的问题已在光伏发电领域屡见不鲜 ， 但却并未阻滞光伏行业的蓬勃发展 。
光热与光伏“同宗同源” ， 这对“孪生兄弟”的成长经验无疑能够互鉴 。 回顾光伏发电行业的发展历程不难发现 ， 补贴政策的差异或许才是光热裹足不前的关键原因 。 本世纪之初 ， 我国光伏发电产业也曾面临光热发电今日之境遇 ， 产业链上下游均面临诸多技术性及非技术性难题 ， 项目发电成本长期居高难下 。 但强力补贴政策的不断出台 ， 帮助企业扭转了局面 ， 助推行业迈过成本门槛 ， 进入了快速发展期 。 补贴政策的重要性由此可见一斑 。
需要指出的是 ， 将光热发电“热”不起来完全归因于补贴政策的缺位有失偏颇 ， 任何行业也都不可能永远依靠补贴存活 ， 但不可否认的是 ， 在行业发展初期 ， 补贴政策有其可取之处 。
在光热示范项目建设滞后的情况下 ， 主管部门于2018年将首批示范项目建设期限放宽至2020年底 ， 此举值得肯定 ， 但主管部门同时还提出要“建立逾期投运项目电价退坡机制 ， 具体价格水平由国家发改委另行发文明确” 。 但距离2020年底不足半年 ， 业内至今仍未见到任何退坡细则的出台 。 何时退？如何退？退多少？这些问题都关系着光热发电项目的未来收益 ， 一拖再拖终将严重挫伤企业的投资积极性 ， 相关工作仍待做实、做细 。
值得注意的是 ， 国际能源署可再生能源市场分析与预测2019-2024报告显示 ， 全球光热发电装机将在今后五年增长60% ， 即在2024年达到900万千瓦 ， 市场开发潜力巨大 。 可喜的是 ， 我国在光热发电设备制造上具有明显优势 ， 加之世界第一大风电及光伏发电市场的成功开发经验 ， 都为进一步建设光热发电“大国”和“强国”创造了良好条件 。 站在如此紧要的时间关口 ， 有关部门能否及时科学调整补贴政策 ， 助力光热行业将设备优势、经验优势转化为规模优势、经济优势 ， 无论在行业层面还是国家层面 ， 都是大事、要事 。
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出品|中国能源报（ID：cnenergy）
【光热发电为何热不起来？】责编|李慧颖


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