每經(jīng)記者 周程程    每經(jīng)編輯 陳星    每經(jīng)實習(xí)編輯 盧九安    

圖片來源：新華社

10月10日，《每日經(jīng)濟新聞》記者從中國廣核集團（以下簡稱“中廣核”）處獲悉，我國首個大型商業(yè)化光熱示范電站——中廣核德令哈50MW光熱示范項目正式投運，我國由此成為世界上第8個掌握大規(guī)模光熱技術(shù)的國家。

這是國家能源局批準(zhǔn)的首批20個光熱示范項目中第一個開工建設(shè)，也是截至目前唯一并網(wǎng)投運的項目。

由于太陽能光熱發(fā)電是清潔、環(huán)保能源，與光伏發(fā)電相比具有連續(xù)、穩(wěn)定輸出的特點，可以彌補光伏發(fā)電的各項短板。但不可忽視的是，目前光熱發(fā)電成本較高。

中廣核新能源德令哈公司總經(jīng)理王志剛對《每日經(jīng)濟新聞》記者表示，不管是光伏發(fā)電還是光熱發(fā)電，都會有一個發(fā)展過程，剛開始由于引用國外的一些設(shè)備和技術(shù)，所以造價都會較高。示范項目的意義就在于，通過示范帶動國內(nèi)光熱項目技術(shù)國產(chǎn)化、規(guī)模化，從而使得成本下降。而成本低了以后，也能夠快速推動更多項目。

具備成為基礎(chǔ)負(fù)荷電源的潛力

國家能源局于2016年9月啟動首批20個光熱發(fā)電示范項目，總裝機134.9萬千瓦，并要求各示范項目原則上應(yīng)在2018年底前建成投產(chǎn)。并在當(dāng)年12月印發(fā)的《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中明確2020年建成500萬千瓦太陽能熱發(fā)電裝機的目標(biāo)。

國家應(yīng)對氣候變化戰(zhàn)略研究和國際合作中心原主任李俊峰曾表示，通過首批光熱示范項目，可以檢驗我國的光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈到底行不行，了解產(chǎn)業(yè)鏈上缺什么，應(yīng)該補什么，從而為2020年后的光熱發(fā)電大發(fā)展奠定基礎(chǔ)。

從實際情況來看，受融資、技術(shù)等方面因素影響，我國光熱示范項目進展緩慢。電力規(guī)劃設(shè)計總院發(fā)布的《中國電力發(fā)展報告2017》顯示，2017年，全國光熱發(fā)電裝機2.8萬千瓦，不足500萬千瓦規(guī)劃目標(biāo)的1%。在我國首批20個光熱發(fā)電示范項目中，4個放棄或退出建設(shè)，另有部分項目存在較大不確定性。

在此情況下，國家能源局于今年5月發(fā)布《關(guān)于推進太陽能熱發(fā)電示范項目建設(shè)有關(guān)事項的通知》（以下簡稱“通知”），將首批示范項目建設(shè)期限放寬至2020年12月31日。

此次我國首個大型太陽能光熱示范電站正式投運，也為行業(yè)發(fā)展注入信心。中廣核德令哈光熱示范項目位于青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市的戈壁灘上，占地2.46平方公里，相當(dāng)于360多個標(biāo)準(zhǔn)足球場的面積。

而值得注意的是，已有光伏和風(fēng)電等可再生能源，為何還要大力發(fā)展光熱？這是由于間歇式可再生能源發(fā)電對電力系統(tǒng)可能造成負(fù)面影響，而光熱發(fā)電具有穩(wěn)定的電力輸出和良好的調(diào)節(jié)性能，可以彌補光伏發(fā)電的各項短板，具備成為基礎(chǔ)負(fù)荷電源潛力。

王志剛解釋說，光伏只能白天發(fā)電，而太陽能光熱項目可以把白天一部分太陽能儲存，到晚上需要或者電網(wǎng)需要的時候發(fā)電，能夠拉長發(fā)電小時數(shù)。例如，50MW的光熱項目每年發(fā)電量可達2億度，而南部地區(qū)50MW的光伏項目每年可發(fā)大概5000萬左右的電，西部地區(qū)50MW光伏年發(fā)電量大概7000到8000萬度。

以德令哈項目為例，該項目全部采用槽式導(dǎo)熱油太陽能熱發(fā)電技術(shù)，配備了一套低成本、大容量、無污染的儲能系統(tǒng)，當(dāng)光照不足時，存貯的熱量可以繼續(xù)發(fā)電，實現(xiàn)24小時連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電，對地區(qū)電網(wǎng)的穩(wěn)定性起到極大的改善作用。

這種情況下，未來光熱發(fā)電是否會取代光伏發(fā)電？王志剛認(rèn)為，光伏發(fā)電和光熱發(fā)電未來將是互補發(fā)展。光熱發(fā)電可以作為基荷，光伏和風(fēng)電也是可再生能源重要一環(huán)?，F(xiàn)在很多企業(yè)也在探索多能互補發(fā)展，未來可以充分實現(xiàn)光熱、光伏、風(fēng)電等互補發(fā)展。

通過國產(chǎn)化、規(guī)?；档统杀?/h2>

相較于光伏，光熱項目具有連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電的優(yōu)勢。但同時要注意的是，與光伏發(fā)電項目相比，光熱發(fā)電成本較高。

電力規(guī)劃設(shè)計總院副院長孫銳表示，通過首批示范項目看到，光熱電站建設(shè)的融資成本還是比較高。目前國內(nèi)商業(yè)銀行貸款年利率都在5%以上，整個融資成本占發(fā)電成本的比重較大，在25%左右。

此外，我國西北地區(qū)盡管光熱資源充沛，但是由于生態(tài)環(huán)境脆弱，冬季氣溫寒冷等原因，對抗自然條件等因素也進一步推高了光熱發(fā)電成本。

《每日經(jīng)濟新聞》記者注意到，國家能源局發(fā)布的通知中明確，首批20個光熱發(fā)電示范項目的標(biāo)桿上網(wǎng)電價為1.15元/度（含稅），該電價適用于在2020年12月31日底前建成投產(chǎn)的示范項目。

而國家能源局近期發(fā)布《2017年度全國電力價格情況監(jiān)管通報》顯示，光伏發(fā)電平均上網(wǎng)電價為0.9399元/度，其中陜西地區(qū)光伏發(fā)電企業(yè)平均上網(wǎng)電價最低，為0.571元/度。

王志剛表示，對于示范項目，國家給的是示范電價，所以還是可以盈利的，后續(xù)成本的降低將取決于項目規(guī)?；蛧a(chǎn)化，這和光伏項目的發(fā)展有相似的地方。

他舉例說，2009年，中廣核在國內(nèi)建設(shè)第一個光伏項目，而當(dāng)時的鄂爾多斯和上海的光伏電價是每度電4塊錢。到今年短短9年間，光伏已經(jīng)可以平價上網(wǎng)，有些項目每度電3毛多或4毛多。所以，在示范項目規(guī)模化和國產(chǎn)化發(fā)展后，將帶動成本下降，形成行業(yè)良性發(fā)展。

對于首批20個太陽能熱發(fā)電示范項目，中國廣核新能源控股公司李亦倫表示，開工建設(shè)的項目已有9個，今年有望投運的項目大概有3個左右。目前的技術(shù)路線有槽式、塔式、碟式等，目的是要驗證不同技術(shù)路線下光熱項目的安全性、經(jīng)濟性，包括在國產(chǎn)化方面進行探索，形成經(jīng)驗，固化標(biāo)準(zhǔn)，進而對未來大規(guī)模批量化奠定基礎(chǔ)。

王志剛還表示，希望能出臺一些政策，比如從土地、稅收等方面提供一些支持，減少其建設(shè)成本之外的其他成本。

孫銳也曾表示，2017年光熱發(fā)電項目的工程造價在2.5萬—3萬元/千瓦，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，預(yù)計到2020年光熱工程造價能降到1.5萬元/千瓦以下。屆時，上網(wǎng)電價會降低到0.75元/千瓦時以內(nèi)。

根據(jù)國際可再生能源署發(fā)布的報告預(yù)測，作為目前較為主流的兩種光熱發(fā)電技術(shù)，槽式光熱發(fā)電成本將下降37%，2025年度電成本預(yù)計可降至11美分/千瓦時(約合人民幣0.76元/千瓦時)；塔式光熱發(fā)電成本將下降43%，2025年度電成本預(yù)計可降至9美分/千瓦時(約合人民幣0.62元/千瓦時)。