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| 時代終結(jié)！2020年國內(nèi)光熱發(fā)電或再無新增項目 |
| （時間:2020-2-19 8:49:34） |
推進商業(yè)化僅四年，光熱發(fā)電便被按下了停止鍵。
1月22日，三部委下發(fā)了《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》，《意見》稱，當前，非水可再生能源發(fā)電已進入產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級和技術(shù)進步的關(guān)鍵期，風(fēng)電、光伏等可再生能源已基本具備與煤電等傳統(tǒng)能源平價的條件。
根據(jù)基金征收情況和用電量增長等因素，國家發(fā)改委、國家能源局將進一步明確2020年可享受補貼的可再生能源發(fā)電類型和分類別的補貼額度，確保新增項目補貼額度控制在50億元以內(nèi)。
《意見》明確，自2020年起，新增海上風(fēng)電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持。
目前，國內(nèi)光熱發(fā)電站項目上網(wǎng)電價高達1.15元/kWh，這項政策無疑意味著2020年國內(nèi)光熱發(fā)電或再無新增項目，2021年底之后，首批光熱示范項目結(jié)束，固定電價補貼的模式也將被徹底終結(jié)。
困難重重的光熱產(chǎn)業(yè)
光熱發(fā)電補貼之所以被叫停，原因早在其誕生之時便初露端倪。
2011年，光熱產(chǎn)業(yè)在我國破繭而出，一初始便引發(fā)熱議。最初大唐新能源在鄂爾多斯的50兆瓦光熱項目，遇到了招標電價難以確定的問題。由于當時發(fā)改委價格司并未規(guī)范光熱電價，導(dǎo)致光熱上網(wǎng)電價在起步就曾被刻意壓低，最低報到9毛左右。
對于當時在全國都沒有示范項目的光熱產(chǎn)業(yè)而言，大唐的鄂爾多斯項目電價起著決定產(chǎn)業(yè)走向的關(guān)鍵作用。企業(yè)認為沒有電價就沒法做；政府又認為沒有示范項目就沒有參照的余地。這種拉扯狀態(tài)，持續(xù)了近五年。
2016年9月12日，光熱電價終于公布，最終定為1.15元。雖然并未達到企業(yè)1.2、1.3元的預(yù)期，但也較為理性。
在低電價、高門檻的背景之下，光熱市場尚未開始就經(jīng)歷了一輪洗牌。從2016年國家能源局啟動首批20個光熱發(fā)電示范項目以來，光熱發(fā)電裝機規(guī)�？偭窟_1.35GW，帶動了一批材料、設(shè)備制造以及電站建設(shè)企業(yè)快速發(fā)展。但由于技術(shù)、資金等原因，延期、退出情況屢現(xiàn)，首批光熱示范項目并未達到人們的預(yù)期，為后續(xù)太陽能光熱的發(fā)展蒙上了一層陰影。
在推進產(chǎn)業(yè)進程中，一部分觀點認為，受限于市場容量，上游設(shè)備制造企業(yè)未形成規(guī)�；a(chǎn)能，聚光鏡、集熱管、追蹤器等關(guān)鍵組件的生產(chǎn)成本居高不下。同時國內(nèi)投入運營的兆瓦級以上光熱發(fā)電項目屈指可數(shù)，運行時間普遍短于3年，尚未形成具備參考價值的長期運行記錄。
從業(yè)者則表示，光熱發(fā)電的各條技術(shù)路線差異程度較大，目前還存在運行效率不穩(wěn)定等問題。像反射鏡的制作，可以花錢從國外買生產(chǎn)線，但以集熱器來看，它聚焦的光的強度非常強，冷熱溫差也非常大，沒有光會迅速降溫。所以它的工作環(huán)境很惡劣，對材料的要求非常高，這些都是光熱發(fā)展的障礙和瓶頸。
此外，融資難也是掣肘光熱發(fā)展的重要原因。資料顯示，盡管從政策環(huán)境、技術(shù)前景來看，光熱電站似乎擁有了能夠吸引資本的一切優(yōu)點。但光熱發(fā)電明顯成本高，在示范項目成功投運之前，金融行業(yè)擔(dān)憂多少年會收回成本，所以部分光熱電站市場仍然缺少資金。
相比之下，同樣為可再生能源的光伏、風(fēng)力發(fā)電則起步更早，推進也較為順利，產(chǎn)業(yè)化成熟，并相繼攻占了海內(nèi)外的新能源市場。而作為新興行業(yè)，光熱發(fā)電還處于試點示范階段，不像風(fēng)電光伏已經(jīng)進入平價上網(wǎng)，競爭產(chǎn)業(yè)的發(fā)展一定程度導(dǎo)致了光熱項目補貼的戛然而止。
光熱未來該何去何從
實際上，補貼叫停為光熱發(fā)展帶來許多不確定性，但也并非全無希望�！肮鉄岚l(fā)電仍會有一定的市場空間，這個空間很大可能存在于多能互補電站開發(fā)上�！币晃毁Y深業(yè)內(nèi)人士做出了以上預(yù)測。
以友好并網(wǎng)和全額上網(wǎng)為目標，多能互補可再生能源發(fā)電項目前景可見，所以光熱也有可能打包入整體的技術(shù)方案。但是否有機會，取決于光熱+的經(jīng)濟性是否稍好于儲能+，綜合經(jīng)濟性是尤其重要的一點。
國際可再生能源署IRENA此前發(fā)布的報告指出，2018年全球光熱發(fā)電加權(quán)平均LCOE為0.185美元/kWh，較2017年下降26%，較2010年下降46%。美國咨詢公司Lazard在2019年底發(fā)布的美國各類能源發(fā)電的全生命周期平準化成本LCOE報告指出，在不考慮聯(lián)邦政府稅收優(yōu)惠的情況下，帶儲能的塔式光熱發(fā)電成本目前為126-156美元/兆瓦時(約合人民幣0.88-1.09元/千瓦時)，屢創(chuàng)光熱低價記錄。
當前，光熱發(fā)電的成本是常規(guī)能源發(fā)電成本的一倍以上，電站投資成本是光伏的4倍。若想在補貼退坡以后能適應(yīng)能源市場，光熱技術(shù)成本及非技術(shù)成本的下降需共同發(fā)力，起碼能與光伏＋的成本相抗衡，才能保證光熱的競爭力。
有觀點認為，新政既然明確光熱項目由地方按照情況予以支持，業(yè)內(nèi)應(yīng)與地方政府積極溝通，探討可行的補貼方式，爭取地方性優(yōu)惠支持政策。
然而，獲取地方支持并非易事。中國適合光熱發(fā)電的地區(qū)主要在西北部包括青海、甘肅、內(nèi)蒙古、新疆和西藏，由于光熱發(fā)電項目多處于欠發(fā)達地區(qū)，恐怕并不能保證地方補貼實施的可能性。
盡管如此，仍有部分從業(yè)者并不希望光熱成為一個悲催的“短命”行業(yè)。業(yè)內(nèi)專家表示，作為既定的戰(zhàn)略性機遇，國家應(yīng)在“十四五”期間繼續(xù)扶持光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，并且，應(yīng)盡快解決首批已上網(wǎng)發(fā)電的光熱示范項目的補貼資金拖欠問題，為延期的示范項目制定電價。
而且，既然定為示范項目，就應(yīng)該與其它較成熟的可再生能源技術(shù)區(qū)別對待，在國家補貼資金緊張的情況下，應(yīng)給予優(yōu)先支付，以保障達到其示范意義的戰(zhàn)略目標。在政策上對后期價格退坡機制，包括對可再生能源行業(yè)的稅收機制的制定和調(diào)整也是必要的。
如今看來，失去國補已經(jīng)成為光熱難以為繼的第一步，但最終光熱的發(fā)展到底會不會成為一個“偽命題”？在沒有成熟的技術(shù)解決成本過高的問題之前，光熱的未來恐怕只會難上加難。
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