中國儲能網(wǎng)訊：“本次共有11家企業(yè)購買標書，三家企業(yè)投標。”1月20日，在北京中土大廈25層一間不大的會議室里，鄂爾多斯光熱發(fā)電特許權(quán)招標項目開標儀式悄然舉行，主持人宣布了該項目的投標情況。
位于內(nèi)蒙古鄂爾多斯的50兆瓦槽式太陽能熱發(fā)電特許權(quán)示范項目，是全國首個太陽能商業(yè)化光熱發(fā)電項目，預(yù)計最初年發(fā)電量為1.2億千瓦時。建設(shè)、運營、維護等一同打包進行招標，建設(shè)周期為兩年半，經(jīng)營期為25年，計劃總投資約18億元。
與光伏發(fā)電特許權(quán)招標往往數(shù)十路人馬踴躍拼搶的局面相比，這次招標多少顯得有些門庭冷落。
國電電力、大唐新能源和中廣核太陽能是這次投標的三家企業(yè)，該項目原投資方內(nèi)蒙古綠能新能源公司（下稱綠能新能源）已悄然退出了這個項目。“我們實力不夠。”一位前來參加開標儀式的綠能新能源公司員工笑著對本刊記者說。
盡管投標者寥寥，作為中國首個太陽能光熱發(fā)電項目，此次開標儀式仍然吸引了業(yè)內(nèi)各方人士的密切關(guān)注。到場的不僅有投標企業(yè)，還有其他電力公司，以及部分光熱發(fā)電組件生產(chǎn)商的身影。此次投標采取的是分段開標的方式，開標會上并未宣布最終的中標者。參與此次評標工作的中國科學(xué)院電工研究所研究員王志峰透露，中標結(jié)果已經(jīng)上報能源局，近期就會宣布。
低電價陰影
從風電開始，特許權(quán)招標成為中國政府探索可再生能源發(fā)電規(guī)?；?、市場化的重要手段，中國政府希望通過特許權(quán)招標，以“價低者得”的方式，降低上游原材料價格，并以競標方式發(fā)現(xiàn)合理上網(wǎng)電價，以此來制定光伏行業(yè)標桿電價，拉動產(chǎn)業(yè)發(fā)展。只有壓低成本，可再生能源發(fā)電才有可能做大規(guī)模，和常規(guī)能源發(fā)電相比才有競爭力。
上網(wǎng)電價在特許權(quán)招標中是最先考慮的因素，在此次光熱發(fā)電中也不例外。負責參與此次項目的中廣核太陽能負責人告訴記者，招標文件中并未規(guī)定電價、技術(shù)、財務(wù)等具體比例，但要求在技術(shù)方案通過的前提下，提出最低電價的投標單位為中標者。
“國家能源局希望電價不能高于0.75元/千瓦時，這個價格根本做不了。”中國太陽能協(xié)會副理事長孟憲淦告訴本刊記者，光熱發(fā)電沒形成成熟的產(chǎn)業(yè)鏈，這很大程度拖累了光熱發(fā)電的上網(wǎng)電價，短期內(nèi)難以接近光伏發(fā)電的水平。他認為，光熱產(chǎn)業(yè)要想做到光伏產(chǎn)業(yè)的水平，至少還需要十多年。
中國已啟動兩輪光伏發(fā)電特許權(quán)招標項目，2010年9月開標的第二輪280兆瓦光伏特許權(quán)招標中，所有13個項目的最低上網(wǎng)電價報價均低于1元/千瓦時，最高電價為0.9907元/千瓦時，最低電價為0.7288元/千瓦時。
相形之下，光熱發(fā)電很難與光伏發(fā)電在價格上競爭。據(jù)孟憲淦介紹，目前市場能接受的光熱發(fā)電價格為每千瓦時2元-3元。內(nèi)蒙古杭錦旗發(fā)展和改革局局長馮玉寬在招標儀式后也告訴本刊記者，電價因素是導(dǎo)致鄂爾多斯光熱發(fā)電項目滯后的重要原因。
據(jù)馮玉寬介紹，鄂爾多斯項目大約于2006年啟動，那時與光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價相差不大，但現(xiàn)在光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價由當時的每千瓦時4元多，下降到目前的1元左右，讓光熱發(fā)電望塵莫及。
這一項目本是中德政府的合作項目，由內(nèi)蒙古綠能新能源公司與德國太陽千年公司共同投資建設(shè)。近幾年該項目一直陷入停滯，招標也沒有進展。原定于2010年一季度招標，電價方案一直懸而未決，導(dǎo)致招標時間一再拖延。
“實力不夠”的綠能新能源退出該項目后，實力雄厚的國企悉數(shù)入場，但多數(shù)企業(yè)仍在觀望。華電集團在五大電力集團中最早涉足光熱發(fā)電，對鄂爾多斯項目也顯得頗為謹慎。
“鄂爾多斯項目的經(jīng)濟性不是很好。”華電集團有關(guān)人士告訴本刊記者，華電集團對鄂爾多斯項目考察后認為，雖然鄂爾多斯光照條件不錯，但上網(wǎng)電價太低，并綜合考慮風沙、水源以及地理緯度等條件，還是放棄該項目。
光熱前途之爭
不論是光伏還是光熱發(fā)電，最初都曾被中國政府作為試點。2007年國家發(fā)改委《可再生能源中長期規(guī)劃》中曾做出具體計劃，中國到2010年建成大型并網(wǎng)光伏電站總?cè)萘?萬千瓦、太陽能熱發(fā)電總?cè)萘?萬千瓦；到2020年，全國太陽能光伏電站總?cè)萘窟_到20萬千瓦，太陽能熱發(fā)電總?cè)萘窟_到20萬千瓦。
此后國內(nèi)的光伏產(chǎn)業(yè)大躍進，太陽能電池產(chǎn)量一躍占全球產(chǎn)量的40%，多晶硅材料的成本下降很快，推動了國內(nèi)光伏發(fā)電的快速發(fā)展，而光熱產(chǎn)業(yè)從技術(shù)到設(shè)備，在國內(nèi)都還處于實驗室階段。
這也引發(fā)了一些業(yè)內(nèi)人士對于發(fā)展光熱發(fā)電的質(zhì)疑。國家發(fā)改委能源研究所副所長李俊峰認為，與光伏發(fā)電相比，光熱發(fā)電對環(huán)境條件的要求更為“苛刻”，光熱發(fā)電只適合年輻射量在2000千瓦時/平方米以上的地區(qū)，并且要求地面平穩(wěn)，坡度不能超過3%。與傳統(tǒng)的發(fā)電方式一樣，光熱發(fā)電還需要大量水源用以冷卻，而在中國符合以上日照和用地條件的地區(qū)，大多在西北西南，水源相對匱乏。
孟憲淦也認為光伏發(fā)電和光熱發(fā)電技術(shù)各有優(yōu)劣，但就目前而言，光伏發(fā)電的路徑可能優(yōu)于光熱發(fā)電。孟稱，太陽能光伏發(fā)電方便簡單，安全可靠，維護成本小，但是輸出電壓低，波動性大，在夜間不能發(fā)電；而光熱發(fā)電輸出電壓高，儲熱后更是可以進行夜間發(fā)電，缺點在于技術(shù)復(fù)雜，要通過聚光、吸熱、儲熱等環(huán)節(jié)后才能發(fā)電，太陽光輻射要產(chǎn)生500度高溫，并且要連續(xù)工作，“難度很大”。
支持光熱發(fā)電的觀點則認為，用于生產(chǎn)光伏發(fā)電關(guān)鍵組件的原材料多晶硅，屬于高耗能高污染，并不符合清潔能源的要求，并且對電網(wǎng)安全帶來很大挑戰(zhàn)。光熱發(fā)電電流穩(wěn)定，電網(wǎng)接入更為容易，發(fā)展到一定規(guī)模，建設(shè)成本將低于光伏發(fā)電。
但是，光熱發(fā)電的成本要趕上光伏發(fā)電的現(xiàn)實難度很大。中國的光伏產(chǎn)業(yè)經(jīng)過十多年的發(fā)展，多晶硅產(chǎn)能已接近10萬噸，如果全部釋放，將滿足全球市場需求。“光熱發(fā)電剛起步，要做到和光伏發(fā)電一樣的價格，不可能也不現(xiàn)實。”國家973太陽能熱發(fā)電項目首席科學(xué)家黃湘說。根據(jù)皇明太陽能的預(yù)計，中國光熱發(fā)電的上網(wǎng)電價2015年可到1.4元/千瓦時-1.6元/千瓦時，2020年可到0.6元/千瓦時-0.8元/千瓦時。
