首個特許權(quán)光熱電站即將開標
僅有6天的時間，國內(nèi)首個光熱發(fā)電特許權(quán)項目——鄂爾多斯50MW工程將于本月20日開標，但業(yè)界顯得波瀾不驚。
“目前只有8家企業(yè)或聯(lián)合體購買了項目的標書，實際投標的只有5家，未來數(shù)日或再增加，但不多于8家已成定論?！?SPAN lang=EN-US>12日，一位光熱企業(yè)高管預言，無論有多少家企業(yè)參與此次投標，國內(nèi)光熱發(fā)電的技術(shù)、成本和政策三大瓶頸仍未解決，特許權(quán)項目招標仍是國企的獨舞。
50MW的光熱發(fā)電項目，相較于2008年中國第一個光伏發(fā)電特許權(quán)項目——敦煌10MW工程，已有5倍的成長，但與其時近50多家企業(yè)及聯(lián)合比的競逐相較，8家企業(yè)仍顯得過于冷清。
“歷次特許權(quán)招標模式證明，國有企業(yè)主要以試驗和圈地為主，所以在投標時的價格都比較低，難以贏利，甚至是虧損，這是企業(yè)參與少的根本問題?！睆B門大學中國能源經(jīng)濟研究中心主任林伯強則認為，民營和外資企業(yè)需要現(xiàn)實的回報，“一個在十、十五年內(nèi)都難以贏利的價格和工程，他們都不會投資”。
鄂爾多斯項目內(nèi)容包括設計、投資、建設、運營、維護和拆除50MW的太陽能熱發(fā)電站，項目建設期30個月，特許經(jīng)營期為25年。該項目采用槽式太陽能熱發(fā)電技術(shù)，計劃總投資16億元，年發(fā)電1.2億度。
“中廣核、國電都進來參與投標了，民企主要在聯(lián)合體中作技術(shù)支持。”前述高管介紹，由于不清楚國家將會對該項目予以多少的電價補貼支持，民企對于高達16億的投資感到憂慮。
根據(jù)聚熱方式的不同，光熱發(fā)電的技術(shù)路線可分為槽式、塔式、碟式和菲涅爾聚焦4種，其中以槽式發(fā)電應用最為廣泛。2009年，在全世界運行的槽式太陽能熱發(fā)電占整個太陽能聚熱發(fā)電裝置的88%，占在建項目的97.5%。
2007年我國頒布的《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》，明確計劃在內(nèi)蒙古、甘肅、新疆等地選擇荒漠、戈壁、荒灘等空閑土地，建設太陽能熱發(fā)電示范項目，并預計到2010年，建成大型并網(wǎng)光伏電站總?cè)萘?SPAN lang=EN-US>2萬千瓦、太陽能熱發(fā)電總?cè)萘窟_到5萬千瓦。
令人尷尬的是，光熱發(fā)電在國內(nèi)的發(fā)展與光伏產(chǎn)業(yè)的火熱形成鮮明對比，目前國內(nèi)在建或建成的光熱電站屈指可數(shù)。2010年12月28日，我國首座兆瓦級光熱發(fā)電試驗示范項目方在甘肅舉行開工奠基儀式。
“技術(shù)導致成本難以下降。”上述高管分析，光熱發(fā)電遵循著規(guī)模越大成本越低的規(guī)律，目前業(yè)界普遍認可的規(guī)模是1000兆瓦，屆時發(fā)電成本能降低至0.7元每千瓦時到0.8元每千瓦時，但是每千兆瓦規(guī)模建設需要200億元的前期投資，前期投資的風險和后期運營的隱患均讓許多企業(yè)卻步。
Frost Sulliva在2010年初發(fā)布的中國新能源市場研究報告指出，就投資成本來說，火力發(fā)電是3500－4000元/千瓦(不包括脫硫改造)，陸上風電是7000元/千瓦左右，光伏發(fā)電是8000－9000元/千瓦(不包括儲能電池)。即使和光伏發(fā)電相比，光熱電站目前的投資成本也是其3倍。
作為參照，由德國太陽千年股份與內(nèi)蒙古綠能新能源共同投資建設的同處于鄂爾多斯的光熱發(fā)電項目，年總發(fā)電量為1.2億千瓦時，按含稅上網(wǎng)電價2.26元/千瓦時，當資本金內(nèi)部收益率達8.86%時，資本金投資回收期為15.92年。
“光伏在上網(wǎng)電價成本上下降得很快，但光熱卻很慢，這使得國家目前更愿意支持光伏發(fā)電?！绷植畯娬J為，國家的能源戰(zhàn)略不會支持高成本的清潔能源，“光熱發(fā)電要想獲得國家前期財政補貼的扶持，需要證明兩點：技術(shù)上可以領(lǐng)先于世界其它國家、成本在可見未來大規(guī)模下降”，而這兩點，毫無疑問都需要民企的大量參與，“特許權(quán)招標需要標出合理的價格，而不是一定要最低價者得之”。
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