光热发电商业化遇冷 民企望而止步

2011年1月25日，国内首个太阳能商业化光热发电项目，内蒙古鄂尔多斯50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目(以下简称鄂尔多斯光热)中标结果揭晓，大唐新能源股份有限公司以0.9399元/千瓦时的最低价中标。

尽管购买了这一项目标书的企业达到了11家，但最终与大唐进行竞价的企业却仅剩两家。

如此反差让光热发电前景更显迷离。有业界人士质疑，“虽然光热电概念正在兴起，但发展程度远没有达到大规模商业开发的程度。”

　　逃离低电价

1月20日，准备了7年之久的鄂尔多斯光热在北京开标，有11家企业购买了标书，但最终只有国电电力(2.95,0.00,0.00%)发展股份有限公司、中广核太阳能开发有限公司和大唐三家企业投标，而对电价成本敏感的民营企业都不约而同地选择了观望。

据报道，此次国电电力报价2.25元/千瓦时，中广核太阳能报价0.98元/千瓦时，大唐新能源报价则为0.9399元/千瓦时。同时，招标文件中有明确规定，竞标企业的竞标电价不得高于1.15元/千瓦时，否则将被废标。1.15元，是目前已核准的光伏上网电价的最高价。

虽然大唐在此次竞标中获胜，但《招标投标法》明确规定，规定投标人少于三个的，招标人应当依照规定重新招标。此外，比其他两家报价高出一倍的国电电力更像是“志在参与”，真正有意竞争的只有中广核和大唐。

而据中国可再生能源协会副理事长孟宪淦表示，尽管国电的报价比招标文件最高标的价高出一倍，但那一价格才是符合光热发电成本的“合理价格”，“以光热发电商业化较成熟的西班牙为例，当地光热发电的电价是27欧分，折合人民币2.4元。对比中国光热发电没有产业基础、关键设备仍依赖进口的现状，大唐、中广核的标价并不现实。”

据鄂尔多斯光热项目可行性研究报告计算，该项目总成本约为18亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时，以25年营运期计算，若要实现8%的资本金内部收益率，税后上网电价需达到2.26元／千瓦时。

“但目前的光伏电价已经普遍低于1元，国家不可能再让你独享2元多的高价，要进行商业化运作，光热电价就必须跟光伏持平。”孟宪淦说道。

而上网电价与成本难以逾越的鸿沟，也正是民营企业在光热电领域裹足不前的最重要原因。

据悉，从2003年就开始进行前期工作的鄂尔多斯光热项目一直以来是由民营企业内蒙古绿能新能源有限公司和德国太阳千年公司合资的内蒙古施德普太阳能开发有限公司负责。但到了招投标阶段，太阳千年转而选择了与中广核进行合作，绿能则被迫退出。

绿能公司总经理薛际钢对此曾回忆说，2008年施德普向发改委上报电价为2.26元／千瓦时，与当时内蒙古鄂尔多斯聚光光伏项目4元/千瓦时以上的电价相比，颇具竞争力。但随后光伏成本骤降，普遍的中标价都在1元左右，施德普上报的几个方案都因电价太高而被否决。

　　光热电猜想

光热和光伏是目前利用太阳能发电的两个技术方向。

与光伏通过半导体将太阳能转换为电能不同，光热发电更为传统，主要是通过收集太阳能加热水蒸气进行汽轮发电，因为发电效率较高，提供的电能比光伏更为稳定可靠，对电网要求较低，基本可以直接与电网对接，曾在相当长的时间内受到广泛重视。但光热发电对日照条件要求较高，并且需要通过建设大规模电站来降低成本，需要大片的土地、巨额的投资，如果希望提高转换效率，更需要大量的水资源。

在国际上，大力推进太阳能热发电的项目诞生于2009年7月，这一号称“欧洲沙漠行动”的行动，计划在未来十年内投资4000亿欧元，在中东及北非地区建立一系列并网的太阳能热发电站，来满足欧洲15%的电力需求，以及电站所在地的部分电力需求。

而亚洲第一个光热电发电站于2010年8月在北京延庆建成，但这是由中科院、皇明和华电集团联合投建的项目。更重要的是，这一项目于2006年立项，属于国家863计划 (国家高技术研究发展计划)，2008年获得发改委批准、允许并网发电。

这意味着，这一当今全球正在起步的新兴产业，大部分都获得了政府的财政和政策支持，因此本次鄂尔多斯的项目最后只有三家国企参与招投标，也在侧面上反映出在这一项目中，国家的支持力度相对薄弱。

对此，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强认为，“历次特许权招标模式证明，国有企业主要以试验和圈地为主，所以在投标时的价格都比较低，难以赢利，甚至是亏损，这是企业参与少的根本问题。”但对于民营企业来说，“一个在十、十五年内都难以赢利的价格和工程，他们都不会投资”。也就是说，与以生存为目的的民营企业相比，国有企业似乎对发电成本没那么敏感。

孟宪淦在接受采访时对此直言道，“在光热发电领域现在还不是进行全面市场竞争的时候，更重要的是要通过大型国企牺牲利润投资示范项目，带动整个产业链的规模化，最终实现太阳能发电的平价上网。”

　　揠苗助长之忧

事实上，中国能源产业政策制定者们很早就对光热发电寄予厚望。

在2007年公布的《可再生能源中长期发展规划》，明确计划在内蒙古、甘肃、新疆等地选择荒漠、戈壁、荒滩等空闲土地，建设太阳能热发电示范项目，并预计到2010年，建成大型并网光伏电站总容量2万千瓦、太阳能热发电总容量达到5万千瓦。

随后几年，光伏发电出人意料实现大规模的商业化，甚至还一度有“过剩”的声音出现，而光热则依旧原地踏步。

“中国还没有掌握槽式和碟式系统的关键技术，”孟宪淦介绍道，“对于要商业化的鄂尔多斯光热项目而言，必然是要使用槽式或碟式系统进行建设，但关键技术如系统集成，集热管、聚光镜等还在外国手里，要降低成本谈何容易。”

但决策者依旧希望在光热领域中复制光伏的成功经验。通过大型项目启动市场，通过特许权招标尽量压缩上网电价，并借此拉动产业朝规模化发展，光伏的上网电价从最初的高不可攀迅速向“平价上网”的目标靠拢。

鄂尔多斯50WM光热项目正是在这样的思路下启动了招标。

在2010年3月，国家能源局再次下发《关于建设内蒙古太阳能热发电示范项目的复函》，决定改以特许权招标方式建设该项目，通过公开招标选择投资者和确定上网电价，并要求电站设备和部件按价值折算的本地化率需达到60%以上。

“这样的思路在光伏的发展中无疑是成功的，但对于光热而言，关键还是在于中国能否获得核心的技术，如果没有这样的技术，要进行商业化显然是揠苗助长了。”孟宪淦强调说。

尽管如此，国家发改委公布的2015年发展规划仍然提出，我国太阳能热发电站的装机容量将达到150兆瓦。这意味着光热发电的商业化前景将超千亿。