首個特許權光熱電站即將開標
僅有6天的時間，國內首個光熱發(fā)電特許權項目——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。”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，國內光熱發(fā)電的技術、成本和政策三大瓶頸仍未解決，特許權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，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)合體中作技術支持?！鼻笆龈吖芙榻B，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)光伏電站總容量2萬千瓦、太陽能熱發(fā)電總容量達到5萬千瓦。
令人尷尬的是，光熱發(fā)電在國內的發(fā)展與光伏產業(yè)的火熱形成鮮明對比，目前國內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。”林伯強認為，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：技術上可以領先于世界其它國家、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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