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【思考】1.15元/千瓦时电价下 如何化解尚处于示范阶段光热的风险?

导读: 在1.15元/千瓦时的电价下,业界如何化解尚处于示范阶段光热的风险呢?除了练好内功外,企业也可从《通知》中获得支持:“鼓励地方相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施,多措并举促进太阳能热发电产业发展。”

  9月1日,国家发展改革委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》(以下简称《通知》)。为了更加深入、透彻地理解此次光热电价的政策内容,本报记者采访了光热领域的多位专家。专家认为,《通知》内容简练、要点明确,体现出国家与地方政府共同推进、多措并举支持光热发电的发展思路,在细节设定上必要且公平。

  电价政策向储能容量提要求

  记者发现,针对光热储能问题,国家能源局曾在2015年发布《太阳能热发电示范项目技术规范》(试行),规定储热容量应满足短期云遮不停机,且保证汽轮机额定功率满发不少于1小时(槽式电站)或2小时(融盐塔式电站)。而此次《通知》明确每千瓦时1.15元(含税)标杆上网电价,针对的是“全国统一的太阳能热发电(含4小时以上储热功能)”制定的。事实上,储能系统是光热发电技术的重要组成部分,没有储热,光热发电就缺少了生存的条件和发展的理由。那么,这“4小时”是出于怎样的界定呢?

  “它只是表明光热发电示范工程需配备相当的储能容量。”传热与能源利用北京市重点实验室主任吴玉庭提出,“国家规定4小时以上的储能,就是要明确一个态度:不配备相当储能容量的光热发电技术是国家不支持的。”国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书长刘晓冰认为,“4小时”刚好可以显示光热发电的“延时”供电能力,同时给业界一个最基本的电站能力建设标尺,为后期的大储热电站建设奠定基础。

  另外,浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥表示,“《通知》有利于经济性好的方案得到推广,也有利于光资源好的地区得到优先集中开发,便于建设西电东输通道,以减少弃光比例。但也得警醒———在阳光资源好的地方集中大规模开发光热发电项目,如果绿色能源的西电东输通道没有建设到位,将产生比光伏更高比例的弃光。”

  电价高低没有统一标准

  《通知》最大的亮点在于明确了光热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时。对此,业界多数人均表示价格“可以接受”,但也纷纷好奇核定电价到底有没有一个确切的标准?

  记者了解发现,早在2014年9月,国家发展改革委便给予中控德令哈10兆瓦光热电站上网电价1.2元/千瓦时。此番,《通知》核定的光热电价与之相比每千瓦时少5分钱,却又比今年5月业界频传的1.1元/千瓦时略高。对此,业内专家普遍认为,电价高低没有统一标准,前后定价不同也谈不上孰对孰错。价格太高,将加大国家补贴资金的压力,也容易导致市场“一哄而上”,造成投资浪费;价格太低,则无法调动投资者的积极性,光热产业难以形成规模效应,成本无法快速下降,最终影响产业发展。

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