首例光热招标终出世 “7年征程”难跨寻价之壑

　　被推迟至8月20日发标的我国首个国家级光热发电项目——内蒙古50兆瓦槽式太阳能热发电项目（下称内蒙古光热项目）的特许权招标，最终如期进行。

　　“原先说是会被再次延迟，但最终还是赶上了。不出意外，项目将在3个半月后开标。”内蒙古施德普太阳能开发有限公司（下称施德普）项目经理杨金凤告诉本报记者。杨所在的施德普，专门负责上述内蒙古项目的可行性研究报告和实施工作。

　　实际上，自2003年开始酝酿，2005年启动项目选址，2007年下半年启动项目前期可研，2008年底报至国家发改委，内蒙古光热项目已经度过了“七年之痒”。但这样漫长的准备历程，并没有让它的招标道路走得更顺一些。

　　“确实受到了光伏电价的影响。”杨金凤坦言。当8月16日，竞标最低价0.7288元/度的光伏电价被报出时，她就知道，光热与光伏，看似相似的两者间，已经出现了一道短期内不可逾越的鸿沟。

　　尽管很多人认为0.7288元/度的电价就是赔本赚吆喝，但无论如何，光伏低价的局面都让中国政府在面对光热发电项目时变得谨慎。而4天之后发标的光热项目，最终将开出什么样的电价，整个行业的前景又将如何，目前仍有太多的不确定性。

　　发标延期两因素

　　在国际市场上，光伏电价普遍高于光热，约为4元/度。但被冠以“中国特色”之后，内蒙古光热项目2.26元/度的可研电价，面对仅约为其1/3的光伏电价，只剩下望而兴叹的份儿。

　　“我们的成本短期内没法降了。”杨金凤表示。

　　早在2007年，内蒙古热发电项目就作为全国示范项目获得了国家发改委下达的批复函。项目位于内蒙古鄂尔多斯杭锦旗巴拉贡镇境内，占地100多公顷。

　　作为施德普投资方之一，太阳千年驻北京的首席代表周立新透露，该项目最初规划年总发电量为1.2亿度，如果含税上网电价达到每度电2.26元，当资本金内部收益率达到8.86%时，资本金投资回收期接近16年，而项目可以运行25年。

　　而根据内蒙古当地相关部门的估算，该项目总投资16亿元人民币。项目建成后，每年可发电1.2亿度，分别实现产值1.8亿元和税收1530万元。

　　只是，内蒙古项目在最终是否能够获得预期收益，并没有人敢打包票。

　　据了解，国家能源局原本打算以核准电价方式批复该项目，但2009年3月敦煌光伏项目爆出1.09元的低价后，让光热发电原本的价格优势尽失。因此，国家能源局计划对这个项目建设运营实施特许权招标，确定最终上网电价。

　　不过，尽管已经经过多次产业答疑和论证，发标的日子还是从最早业界盛传的6月一路推迟到8月。

　　“因为两个环节让发标日期推迟了。”中国华电工程（集团）有限公司总工程师、“规模化太阳能热发电相关的基础研究”国家973计划项目首席科学家黄湘在接受本报记者采访时表示。

　　黄湘透露，第一个环节是发改委让施德普对可研报告作了一些修改，第二个环节是发改委在一个小范围内进行了一次模拟投标，摸一摸光热发电的底。

　　黄湘所说的小范围，是指“中国太阳能光热产业技术创新战略联盟”，该联盟去年2009年10月成立，首批成员包括中国科学院电工研究所、华电集团、皇明太阳能、保定天威等30家企业和研究所。

　　“我们列了一份技术指标，让联盟内的厂商来报价，摸摸国内的产品、技术达到什么程度。”黄湘告诉本报记者，通过这次投标，发改委估计每千瓦的电价在2.5万元-3万元，约为2元/度。

　　不过，黄湘并不认为这个价格就是实际的成本价，“我觉得可以控制在2万元/千瓦，也就是1.5元/度。但是考虑到这是第一个项目，要算上此前的研发投入，国家也允许它报一个较高的电价。”

　　杨金凤则透露，这次光热发电项目招标电价因素所占的比重要占60%。这意味着，同光伏发电项目一样，招标的结果很大程度上也是价低者得。“可以说不是最低的拿标，也是倒数第二低的。”

　　业内人士预计，招标后的上网电价可能会在1.8元-1.9元，但最终价格还要看招标结果。

　　此外，根据国内相关法律规定，外资投资电力比例不得超过25%，加之在光热发电系统集成上缺乏经验，所以未来由国内几大电力公司与国外相关公司组成联合体竞标，将是最为可行的方式。

　　市场追“热”闸门已开启

　　实际上，当下世界各地建造的太阳能电站，基本上都属于光伏发电，也就是通过太阳能电池，将光能直接转变为电能。

　　光热利用则是指利用大规模阵列镜面聚焦太阳热能，通过热换装置提供蒸汽，然后驱动汽轮机，带动发电机发电。 相比于近几年俨然成为明星产业的光伏发电，光热发电可谓是是“养在深闺无人识”。

　　而长城证券分析报告显示，截至2009年年底，全球并网运行的光热发电电站总容量达606兆瓦，全部集中在美国和西班牙。在建项目近1300兆瓦，有1.26万兆瓦的项目工程到2014年之前会宣布开工，项目遍及亚洲、欧洲及北非等太阳能资源丰富地区。

　　记者了解到，光热发电有塔式、槽式、碟式和菲涅尔式四种系统。其中，槽式系统最为成熟，商业化运营规模最大，它通过槽式抛物面聚光镜收集太阳能。内蒙古光热项目采用的正是这种系统，但可能需要联合国外的技术公司。

　　而在此前，我国还有一个具有完全自主知识产权的光热项目，正式名称为中国科学院电工研究所八达岭太阳能热发电实验电站（下称八达岭电站），采用的是塔式系统。

　　“按设计，八达岭电站发电容量为1兆瓦，属于示范项目。电站建成后，每年的发电量将达到270万度。”皇明太阳能股份有限公司技术研发中心工程师闫忠告诉本报记者。

　　除中科院和皇明之外，此项目还有华电集团等的参与，属于国家863计划。于2006年立项，2008年获得发改委批准、允许并网发电，总投资1.2亿元。

　　“因为是科研项目，八达岭电站的电价可能要达到5元-6元了。”黄湘透露，这个项目的建设过程中，还要建设许多实验室，来跟踪电站的效率、特性等，“投入大，所以电价高。”

　　“相比光伏发电在我国已经形成了产业，而光热发电还处于示范阶段。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦表示。

　　与280兆瓦光伏招标中，130多份标书、8成以上来自央企相比，目前来看，不差钱的“国家队”其对光热发电的关注度要小得多。

　　五大发电集团中，最早介入光热发电的正是华电集团，它拥有自己的光热研发中心，目前已经在河北廊坊、甘肃金塔、新疆格尔木等地开展光热发电前期工作。

　　2009年12月，华电与澳大利亚雄狮国际签署合作协议，准备合作在格尔木开发1000兆瓦光热发电项目； 今年1月又与嘉峪关市签署包括发展光热发电在内的战略合作协议。

　　国电集团与青松建化合作在新疆吐鲁番开发太阳能热发电300兆瓦，目前示范项目仅0.1兆瓦。华能集团则计划在西藏拉萨建设一个规模达到50兆瓦的光热电厂。

　　此外，则是地方国企有一些零星的光热电厂建设计划。“山东蓬莱电力设备公司、北京康拓工控、西安航空发动机集团公司等企业，也都宣布了各自的前期的规划，各地项目加起来，总规模已经超过4000兆瓦。”中投顾问新能源行业首席研究员姜谦告诉记者。

　　成本争议迭出：光伏PK光热

　　实际上，因为单个电场容量很大，光热发电单位电价成本的下降潜力巨大。

　　长城证券研究报告显示，目前美国光热发电电站建设的平均成本约为4000美元/千瓦，发电成本约为每度0.12-0.18美元。

　　但在中国，受制于光热发电技术的不成熟，这样的成本并不会很快的实现。不过黄湘还是认为，“最终目标要和现在的煤电价格相同，才能达到商业化推广的结果。”

　　他告诉记者，光热发电的热转换成本与现在的煤电成本无差，关键就在光转化为热的过程，也就是光的收集成本。“在材料耗量上，光热发电的钢材消耗比煤电锅炉大6倍，混凝土则是2.5倍。”

　　不过，如果仅就光热发电本身而言，不少人都相信，一旦启动，它的发展速度将比光伏更快。这并非痴人说梦。

　　“从能量转化效率上来讲，光伏可以达到17%-18%，而光热的转化效率则略高一些，最高为30%。”黄湘告诉记者。

　　中国电力科学院研究院副总工程师胡学浩在接受本报记者采访时则表示，不同于光伏通过电力电子发出直流电，光热发电和火电一样是通过蒸汽轮机发出交流电，更有利于电力系统的稳定。此外，光热发电自带热储存系统，与还需另配储能装置的光伏发电相比，前者的性能更好，价格也比较低。

　　有研究显示，太阳能光热发电要求直接辐射在每年2000千瓦小时/平方米以上，这个资源条件全世界只有美国、西班牙、非洲和中国具备。

　　中国科学院电工研究所博士姚志豪告诉记者，中国有130万平方公里的沙漠荒地，其中30万平方公里具有开发光热电站的条件，其中如果有8万平方公里用来进行光热发电开发，其装机量就能达到去年全国装机的总额。

　　国家发改委能源所副所长李俊峰认为，光热发电的价格最终也会被证明成本高于光伏。同时，太阳能热发电最适宜的地区，是有便宜水源、便宜土地和大量日照的地区，而中国具备这种条件的地区很少。 对此，黄湘则表示，他的课题组研究的是节水型的技术，“水耗量和传统的火电相比，只是后者的10%。” (来源：房田甜)