光热发电招标遇冷 “零起点”项目拉动市场

　　默默无闻许久的光热发电迎来了准生证。

　　10月20日，国内首个太阳能商业化光热发电项目——内蒙古鄂尔多斯的50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目正式招标。然而首轮光热发电特许权招标的启动似乎还不能引爆中国太阳能热发电市场。

　　“看热闹的多，掏腰包的少

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• 鄂尔多斯

　　显然，在复杂的光热发电装置和居高不下的发电成本面前，企业也多了几分犹豫。

　　招标遇冷

　　与国内风电和光伏电站建设的如火如荼相比，光热发电此前几乎是一片“不毛之地”。

　　根据我国2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》，未来将在内蒙古、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，到2020年，全国太阳能热发电总容量达到200兆瓦，光伏发电总容量达到1800兆瓦。

　　然而至2009年底，国内光伏发电生产量已达4000兆瓦，居世界第一，消费量超过200兆瓦，居世界第十。但光热发电从设备制造到应用却几乎为零，到2010年年末才有第一个50兆瓦的商业化示范项目。

　　“与光伏发电相比，光热发电电力品质好，不存在间歇发电的问题，可担当基础电力负荷。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦对记者说。

　　记者在采访中发现，国内多数企业对于此次招标仍在观望。据上述业内人士透露，10月20日发标以后，只有少数几家企业表示了投资意向，其中包括了国企和外企，“我知道的是5家，毕竟这是第一个项目，国内企业对于光热技术也比较陌生。”

　　“‘十二五’期间，中国太阳能装机容量预计会达到5000兆瓦，其中光伏发电市场生产已经规模化，应用市场也正在逐步打开，而无论是设备制造还是应用都是‘零起步’的光热发电市场，能从其中分得多大的一杯羹，要看市场的接受程度。”孟宪淦说，目前还仅仅是示范和研发阶段，应该进行基础的研发投入，而不要过早的有商业行为。

　　有不少业内人士直言对光热发电并不看好。“如果是我是投资者，我绝对会选择光伏，因为光热发电太复杂了。”一位长期关注光伏和光热发电市场的专家对记者直言，光热发电装置非常复杂，这种复杂的装置要保证连续可靠的工作，管理和维修费用很高，同时这项技术目前发电成本太高，每度电发电成本在2元以上，目前的投资成本几乎是光伏发电的3倍，国内企业很难承受。

　　“零起点”项目拉动市场

　　无论如何，首轮特许权招标仍被业内人士看做是国内光热市场的一个开始。

　　“国内之前几乎没有市场，光热发电核心设备像反射镜、集热装置及跟踪系统等技术及制造能力，只掌握在极少数的科研机构和企业手中，距离产业化的目标还很远。”一位参加项目前期工作的业内人士对记者表示，国家之所以要在产业还这么不成熟的情况下招标，一定程度上是想要推动光热发电。“成本下降都是需要一个过程的，通过特许权招标项目，企业在资金投入和技术创新方面会更有动力，带动技术的进步，发挥特许权项目对设备制造的推动作用。”

　　“国家这次特许权招标是希望把上网电价控制在每度1.8元左右，这样对于光热发电的长期发展更有利，与光伏相比也不至于差太远，但是要做到1.8元，企业压力会很大，很难实现。”一位从事太阳能开发的央企负责人对是否参加此次招标略显犹豫。他对记者表示，光热发电制造业的现状是，投资的企业不多，特许权招标项目只是一个启动，应用市场之前也几乎是空白，既没有有代表性的企业能够拿出成熟的、有竞争力的产品，也没有成熟的产品问世，也缺乏系统能够验证产品是否具有竞争力，而且按照国际材料供应情况和国内技术成熟度来看，项目成本很难控制，因此这种情况下，即使是国家队也不会草率行动。

　　上述央企负责人也表达了对光热发电发展瓶颈的担忧，“光热发电到底是不是下一个新能源蓝海关键看成本，看与光伏相比谁的成本控制能力更强，还要看光热发电能否摆脱对水的依赖。”

　　但根据记者了解，此轮特许权招标项目原定税后上网电价在2元/千瓦时以上，与今年光伏特许权招标0.7288元/千瓦时相比显然过高，而且，光热发电只适合年辐射量在2000千瓦时/平方米以上的地区，同时还需要大量水源来冷却。一般说来，50兆瓦的光热发电系统年用水量在15万立方左右，而问题在于，符合以上日照和用地条件的地区，大多在西北西南，水源相对匮乏。