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　　2月18日，國家能源局會同國家發(fā)改委價格司組織召開了光熱發(fā)電示范項目電價政策座談會，此舉引發(fā)行業(yè)人士關(guān)注。

據(jù)本報記者了解，本次座談會是政府層面對當(dāng)前情況下推進光熱發(fā)電項目開發(fā)的一次交流性活動，并未形成具體的政策決議成果。

盡管如此，參會人員，特別是企業(yè)人員仍對光熱發(fā)電充滿期待，“今年光熱發(fā)電示范項目的電價政策落地的希望很大，政府或?qū)⒉捎檬痉峨妰r的扶持形式，先期支持一批光熱發(fā)電示范工程的建設(shè)。”一位參會人士對本報記者表示。

電價是關(guān)鍵

“決定這個產(chǎn)業(yè)發(fā)展快慢的關(guān)鍵在于電價政策，但目前我國光熱發(fā)電項目的上網(wǎng)電價遲遲未出。”一位企業(yè)負責(zé)人告訴本報記者，“太陽能熱發(fā)電與其他可再生能源發(fā)電形式一致，成本高于傳統(tǒng)發(fā)電方式，需要政府的政策扶持。”

然而，對于示范電價如何確定，相關(guān)部門目前仍未有定論。

參會人士表示，當(dāng)前光熱發(fā)電示范電價存在兩種選擇，即“統(tǒng)一示范電價”和“一事一議原則定電價”，兩種方式各有優(yōu)缺點。統(tǒng)一示范電價執(zhí)行起來更為簡單，但核定也更為困難。因為不同項目的輻照條件、技術(shù)路線不同，經(jīng)濟性也就明顯不同，統(tǒng)一電價無法做到對每一個項目絕對公平。一事一議原則可以充分考慮各個項目的實際情況，保證項目在保本基礎(chǔ)上擁有合理盈利水平。但該方案的缺陷在于，各開發(fā)商會不自覺地對比各個項目的電價額度，現(xiàn)階段也難有充分理由為每個項目確定足夠合理的電價。同時，這也可能滋生權(quán)力尋租。

此外，還有業(yè)內(nèi)人士對本報記者表示，“可以嘗試分期電價政策，或按裝機量出臺電價政策，直到實現(xiàn)平價上網(wǎng)為止。”

據(jù)多位行業(yè)人士的觀點，政府部門采取“一事一議”的原則來定示范項目的電價的可能性很大。“從理論上來講，這也是當(dāng)前技術(shù)公示期內(nèi)比較合理的方案。”上述人士稱。

高成本是硬傷

雖然光熱發(fā)電具有清潔、穩(wěn)定等諸多優(yōu)勢，但其在國內(nèi)的產(chǎn)業(yè)化進程卻步履蹣跚。

“國內(nèi)對是否發(fā)展這一技術(shù)存在不同的聲音。”中國可再生能源學(xué)會一位不愿具名的專家告訴本報記者，“目前全球光熱發(fā)電裝機量不過幾百萬千瓦，個人認為，光熱發(fā)電短期內(nèi)在中國的前景不甚明朗，第一技術(shù)不過關(guān)，第二工程造價太高。”

有業(yè)內(nèi)人士透露，國內(nèi)首個太陽能商業(yè)化光熱發(fā)電項目——內(nèi)蒙古鄂爾多斯50兆瓦槽式太陽能熱發(fā)電特許權(quán)示范項目中標至今仍未獲得明顯進展。“工程造價太高，0.9399元/千瓦時的中標價肯定難以維系。”上述人士稱。

對于光熱發(fā)電項目的造價，此前中控工程實踐曾估算，“經(jīng)成本優(yōu)化，可將光熱電站造價控制在15000元/千瓦之內(nèi)，隨著技術(shù)進步、產(chǎn)業(yè)規(guī)模擴大，未來發(fā)電成本有望與光伏持平甚至更低。”

但是，接受本報記者采訪的專家均表示，這一目標的實現(xiàn)難度較大。據(jù)了解，北京延慶八達嶺塔式光熱發(fā)電示范項目投資巨大，1MW裝機的投資總額達1.2億。2013年7月并網(wǎng)的青海德令哈50兆瓦太陽能光熱發(fā)電站規(guī)劃總裝機容量50兆瓦，概算總投資也達9.96億元。

盡管如此，企業(yè)仍對光熱發(fā)電項目充滿信心。據(jù)本報記者了解，在此次國家能源局組織召開的座談會上，包括中廣核太陽能公司、金釩能源、中電投集團、大唐新能源等多家已取得光熱發(fā)電項目路條的開發(fā)商相繼對示范項目的電價核定提出了意見和建議。有企業(yè)人士樂觀預(yù)計，今年年中，光熱發(fā)電示范工程核定及配套示范項目電價政策將有望出臺，屆時將引發(fā)我國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的小高潮。