上网电价是首批示范项目能否达到预期的关键

记者：请介绍下目前我国光热电站的发展情况。

孙锐：我国首批示范项目的申报和评选工作已于2015年11月完成，但由于上网电价政策尚未出台，入围的工程项目尚未公布。尽管如此，少数工程项目为了抢时间已经开工建设，大多数项目还在等待上网电价的出台，要根据投资回报情况做出最后的投资决策。

记者：您刚刚谈到我国首批光热发电示范项目的评选工作，那么在这个过程中是如何考虑电价因素的?

孙锐：可以说，上网电价是我国光热发电行业发展的最关键因素。如果没有上网电价政策，各发电企业无法测算工程项目投资回报，这就使得企业很难做出投资决策，同时银行也不能提供贷款，工程项目寸步难行。

在首批示范项目的申报和评选中，上网电价作为一个评分项，并对上网电价测算的边界条件进行了明确规定。绝大部分项目对上网电价都做了认真的测算，为了能够申报成功，各申报单位也尽可能控制了项目的上网电价。光资源条件较好的地区，大部分申报项目的上网电价在1.18～1.3元/千瓦时之间，有少数项目业主可以通过股票市场发债的方式获得低成本的融资，申报项目的电价要低一些。

按照第一批示范项目预先确定的程序，政府主管部门确定统一的上网电价后，对于入围项目中申报电价高于政府定价的项目，要征询业主的意见，是否承诺还愿意建设项目。如果政府定价过低，与申报项目的电价差距较大，业主很可能退出示范项目建设，致使示范项目总的装机规模减少，对光热发电产业发展的拉动作用减弱。如果装机规模能够实现预期的1吉瓦，我国光热发电产业即可走入规模化发展的道路，一两年后，第二批项目的上网电价就会有明显的下降。相关权威机构编制的《中国太阳能发展路线图2050》曾估算，光热发电的上网电价到2020年可降低到0.75元/千瓦时以下。

记者：谈谈国际上光热发电的电价吧，未来下降的空间有多大?

孙锐：目前国际上光热发电工程项目招标的上网电价在0.15美元/千瓦时左右。这里必须要说明的是，要比较光热发电项目的上网电价，一定要同时对比项目厂址的太阳直接辐射资源条件，国外绝大部分光热发电项目的太阳直接辐射资源条件比我国优越。粗略估算，其他条件完全相同的光热发电机组，如果太阳法向直接辐射量(DNI)高出30%，机组的年发电量就会高出30%，上网电价就会下降约30%。

国际权威机构预测，到2020年光热发电的上网电价将降低到0.08～0.09美元/千瓦时。根据国际上光热发电进展情况及我国的产业发展状况，同时考虑到未来化石燃料发电将会增加的碳排放成本，预计到2030年光热发电实现平价上网是有可能的。

这里必须强调的是，在比较不同发电种类的电价时，还要比较电力品质。集中建设的风电和光伏电站需要系统中配置储能电站或利用其他电源进行调节，这是有额外的投资成本和运行维护成本的。因此，对不同种类发电进行比较，首先要把电力品质拉到同一水平上，要将为其配套的储能和调节电源的投资成本和运维成本叠加到它自身的发电成本上，这才是客观、公平的比较。

电价落实后或将引发光热发电爆发式增长

记者：我国光热发电蓄势多年，一旦电价政策落实，将会呈现怎样的情景?

孙锐：我预计会出现一个爆发式的增长。但也要看到，光热和光伏、风电有很大的区别。光伏和风电的技术主要集中在独立的设备上，而光热发电则是一个系统集成，关键技术不仅仅在于设备本身，还包括系统连接和系统控制，因此，光热要比光伏和风电复杂得多。光热发电项目的设计、安装、调试和运维，都需要非常专业的团队，具备很高的技术门槛。同时，光热发电项目对外部条件的要求也比光伏和风电苛刻，它更适合大规模集中建设。因此，要使光热发电健康有序地发展，需要对适合建设光热发电项目的区域进行合理的规划，统筹规划好建设场地、水资源供应、电力外送等。

记者：您有没有对未来的装机规模进行过估算?

孙锐：我认为，如果政府确定的上网电价合理，第一批示范项目能顺利开工建设，一两年后再启动后续项目，到2020年，完成10吉瓦的建设目标是完全可能的。由于受到我国西部地区电力消纳空间的限制，大规模的光热发电基地需要配套建设特高压输电外送通道，因此，光热发电的装机规模很大程度上取决于输电通道的建设规模，或者说取决于我国能源政策的落实情况。2020年以后，仅从光热发电装备及材料生产能力和工程建设周期上考虑，每年建设10～20吉瓦是能够做到的。按照我国西部地区的太阳能资源条件和拥有的荒漠、戈壁的土地资源情况，光热发电的装机容量可以达到几十亿千瓦，发展前景十分广阔。