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光热电价政策向储能容量提出要求

导读: “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。”

  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。

  目前,国有企业投资决策要求投资回报率(IRR)大于8%。据金建祥测算,若电价为1.1元/千瓦时,IRR为7%。当电价为1.15元/千瓦时,IRR将大于8.5%,净资产收益率(ROE)也将提升3.8个百分点;此时若通过严格控制采购成本,实际投资比预算低5%,那么IRR仍将大于10%。可以说,这5分钱对于投资者是否投资光热起到了决定性作用。一般而言,对于蓄能8小时、年发电量1.5亿千瓦时的50兆瓦光热电站而言,标杆电价增减5分钱会导致年利润相差750万元。

  此外,文件规定没有列入示范项目名单的项目,无法享受1.15元/千瓦时的电价,也不能列入补贴目录。虽然大多数企业申报电价为1.2元/千瓦时左右,但面对最终出台的价格,专家普遍认为,企业放弃示范项目的几率不大。“比预期稍低的价格,可促进光热发电示范工程企业尽可能采用先进低成本的技术方案、国产设备及材料。”吴玉庭分析认为。同样,刘晓冰也表示这将给予投机者一定的警醒作用。

  电价设定“截止期”必要且公平

  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。”记者在采访中获悉,这充分体现出光热发电并非仅是国家单方面支持,而是国家、地方共同推进的理念。

  吴玉庭表示,税收若能有“免三”、“减三”的政策,就可缩短投资回收期。太阳能量密度低、占地大是光热发电的显著特点,土地优惠措施至关重要。

  “贷款利息高低对于度电成本影响巨大。对于80%的建设资金来源于银行贷款的光热项目,贷款利息降低两个百分点,则度电成本可降低一毛钱。”金建祥提出,只要国家层面出台针对光热发电项目提供低息贷款的政策即可,因此绿色信贷最可期待。

  记者发现,《通知》对1.15元/千瓦时的标杆上网电价给予界定,仅适用于2018年12月31日以前全部投运的光热发电项目,且“2019年以后国家将根据太阳能热发电产业发展状况、发电成本降低情况,适时完善太阳能热发电价格政策,逐步降低新建太阳能热发电价格水平。”

  金建祥认为,上述规定很有必要,并体现了公平的,能督促示范项目尽快实施,避免出现列上名单后迟迟不实施,若干年后再来实施却依旧得享示范电价的尴尬局面。国家要求在2018年底前完成示范项目建设,到2019年就可以根据建设成本、运行效益等情况来考虑未来的电价政策,这是一种理性又务实的做法。

  吴玉庭表示,未来随着光热发电市场的兴起,能够大幅降低成本。因此,国家规定标杆上网电价的截止期是有道理的。刘晓冰对此也表示赞同,“这将为2019年制定国家‘十四五’规划做参考。”届时,面临不能按时“全部投运”的项目,也将减少国家财政资金的压力。

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