光热发电示范项目申报热潮涌现_能谱网

作者: 能源节能  发布:2019-12-21

而对于外企而言,如Abengoa、BrightSource等均已在国内青海、甘肃各地圈占了一些自有项目资源,他们也在积极筹备申报示范项目。通知中并未明确不允许外资企业作为项目业主方参与示范项目申报,但仍有人对此表示担忧,“虽然明的没有限制,但根据以往的经验,外资企业作为项目业主入选的可能性还是很小很小。”

2015年始,政府层面关于示范项目实施方案的进一步协调始终未见,推动示范项目政策出台的大环境甚至不如2014年初期。行业内甚至开始怀疑中国到底是不是还要搞示范项目?这么长时间过去了,一个示范项目的实施方案为何如此难以确定?

记者今日采访了一些预申报示范项目的项目方。对于已获核准备案、前期工作已全部完成或已在建的项目,如华电金塔项目、甘肃光热阿克塞项目、中广核德令哈项目等,因前期准备工作已十分齐备,目前仅需按要求准备相关资料上报即可。但对于前期工作欠缺、甚至连可研都还未完成的项目方,为完成相对高质量的申请报告上报,亟需解决一些现实问题:已报发改委申请备案的项目方开始着力推动政府尽快给予备案,可研正在推进的项目方开始督促设计院加快可研进度,尚未开始可研编制的项目方目前则只能着手解决眼前编制申请报告遇到的问题。如光资源数据问题等。

2014年,国家能源局、国家发改委价格司、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院等职能部门先后于2月18日组织召开了“光热发电示范项目电价政策座谈会”、于4月29日组织召开了“光热发电示范项目技术要求及申请报告大纲征求意见讨论会”,对推进我国光热发电示范项目建设的相关问题进行了重点研讨,并形成了初步统一的框架方案。

另需注意的一个细节是,通知明确,经济性测算中考虑的增值税税率暂按经营期25年内17%测算,目前光伏发电执行的增值税率为即征即退50%,至今年12月31日到期,是否延期未有定论。按此前说法其应与光伏享受同等政策,但时值年末,17%的设定考虑了这种不确定性,但并不代表光热项目的增值税就将按17%来定,未来如何确定还需等相关细化政策出台。

如果这一定价方案属实,则资源较差地区获得的电价额度将会相对较高,对在张家口等低辐照地区开发光热发电项目的开发商产生利好。以光伏为例,全国三类资源区分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准,最高价和最低价相差0.1元。

“本次示范项目申报的硬性门槛较低,几乎可以说就没有设置什么门槛。”某央企项目业主方代表表示。也正因为此,在此次示范项目申报中,众多民企、央企和国企、外企将展开同台竞技,而最终谁将入选示范项目,官方目前也没有一个确定的准则予以核定。据了解,政府层面的意思是先看示范项目申报的体量有多大、质量层次如何,再在约1GW的总量控制范围内确定以何种方式来评定示范项目归属。

在示范项目申报门槛总体放低、总申报规模大大超过设定基准的情况下,如何从申报项目中优选出1GW的示范项目将成为行业最为关注的问题之一。据了解,对示范项目申报方的投资能力审查、对项目自身的实施方案评估将是决定一个项目是否入选的两大关键程序。

国家能源局在确定示范项目名单后,预计将下发一则新的通知,可能将包括示范项目的获批电价、完工时间限制以及不作为的惩罚机制等规范性内容,以保证获批示范项目进入实质开发阶段,避免重蹈鄂尔多斯项目特许权招标的覆辙。所有工作全部完成,至示范项目名单落地,电价政策明确,预计最快到今年年底前完成。

中国的新能源项目开发,从来不缺圈地的故事。光热发电市场蹒跚前行多年,其中穿插着的一些激动人心的事总是能引发圈地热潮的涌现。

虽然项目资本金比例不低于总投资的20%符合电力行业的通行做法,但对一个50MW的光热项目,20%的资本金相当于3~4个亿,这仍将使部分自身资金实力欠缺的民企丧失机会。国内有为数不少的民营企业圈占了一些示范项目资源,要申报示范项目,目前对其中项目资本金实力不足的民企而言,唯一的可行渠道是与其它具备资金实力的企业捆绑联合开发。目前,有部分民营光热企业正在积极寻求这一通道。

两年半的艰难孕育

示范项目技术方案的先进性、设备的国产化率、经济性测算指标的合理性、项目前期工作情况,以及项目是否具备近期开工条件等将作为审核示范项目的参考。虽然示范项目申报几乎对所有参与方都敞开了大门,但最终是否能入选还需进行综合评审。对所有欲参与的企业而言,尽最大努力做足准备都是必须且必要的。

而已获核准、前期工作已完成的项目在申报示范项目时将具有显着优势。据国家可再生能源信息中心统计,至2014年底,我国太阳能热发电项目已核准的总体规模为1448MW,加上今年以来数个新的获备案项目,总的已获核准的项目规模预计在1800MW左右。这其中完成项目前期所有工作、具备开工条件的项目则并不太多。

申报项目的电价核算是其中最为关键的一项数据,其不但影响到申报项目自身,甚至影响到示范项目整体电价的高低。据通知要求,本次示范项目申报要求在满足运营期成本支出,应缴纳的税费,银行贷款还本付息,和资本金内部收益率不低于10%的基础上,测算平均上网电价。事实上,一些光热项目方为做低电价,将IRR设为8%甚至6%在光热项目中已很常见,这一10%的设定明显高于目前部分光热项目做可研时所设定的基准,但与国资委设定的央企投资项目须满足的最低10%的IRR相吻合。由此可见,这种设定考虑了项目方可能故意以损失IRR换取低电价的可能性,将所有项目方的电价成本竞争拉回到一条水平线上,在此基础上比拼技术、国产化率等。

总体而言,示范项目的确定将依据一整套复杂的评选体系来进行优选,目的是筛选出业主实力强、项目可行性强、成功率高的项目作为示范项目予以扶持。对预申报示范项目的业主而言,当前阶段应设法增强自身资本实力、着手细化对拟申报项目的技术方案和经济性研究。

9月30日的一则通知打破了中国光热发电行业长期以来的沉寂,让众多光热项目参与方的国庆假期变得不同寻常,按《国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目》的通知要求,10月底须完成示范项目向国家能源局层面的上报。除去国庆假期,以及各省能源主管部门的初审时间,留给项目申报方的时间仅余约三周。

我国光热发电产业的发展路径可简单划分为蓄势-示范-成熟三大阶段,经过第一阶段在技术和产业链制造能力方面的多年积累,我国已具备跨入第二阶段的基础能力,即通过一定规模的商业化示范项目建设来验证在我国开发光热发电项目的商业、经济和社会价值。在成功完成示范后,再大规模扩大光热发电的建设规模,进入第三阶段。

“时间仓促,我们国庆假期也没放几天假,都去加班赶项目进度了。”某光热项目业主单位的一位员工说道。除了业主单位,做项目前期工作的设计院单位也被不少业主方督促加快前期可研等工作进度,目的均是为了把申请报告做得漂亮一些,项目方上报的申请报告涵盖的“项目技术和工程方案”以及“投资经济性测算报告”将成为其是否能够入选示范项目的主要评价依据。

直到2014年底,关于光热示范项目的政策方案都未能落地,这对部分行业从业者的信心造成了较大打击。很多圈内人在见面时甚至不愿再去谈示范项目和示范电价的事,在不少人的心中,开始感觉那似乎只是海市蜃楼。而彼时本网记者多次向相关职能部门打探关于示范项目的消息,得到的回复都是一个:“正在和能源局层面沟通。”

事实上,关于示范项目电价政策的设定准则,此前数年,多个相关部门或机构都曾对此进行过专项研究并提出了数个操作建议,其中“一事一议”的定价准则被多方认为最具可行性。但从目前的情况来看,这一定价方式已被认为不具可行性,这其中最大的不可行性来自于其潜在的滋生巨大的权利寻租空间的可能性。

据圈内相关信息,示范项目将可能采用项目方报送针对具体申报项目的的实施方案,省级能源主管部门对其进行优选后报送国家能源局,国家能源局再组织专家进行审核后确认的方式确定示范项目名单。评选的标准涉及项目经济性、技术可行性、国产化率等等一系列要素。

据CSPPLAZA记者多方了解,目前已经可以确定的是,示范项目的建设总规模已确定为1GW,这与此前行业预测的规模一致。拟申报项目的单机容量不低于50MW。若以50MW一个项目计算,总示范项目获批量将控制在20个以内。实际上以国内目前着手开发的项目来看,单机多为50MW,但也不乏100MW级以上单机的项目。

而据了解,正式稿的示范项目定价政策将有可能采用分辐照资源区域核定电价的方案进行。

中国要启动商业化光热发电示范项目建设最早可追溯至2013年,当年4月,国家能源局决定尽快开展光热发电示范工程的建设,委托电力规划设计总院为主导单位编写“光热发电示范工程的技术条件及实施方案”,是年,该方案的草案得以完成并上报至国家能源局。该方案将作为示范项目申报的重要附件随《通知》一起下发。

但在采用相同技术方案的前提下,辐照资源越差,项目经济性就越差。经济性又与电价的核定政策相挂钩,如果是统一示范电价,则几乎不会有人愿意去开发辐照资源较差的项目。

于是,至今年9月份,关于示范项目即将落地的传闻开始逐步演变为现实。

技术路线上,示范项目将以塔式和槽式项目为主,但对采用菲涅尔和碟式等其他技术路线的项目也不予限制,这与最初拟定的实施方案相比,放宽了进入门槛,对采用非主流创新型技术的项目方而言是一大利好。

而为最大程度上起到示范的效果,示范项目对采用同一技术路线和同一地域的项目总量将给予限制,据了解,同一项目业主在同一地区申报超过一定数量的示范项目时,所采用的技术路线应不同,同一项目业主在同一地区申报的总的示范项目的数量应不超过一定数量。具体的数量设定正式稿中将会给予最终确定。

商业化示范项目建设是其中最关键的、具承上启下意义的一个阶段,其实施效果将直接影响整个光热发电产业的发展前景,甚至在一定程度上决定这个行业的生死。

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