三部委下發(fā)的《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》對光熱發(fā)電的長遠發(fā)展而言，很難稱得上是為促進其健康發(fā)展而發(fā)。

（來源：微信公眾號“CSPPLAZA光熱發(fā)電平臺”ID：icspplaza）

僅推進商業(yè)化三年左右便徹底失去國補，令人慨嘆中國光熱發(fā)電行業(yè)真是生不逢時。但政策已出，板上釘釘，已無可回旋。光熱發(fā)電行業(yè)的同仁們，將另謀生路的有之，將繼續(xù)“死磕”的亦有之。筆者是光熱發(fā)電的“死忠粉”之一，對行業(yè)的未來發(fā)展不可謂不憂心。但事已至此，如果不愿看到這個行業(yè)在2021年后徹底死去，唯有想盡辦法，全力而為。

新的“打法”預測

2021年底之后，首批光熱示范項目正式結束，固定電價補貼的模式徹底終結。

筆者預測，光熱發(fā)電仍會有一定的市場空間，這個空間很大可能存在于多能互補電站開發(fā)上。風、光、熱、儲的多能互補可再生能源發(fā)電項目將可能成為未來可再生能源項目開發(fā)的主流模式，只有這種多能互補電站才能最大程度上實現(xiàn)友好并網和全額上網。未來要考慮項目開發(fā)收益，不能再單一地考慮單個如光伏項目的開發(fā)收益，而需要考慮整個綜合體項目的綜合效益。對這樣一個綜合體項目，開發(fā)商不用限制技術方案，只需要采取競價模式招標，EPC商自然會給出最具競爭力的技術方案，而是否將光熱打包入整體技術方案，經濟性說了算。典型的如摩洛哥的NOOR Midelt I項目，該項目包含190MW配置熔鹽儲熱系統(tǒng)的槽式光熱發(fā)電裝機，及600MW配電池儲能的光伏電站，總裝機790MW。據(jù)稱，在該項目的技術方案確定上，項目方在光伏+電池儲能和光伏+光熱+電池儲能這兩個方案間徘徊過，最終選擇了帶光熱的技術方案。很大程度上，光熱未來能否有機會，必然要面臨光熱+的綜合經濟性與儲能+的競爭。目前來看，光熱+的經濟性要稍好于儲能+，這一比較優(yōu)勢必須保持并得到發(fā)展。

降電價從兩方面著手

光熱發(fā)電要適應能源市場的變革大勢，成本必須盡快下降，現(xiàn)實來看，至少要保證光伏+光熱與光伏+電池儲能相競爭的經濟性才有機會。國際可再生能源署IRENA此前發(fā)布的報告指出，2018年全球光熱發(fā)電加權平均LCOE為0.185美元/kWh，較2017年下降26%，較2010年下降46%。美國咨詢公司Lazard在2019年底發(fā)布的美國各類能源發(fā)電的全生命周期平準化成本LCOE報告指出，在不考慮聯(lián)邦政府稅收優(yōu)惠的情況下，帶儲能的塔式光熱發(fā)電成本目前為126-156美元/兆瓦時(約合人民幣0.88-1.09元/千瓦時)。在中東北非（迪拜、摩洛哥等）、南美洲（智利）等地區(qū)，憑借優(yōu)越的光資源條件和較低的融資成本等外部有利因素，在招標競價機制下，屢屢創(chuàng)造光熱電價的低價記錄。最具代表性的項目上海電氣EPC總承包的迪拜950MW太陽能發(fā)電項目（700MW光熱+250MW光伏項目），簽約電價為73美元/兆瓦時，購電協(xié)議期35年。海外光熱發(fā)電的電價下降表明，除了技術性的成本下降外，非技術成本因素（土地成本、融資成本、稅費等）影響甚大，而我國當前更加欠缺的是，在推動非技術成本下降方面所作出的能力和取得的成效太少。一句話，要降低光熱發(fā)電的成本，必須從技術性成本和非技術性成本兩個層面齊發(fā)力。

積極尋求地方政府支持

新政明確自2020年起，新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持。海上風電項目多處于沿海經濟發(fā)達省區(qū)，地方政府可能能夠慷慨解囊，支持海上風電的發(fā)展。但光熱發(fā)電項目多處于西北欠發(fā)達地區(qū)，讓地方政府拿錢支持光熱項目開發(fā)，可能性著實不太大。但即便如此，行業(yè)內也需要積極與各地方政府展開對話，探討可能的支持方式。即便非直接的電價補貼支持，其它可以考慮的地方性的優(yōu)惠支持政策也有很多。