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　　CSPPLAZA光熱發電網報道：近段時間以來，關于傳聞的1.1元的建議上網電價是否合理在光熱發電行業內引起了廣泛討論，筆者認為，1.1元的電價不足以保證我國首批光熱示范項目取得全面成功，不足以幫助我國光熱發電產業通過本輪示范建立起具有國際競爭力的成熟產業鏈。

　　根據《關于組織太陽能熱(re)發電示范(fan)項目建設的(de)通知(zhi)》精神，在國(guo)家能源局(ju)采用(yong)優先考慮上網(wang)電價(jia)合理性(xing)并統籌考慮經濟性(xing)和技術先進(jin)性(xing)的示范項(xiang)目篩選機制下，項(xiang)目業主為求入圍，在保證技術可行性(xing)的前(qian)提(ti)下，已(yi)盡(jin)可能壓低了(le)其對(dui)經濟收(shou)益(yi)方面的訴(su)求，其申報電價(jia)已(yi)在很大程度上反映了(le)當前(qian)我國(guo)開發光熱發電項(xiang)目的觸底成本，幾乎已(yi)不存在可以進(jin)一(yi)步壓縮的空間。

　　據統計，總計109個申報項目的平均申報電價為1.2418元，其中僅有4個項目的申報電價在1.15元以下，且皆為沒有實際工程經驗的項目方所報，其電價核算依據基本沒有可參考價值。

　　為盡可能地探究光熱發電項目的真實電價，我們應更大程度上參考中控太陽能（1.198元）、中廣核太陽能（1.2012元）、華電工程（1.225元）、首航節能（1.23元）等擁有一定的工程實踐經驗、對項目經濟性有長期而深入的研究、在電價核算方面有真實數據依托的項目方所申報的項目電價。綜合來看，這四個項目方的平均申報電價為1.213元，這一電價基本上可以真實反映在規定的經濟性分析邊界條件下，我國光熱發電示范項目開發的可接受電價。

　　在2011年我國首個光熱發電特許權招標項目鄂爾多斯50MW槽式電站失敗的招標經驗基礎上，2015年，光熱發電行業對電站的投資成本已經有了相對深入的了解和客觀的認知，國家能源局也明確要優先考慮的是電價的合理性，既不要高價，更不要低價，要的是一個合理電價。在這一正確方針的引導下，本輪示范項目的申報電價總的來看是具有較大參考價值的，能夠反映真實的投資方最低可接受的電價成本。

　　因此，示范電價的制定應以示范項目的申報電價特別是被列入備選的示范項目的申報電價為重要參考依據，有理由相信，備選示范項目的平均申報電價在1.2元以上，最合理的首批示范項目電價也應在1.2元左右。

　　光熱發電是一種穩定可調、綠色環保的高品質新能源電力生產技術。同時，其產業鏈輻射范圍極廣，涉及玻璃、鋼鐵、化工、機械等多個國民經濟的重點產業領域，經濟拉動效應十分明顯。據國際能源署預測，到2050年，太陽能熱發電應可貢獻全球11%的電力需求。

　　我國光熱發電產業走的是實驗、示范、規模化發展的三步走路線，當前我國正處于規模化光熱電站的示范開發階段。國家能源局對光熱發電示范階段的大概路線有清晰的描述：通過組織一定規模的商業化示范項目建設，帶動我國光熱發電技術和設備制造能力的提高，形成覆蓋工程設計、設備制造、工程建設、運行管理的全套技術，在此過程中促進光熱發電提高技術水平、降低成本。在光熱發電技術成熟和成本顯著降低后，再繼續擴大光熱發電的建設規模。

　　這段話基本概況了示范到規模化發展兩個階段的關系，其對光熱發電示范的任務和意義的闡述是理性而客觀的。示范項目的實施正是在我國光熱發電技術尚未完全成熟、整體產業鏈尚未完全健全的環境下推進的。在這樣一個階段推動示范項目開發，同時必須要考慮這種技術在中國特殊自然環境下的實踐風險，并預留一定的試錯空間。

　　當然，這也是任何行業在發展的初級階段必然面臨的共性問題，這些問題的存在必然導致項目開發的成本偏高，示范的目的也正是在現階段通過啟動實際的項目建設，以求在未來兩到三年內將光熱發電的成本降低至一個新的水平。沒有對示范階段的培育，就難有更進一步的成本削減。

　　我國目前已經基本建立了光熱發電的產業鏈，具備了啟動示范項目的基礎，示范項目對產業鏈層面的帶動價值則在于可通過一批示范項目建立起有具有競爭力的產業鏈，即穩定的、高質量的、低價格的產業鏈。

　　對示范項目的意義和價值有了清晰的認識，我們就可以清醒地認識到，對示范項目的電價扶持應以足以啟動經過優選的示范項目的開發為前提，而不應以競價思維來倒逼項目方無奈接受。否則我們最終的示范結果只可能是，一些對光熱發電沒有深入研究的項目方無知者無畏，接受了這一電價，最終在經過認真核算后發現經濟性不足而放棄項目開發權，抑或為壓縮項目投資成本，提高經濟性，在技術和設備采購等方面大量采用低質低價的產品和服務，導致示范電站建成后無法正常運轉而失敗；而另一些對光熱發電有積累有經驗的項目方考慮到項目的投資可行性不足，而最終選擇退出示范項目開發。其最終將直接導致示范項目以全面失敗告終，國家能源局通過示范項目提升技術、降低成本等設想化為泡影。

　　此前光熱發電行業普遍期望電價定在1.2元左右，如果按傳聞的1.1元電價，即降低0.1元的補貼額度，將帶來什么影響？

　　從國家財政補貼角度來看，我們可以做個簡單的推算，按照示范項目年均利用小時數3000小時計算，1GW示范項目的年發電總量為30億kWh，總的年補貼金額減少3億元。3億元/年的差額對國家的整體新能源財政預算來說并不是一筆大數字。有這3億元，帶動國內的制造業產值超過1千億元（大批的配套生產設備投資、原材料投資、電站設備投資、技術改造升級投資等）。但如果沒有這3億元，對光熱發電產業將造成致命性的毀滅性打擊。

　　我們可以確定的是，少了這0.1元，絕大多數光熱發電項目將喪失投資可行性，尤其是針對具備較強實力的央企類項目開發商而言，因國資委對央企投資項目收益率的嚴格要求，其將沒有任何動力再去開發光熱電站；對類似于中控、中海陽、首航節能等民營光熱開發商，其均將面臨項目融資的極大困境，在此電價基礎上，無法說服金融機構給予其支持來撬動動輒十億級投資的光熱電站。

　　示范項目無法順利啟動，國家能源局規劃的1GW示范項目必然“胎死腹中”，此次如果不盡快出臺一個適中的光熱示范電價，國家“十三五”規劃到2020年完成10GW光熱發電項目裝機的目標更將成為空中樓閣。

　　對光熱發電示范項目的電價補貼控制在約1GW的總體體量內，其是以示范來推動光熱發電技術及產業鏈走向成熟、從而幫助培育一個新的綠色經濟增長點為目的的，這使其在本質上有別于光伏和風電的統一上網電價補貼。在示范、培育的目標定位下，給予恰當的上網電價更顯重要，一旦定價失誤，得到的極為有限，毀掉的可能不僅僅是一兩個項目，而是一個新生的產業。

　　同時，從產業(ye)層面來看，示范(fan)項目(mu)對處于(yu)艱難煎熬期的(de)光熱(re)發電(dian)(dian)行業(ye)企(qi)業(ye)而言，是其在多(duo)年大量投入(ru)后首次面對的(de)一個生死攸關(guan)(guan)的(de)市(shi)場(chang)機遇，如果這一市(shi)場(chang)無法(fa)盡快啟動(dong)、正常啟動(dong)，整(zheng)個光熱(re)發電(dian)(dian)產業(ye)鏈(lian)上百家相(xiang)關(guan)(guan)企(qi)業(ye)多(duo)年來對光熱(re)的(de)投入(ru)將盡“打水漂”，部分業(ye)務高度集(ji)中于(yu)光熱(re)發電(dian)(dian)產業(ye)的(de)企(qi)業(ye)將再無能(neng)力維持下去而走向破產倒閉，整(zheng)個光熱(re)發電(dian)(dian)產業(ye)甚至(zhi)將被全盤拖垮。

　　時間已非常緊迫，為完成國家能源局2017年底前建成一些示范項目的目標，并為十三五完成10GW光熱裝機規劃打下基礎，同時為拯救眾多處于煎熬期的產業鏈企業，出臺一個合適的光熱電價已是迫在眉睫。