我国光热发电度电成本离7.3美分/0.5元有多远？

　　7.3美分/kWh（约0.5元人民币/kWh）是今年来屡屡刷屏的迪拜DEWA700MW一塔三槽光热发电项目的最终中标电价，一时创下同类商业化电站价格的最低记录，被全球光热发电行业人视为一个标杆。

　　该项目同时也被视为我国企业深度参与的海外合作光热发电项目典型，上海电气担任EPC总包，丝路基金、中国工商银行、中国银行、中国农业银行等提供资金支持，此外我国中建三局二公司海外分公司、中国电力工程顾问集团华东电力设计院、内蒙古电力勘测设计院等也担任重要角色。

　　当前我国首批光热示范项目电价为1.15元/kWh，约合17美分/kWh，比上述电价高了足足两倍多。那么结合我国光热当前的发展情况，未来我们是否能达到，甚至低于这样的电价成本呢？

　　根据JohanLilliestam（苏黎世联邦理工学院）和RobertPitz-Paal（德国宇航局太阳能研究所）对迪拜和南澳的这两个项目的分析发现，除去技术方面不断创新引起的成本下降之外，还有其他两个要点在推动这两个电站降低电价的时候起到了重要的作用：

　　1.一个稳定的、长期的购电协议（PPA），或者一个基于自由市场化电力交易的新型购售电模式；

　　2.极低利率的优惠贷款和宽松的融资条件；

　　此外，引入不同光热技术配比或者光伏的混合电站模式和近乎零成本的土地使用也是重要的原因。

　　CSPFocus光略咨询尝试从以上几个角度分析，看看我国光热短期内是否能够到达这样低的电价。

　　在此前发布的50MW塔式电站土地支出上亿？我国光热发电项目非技术成本居高不下（点击查看）一文中，着重分析了我国相对较高的土地及税务成本对开发光热电站带来的成本负担，呼吁国家、地方政府能够给予光热行业更多的支持和包容。

　　此外，融资环境对包括光热发电在内的新兴产业发展尤其重要，已发布的国企观望、民企融资难我国光热发电融资环境如何破局？（点击查看）文章当中从国企、民企两个群体着手分析了我国光热发电面临的现状：大规模融资相对占优势的国企比较保守，追求“稳定”，而积极投入光热事业的民企又面临融资难的挑战。不久的将来，随着我国首批光热示范项目逐渐投运，越来越多实际运行数据的支撑，希望能够给金融机构更多的依据和信心，从而推动光热产业的大发展。

　　本文将就第一点购电协议模式进行补充探讨。

　　纵观我国新能源行业，公认的一大顽疾就是弃风弃光。尽管能源局多次下发过文件来强调各地应加强新能源的消纳，但现实情况是，风电、光伏两大新能源产生的电能仍被大量搁置。

　　再看光热行业，乐观情况下，年底并网的装机预计有200MW，到2020年可达1GW左右。这样的体量甚至不达目前光伏行业一年的新增装机。

　　显而易见的是，在光热产业不成熟、体量较小、短期内新能源补贴不到位、弃风弃光率高居不下的环境下，期望电网企业与发电方签订长期、稳定的购电合同难度颇大。

　　澳大利亚早在1998年就已经建立了国家电力交易市场，Aurora项目在签订了125MW的固定PPA之外，可通过在用电高峰期出售剩余25MW光热电站的储电来保障自身获取更多利润。而DEWA光热项目更是签署了一份长达35年的购电合同，大大降低了度电成本。

　　相比之下，我国的电力市场长期以来实行的是计划经济模式，即根据预测提前规划好发用电量，再将发电指标任务下达给发电厂。在推动电力市场体制改革方面，我国仍然处在初级水平。真正意义上的电力体制市场化改革，可看做是在2015年的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称9号文）出台后才重新启动。

　　当电改进入到深水区，各方利益纠葛盘根错节，我国电电改可能还需要较长时间才能慢慢摸索出适合自身的发展道路。发电方与终端用户的直接交易很大程度上也会从部分地区试点开始，再逐步覆盖到更大的范畴。

　　可见，我国仍缺乏长期、稳定、新颖的购电协议模式来降低光热发电的度电成本。

　　我国人力成本较低，工业基础强，光热产业链做大做强仅仅是时间问题。

　　单纯从技术、规模、人资方面的发展预期来看，我国完全有能力在短时间内达到国际市场的电价水平，甚至于领先。但由于行业处于发展初期，仍然有太多非技术因素决定了我国电价成本难以快速下降。

　　在行业内部不断自我升级，首批示范项目逐步并网投运并稳定发电之后，光热融资的成本和难度会有所下降，国企的进入也会带给投资人更多信心，而土地、税收等优惠政策也会一并而来，这需要光热行业内部积极的向上传达业内的声音和信心，也需要国家、地方政府对行业更多实在的支持和包容。

　　我们有理由相信，在各方努力之下，以上问题若能够尽早妥善解决，我国光热发电度电成本低于7.3美分指日可待。