CSPPLAZA光熱發電網報道：從2010年我國啟動首個光熱發電特許權招標項目至今，已四年有余，但影響中國光熱發電市場發展的核心電價問題仍未落地，具體的商業化示范項目的電價核定方案也無定論。

　　四年多來，圍繞中國光熱發電產業的電價方案究竟該如何制定這一問題，行業和政府層面已經進行了多次研討，這些研討對行業所產生的實際效果是：從光伏光熱應同價到應給予光熱一定程度上的傾斜的認識上的轉變、從大規模項目開發到先期扶持一定規模的商業化示范項目開發的思路的轉變、從固定FIT政策到示范電價政策的轉變，這些轉變目前在行業層面和政府層面已經形成共識，這也是在理性分析中國光熱發電產業環境條件下作出的理性選擇。

　　但對于啟動商業化示范項目開發的關鍵即電價的制定方案，政策層面看起來還有點猶豫不決，至今未能作出選擇。雖然這一問題也已經過多個層面多個輪次的研討，并形成了多個建議性的方案，但在政府方面看來，似乎并沒有一個完美可行的方案可用。

　　2013年發布的《中國太陽能熱發電產業政策研究報告》曾給出了兩種電價方案建議，一為專家計算電價+運行后虧損補貼方案，一為低電價權重特許權招標+運行后虧損補貼方案。

　　有業內人士指出，上述兩種方案在實際應用層面的缺陷十分明顯，第一種方案給出的專家計算電價幾乎是沒有可行性的，因為目前沒有專家可以據具體項目給出具體的相對合理的電價計算結果，這不僅僅是在尚無大型電站開發運行經驗的中國，即便是在其它國際市場，可操作性都欠佳，因為影響光熱電站LOCE的因素太多，這與光伏電站完全不同。

　　上述第二種方案給出的低電價權重特許權招標沒有任何問題，但如果加上運行后虧損補貼，這個帳就又難算了，除了項目方可能誰都無法準確掌控一個項目到底虧損了多少，如果要準確核定具體的虧損額，需要大量的工作去做，而且這其中極易滋生腐敗，最后可能導致項目開發商一致喊虧的現象出現。同時，這個問題在第一種方案中也存在。

　　行業其它機構和人士也提出了各種不同的定電價方案，總的來看，目前主流的大概有以下五種定電價方案：1、一事一議定電價：在招標機制下通過市場競爭的方式確定不同招標示范項目的示范電價。2、按輻照資源分區域給出不同地區的示范電價。3、一事一議定電價：項目獲核準后由專家組據情況計算給出示范電價。4、一事一議定電價：項目建成后根據項目的實際運行情況給出示范電價。5、按儲能時長給出不同儲熱時長項目不同的示范電價。

　　經過過去兩年來行業和政府層面的不斷研討，目前基本可以確定的是，首批商業化示范項目不宜采取統一示范電價的策略來推進實施，宜采用一事一議方案。一事一議也有上述三種模式可選，有行業人士從國家能源局新能源與可再生能源司獲悉的消息稱，政府層面目前似乎傾向于選擇在項目建成后一事一議定電價的方案來推進示范項目的實施，也即上述第四種方案。

　　電力規劃設計總院副院長孫銳此前對CSPPLAZA記者表示，“如果采用這種定電價的方案，政策方面應給出一個具體的框架，即保證給予某個示范項目在建成后可以獲得合理的資本金內部收益率的電價。”

　　而政府要制定具體的實施框架，可能又會面臨很多難解的問題，比如如何設置電價補貼的上限？應該保證給予項目方多大的收益率？這一收益率是否應該統一？如果項目方實際核算的成本高出了應該補貼的電價上限，又該如何？

　　多位業內人士同時認為，這種建好項目再給電價的方案可能對某些有冒險精神的民營企業可以起到一定的激勵作用，但并不能激勵手握多個項目資源的電力央企迅速啟動項目開發，當前國資委對央企的考核愈趨嚴格，同時囿于央屬電企的特殊屬性，對沒有預知收益回報率、存在較大未知風險的項目，項目審批在集團層面估計很難過關。對于投資額動輒20億元的大型光熱電站，如果央企不能參與，對整體市場的拉動可能會較為有限。

　　退一步說，即便有項目方愿意先建項目再拿電價。在示范項目建成完成后，以什么樣的準則來確定電價仍是一個問題。如果通過評估項目的實際投資和運維成本加上一定的IRR來核定電價，可能又會滋生尋租空間，比如項目方可能會故意作假財務報表、賄賂電價核算專家組成員以謀取更高的電價支持。另外，不同項目方在同一地區建設的兩個項目可能存在較大的成本差距，如果在相同的IRR支持下，則不利于提高項目自身的成本優化積極性，同時對國家的補貼也是一種浪費。

　　從本質上來看，電價難定的核心在于我們無法在尚未建成一系列商業化示范工程的前提下，就憑空制定出一個相對合理的電價或完全可供實踐所用的核“電價”準則，因此，只要涉及人為的計算電價的機制在里面，該電價方案就難具可行性。那么，到底誰才能給出一個合理的電價或定電價方案，筆者認為，在招標機制下通過市場競爭的方式讓市場來確定不同招標項目的示范電價是最具可行性、最簡單有效的方案。

　　2011年我國首個光熱特許權項目招標雖然最終被證明是一次失敗的嘗試，但行業不能因為一次招標的失敗就斷定這種模式是不可行的。要理性認識到的是：鄂爾多斯項目招標的失敗是在特定時間點下、特定的外在環境下、特定的招標規則條件下所產生的失敗案例。今天的情況與2011年已經大不相同，首先，在外部環境下，2011年我國光熱發電產業鏈還十分不成熟，項目開發商對光熱發電的認識極為有限，其給出的投標電價并非理性的產物，而今天，我國光熱發電產業鏈已相對健全，無論是民營項目開發投資商還是電力公司，對光熱發電項目開發的難度和經濟性已經有了較為理性的認知，這決定了他們不可能再投出一個毫無依據的電價；再者，2011年項目招標設置的投標規則不夠嚴格，導致中標方幾乎不用支付什么違約成本，項目最終不了了之。而現今再啟動項目招標則完全可以吸取首次招標的經驗教訓，通過設定嚴格的投標規則如限定建設期限、逾期則處罰款，收取一定額度的中標保證金，逾期不建則不予退還，同時收回項目開發權等措施來吸引真正有實力的開發商參與投標。同時根據項目當地的輻照資源等環境條件，設定一個電價上限，并放寬投標人的資格范圍，允許民營企業與外企捆綁、允許公私捆綁等多種聯合體方式參與競標。

　　事實上，當前中東南非印度等新興光熱發電市場的項目開發無不采用了這種招標方式進行，招標方式通過充分的市場競爭，和簡單有效的方法篩選出了一個項目的最佳開發商，同時幫助持續拉低了光熱發電項目的上網電價。招標模式不但有益于快速推進項目的開發，同時有助于降低光熱發電的成本，當電價在充分的市場競爭中產生時，所有投標人的關注焦點都會落在降低其開發成本上來。南非、摩洛哥等市場招標項目投標電價的持續降低也已經證明了這一點。

　　如果因為鄂爾多斯項目招標的失敗就否定這種模式在中國的可行性，對中國光熱發電行業或許是一大損失。誠然，招標模式也并非完美無缺的方案，特別是在中國的環境下，這種模式也常常被人所詬病。但對于光熱發電這一特殊市場，招標可能是最具可行性的商業化示范項目推進方案。因此，筆者建議，應考慮再給招標模式一次機會。