該項目同時也被視為我國企業(yè)深度參與的海外合作光熱發(fā)電項目典型，上海電氣擔(dān)任EPC總包，絲路基金、中國工商銀行、中國銀行、中國農(nóng)業(yè)銀行等提供資金支持，此外我國中建三局二公司海外分公司、中國電力工程顧問集團(tuán)華東電力設(shè)計院、內(nèi)蒙古電力勘測設(shè)計院等也擔(dān)任重要角色。
當(dāng)前我國首批光熱示范項目電價為1.15元/kWh，約合17美分/kWh，比上述電價高了足足兩倍多。那么結(jié)合我國光熱當(dāng)前的發(fā)展情況，未來我們是否能達(dá)到，甚至低于這樣的電價成本呢？
根據(jù)Johan Lilliestam（蘇黎世聯(lián)邦理工學(xué)院）和Robert Pitz-Paal（德國宇航局太陽能研究所）對迪拜和南澳的這兩個項目的分析發(fā)現(xiàn)，除去技術(shù)方面不斷創(chuàng)新引起的成本下降之外，還有其他兩個要點在推動這兩個電站降低電價的時候起到了重要的作用：
1. 一個穩(wěn)定的、長期的購電協(xié)議（PPA），或者一個基于自由市場化電力交易的新型購售電模式；
2. 極低利率的優(yōu)惠貸款和寬松的融資條件；
此外，引入不同光熱技術(shù)配比或者光伏的混合電站模式和近乎零成本的土地使用也是重要的原因。
本文將就第一點購電協(xié)議模式進(jìn)行補(bǔ)充探討。
縱觀我國新能源行業(yè)，公認(rèn)的一大頑疾就是棄風(fēng)棄光。盡管能源局多次下發(fā)過文件來強(qiáng)調(diào)各地應(yīng)加強(qiáng)新能源的消納，但現(xiàn)實情況是，風(fēng)電、光伏兩大新能源產(chǎn)生的電能仍被大量擱置。
再看光熱行業(yè)，樂觀情況下，年底并網(wǎng)的裝機(jī)預(yù)計有200MW，到2020年可達(dá)1GW左右。這樣的體量甚至不達(dá)目前光伏行業(yè)一年的新增裝機(jī)。
顯而易見的是，在光熱產(chǎn)業(yè)不成熟、體量較小、短期內(nèi)新能源補(bǔ)貼不到位、棄風(fēng)棄光率高居不下的環(huán)境下，期望電網(wǎng)企業(yè)與發(fā)電方簽訂長期、穩(wěn)定的購電合同難度頗大。
澳大利亞早在1998年就已經(jīng)建立了國家電力交易市場，Aurora項目在簽訂了125MW的固定PPA之外，可通過在用電高峰期出售剩余25MW光熱電站的儲電來保障自身獲取更多利潤。而DEWA光熱項目更是簽署了一份長達(dá)35年的購電合同，大大降低了度電成本。
相比之下，我國的電力市場長期以來實行的是計劃經(jīng)濟(jì)模式，即根據(jù)預(yù)測提前規(guī)劃好發(fā)用電量，再將發(fā)電指標(biāo)任務(wù)下達(dá)給發(fā)電廠。在推動電力市場體制改革方面，我國仍然處在初級水平。真正意義上的電力體制市場化改革，可看做是在2015年的《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（簡稱9號文）出臺后才重新啟動。
當(dāng)電改進(jìn)入到深水區(qū)，各方利益糾葛盤根錯節(jié)，我國電電改可能還需要較長時間才能慢慢摸索出適合自身的發(fā)展道路。發(fā)電方與終端用戶的直接交易很大程度上也會從部分地區(qū)試點開始，再逐步覆蓋到更大的范疇。
可見，我國仍缺乏長期、穩(wěn)定、新穎的購電協(xié)議模式來降低光熱發(fā)電的度電成本。
我國人力成本較低，工業(yè)基礎(chǔ)強(qiáng)，光熱產(chǎn)業(yè)鏈做大做強(qiáng)僅僅是時間問題。
單純從技術(shù)、規(guī)模、人資方面的發(fā)展預(yù)期來看，我國完全有能力在短時間內(nèi)達(dá)到國際市場的電價水平，甚至于領(lǐng)先。但由于行業(yè)處于發(fā)展初期，仍然有太多非技術(shù)因素決定了我國電價成本難以快速下降。
在行業(yè)內(nèi)部不斷自我升級，首批示范項目逐步并網(wǎng)投運并穩(wěn)定發(fā)電之后，光熱融資的成本和難度會有所下降，國企的進(jìn)入也會帶給投資人更多信心，而土地、稅收等優(yōu)惠政策也會一并而來，這需要光熱行業(yè)內(nèi)部積極的向上傳達(dá)業(yè)內(nèi)的聲音和信心，也需要國家、地方政府對行業(yè)更多實在的支持和包容。
我們有理由相信，在各方努力之下，以上問題若能夠盡早妥善解決，我國光熱發(fā)電度電成本低于7.3美分指日可待。
