從2010年我國啟動首個光熱發(fā)電特許權(quán)招標(biāo)項目至今，已四年有余，但影響中國光熱發(fā)電市場發(fā)展的核心電價問題仍未落地，具體的商業(yè)化示范項目的電價核定方案也無定論。

　　多種定電價方案難以選擇

　　四年多來，圍繞中國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的電價方案究竟該如何制定這一問題，行業(yè)和政府層面已經(jīng)進行了多次研討，這些研討對行業(yè)所產(chǎn)生的實際效果是：從 光伏光熱應(yīng)同價到應(yīng)給予光熱一定程度上的傾斜的認(rèn)識上的轉(zhuǎn)變、從大規(guī)模項目開發(fā)到先期扶持一定規(guī)模的商業(yè)化示范項目開發(fā)的思路的轉(zhuǎn)變、從固定FIT政策到 示范電價政策的轉(zhuǎn)變，這些轉(zhuǎn)變目前在行業(yè)層面和政府層面已經(jīng)形成共識，這也是在理性分析中國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)環(huán)境條件下作出的理性選擇。

　　但對于啟動商業(yè)化示范項目開發(fā)的關(guān)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(jīng)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(fā)布的《中國太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)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(quán)重特許權(quán)招標(biāo)+運行后虧損補貼方案。

　　有業(yè)內(nèi)人士指出，上述兩種方案在實際應(yīng)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(jù)具體項 目給出具體的相對合理的電價計算結(jié)果，這不僅僅是在尚無大型電站開發(fā)運行經(jīng)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(quán)重特許權(quán)招標(biāo)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(zhǔn)確掌控一個項 目到底虧損了多少，如果要準(zhǔn)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(dǎo)致項目開發(fā)商一致喊虧的現(xiàn)象出現(xiàn)。同時，這個問 題在第一種方案中也存在。

　　行業(yè)其它機構(gòu)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(biāo)機制下通過市場 競爭的方式確定不同招標(biāo)示范項目的示范電價。2、按輻照資源分區(qū)域給出不同地區(qū)的示范電價。3、一事一議定電價：項目獲核準(zhǔn)后由專家組據(jù)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(jù)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(jīng)過過去兩年來行業(yè)和政府層面的不斷研討，目前基本可以確定的是，首批商業(yè)化示范項目不宜采取統(tǒng)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(yè)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(guī)劃設(shè)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(yīng)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(nèi)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(shè)置電價補貼的上限?應(yīng)該保證給予項目方多大的收益率?這一收益率是否應(yīng)該統(tǒng)一?如果項目方實際核算的成本高出了應(yīng)該補貼的電價上限，又該如何?