中國儲能網(wǎng)訊：技術(shù)經(jīng)濟(jì)的持續(xù)發(fā)展對降低光熱發(fā)電的成本帶來了強大動力，這使得項目開發(fā)商即便在較低的PPA協(xié)議電價下依然可以滿足其項目收益目標(biāo)。為此，西班牙傳統(tǒng)的FIT電價支持體系已經(jīng)不再適用于新時期的發(fā)展，通過多方面的激勵和扶持來推動光熱發(fā)電項目的合理性開發(fā)已成為新興光熱發(fā)電市場的一致選擇。
可再生能源工程咨詢公司Groupe Reaction和光熱發(fā)電行業(yè)研究機構(gòu)CSP Today日前對光熱發(fā)電的政策扶持機制的進(jìn)化進(jìn)行了研究，其以西班牙、
印度、南非、摩洛哥和智利等國為例，探究了激勵政策如何適應(yīng)并滿足不斷變化的全球市場的發(fā)展這一核心問題。
自大型光熱發(fā)電項目開發(fā)在不超過10年之前再次復(fù)興之時，伴隨的是不同國家和政府采取的各種不同的公共扶持政策的實施，這些政策在當(dāng)時快速推動了光熱發(fā)電技術(shù)的發(fā)展和應(yīng)用，幫助降低了光熱發(fā)電的成本，拉近了與傳統(tǒng)能源發(fā)電的差距。這其中主要包括如FIT、發(fā)電量補貼、配額制或可再生能源投資比例限定、貸款擔(dān)保、稅收優(yōu)惠等不同政策扶持機制的應(yīng)用。
本文主要討論的是PPA協(xié)議和FIT機制這兩種主要的扶持措施，F(xiàn)IT全稱Feed-in-Tariff，即給予每度可再生能源上網(wǎng)電力以特定的價格補貼額度。PPA即購電協(xié)議(Power Purchase Agreement)，該協(xié)議定義了電力公司（一般為公共事業(yè)單位）以何種價格和規(guī)則收購可再生能源發(fā)電量。在本文所討論的幾個市場中，唯有西班牙政府設(shè)置了固定的FIT。最近幾年，幾個新興市場選擇了競爭性招標(biāo)和反向競標(biāo)方式進(jìn)行光熱發(fā)電項目開發(fā)，這一定程度上驅(qū)動了光熱發(fā)電LCOE的下跌。
競爭性招標(biāo)帶來競爭的加劇，隨之帶來了更低的度電成本和更優(yōu)惠的融資支持，這對光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展提供了幫助。下表是一些歷史性的FIT/PPA數(shù)據(jù)，包括一些重要項目和部分國家的相關(guān)政策。
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項目
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國別
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DNI
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FIT/PPA
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裝機
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儲熱
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時間
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kWh/m2/y
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本土幣種/kWh
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歐元
/MWh
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MW
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小時
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RD/2007法案
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西班牙
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2050
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0.269
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269.4
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≦50MW
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7.5
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2007~2012
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Diwakar
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印度
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1700
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INR1049
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123.2
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100
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4
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2010
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Erdos
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中國
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2100
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0.94元
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113.4
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50
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5
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2011
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第一階段招標(biāo)平均電價
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南非
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2750
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ZAR2.686
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179.5
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100
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3
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2011
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Noor1
電站
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摩洛哥
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2500
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MAD1.5979
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142.4
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160
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3
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2012
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Bokpoort電站
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南非
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2750
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ZAR2.512
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166.8
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50
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9
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2012
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新月沙丘電站
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美國
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2685
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0.135
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98.9
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110
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10
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2012
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第三階段招標(biāo)平均電價
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南非
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2750
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ZAR1.640
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109.6
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100
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4.5
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2013
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盡管每個市場都有特殊的本土環(huán)境，可以確定的是，在過去的2~3年內(nèi)，F(xiàn)IT補貼額度或PPA協(xié)議電價都呈下降趨勢。這主要得益于技術(shù)的發(fā)展，更好的太陽能輻照資源地區(qū)的利用，顯著的組件制造成本的下跌和大規(guī)模電站開發(fā)帶來的規(guī)模經(jīng)濟(jì)效益。
下圖展示了幾個項目的DNI輻照條件和PPA/FIT的對應(yīng)變化情況。理論情況是DNI越高，F(xiàn)IT/PPA額度越低，但部分市場實際的項目開發(fā)并未遵循這一規(guī)律。
西班牙：高FIT激勵
西班牙是第一個采用FIT激勵機制促進(jìn)光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的國家，2002年，其規(guī)定的光熱發(fā)電上網(wǎng)電價補貼為0.12歐元/kWh，2007年其又將該額度上調(diào)至約0.27歐元/kWh。在2007~2012年的5年間，得益于該FIT政策的實施，光熱發(fā)電項目開發(fā)在西班牙成為可顯著盈利的可再生能源項目，裝機量獲得大幅增長。
圖：西班牙FIT的變化情況
但必須承認(rèn)的是，較高的固定FIT補貼機制的缺陷在于難以促進(jìn)光熱發(fā)電技術(shù)的進(jìn)步和成本的持續(xù)下跌，因為在當(dāng)前技術(shù)已經(jīng)可以顯著盈利的情況下，開發(fā)商推動技術(shù)革新的動力就相對減弱。到2012年底，西班牙政府迫于財政危機終止了FIT政策機制。最近，西班牙政府宣布或?qū)⒉扇⌒碌难a貼機制，并將對此前FIT政策的實施進(jìn)行追溯性替代，具體是給予光熱發(fā)電項目一個合理的回報，通過其設(shè)定的某種公式計算出的回報率大約在7.4%，比政府原先提議的7.5%略低一些。但該政策尚未最終確定。
印度：低價中標(biāo)機制
2010年，印度發(fā)布了雄心勃勃的尼赫魯國家太陽能計劃。印度吸取了西班牙和其它國家的可再生能源補貼經(jīng)驗，采用了逆向招標(biāo)機制開發(fā)項目。其通過設(shè)定一個電價上限值，項目開發(fā)商在此上限條件下進(jìn)行競價投標(biāo)，投標(biāo)價格不得高于上限電價，低價者中標(biāo)。
雖然考慮到當(dāng)時印度的本土可再生能源發(fā)展條件和市場環(huán)境，該上限電價的設(shè)定已經(jīng)很低，但項目競標(biāo)依然十分激烈，最終將光熱發(fā)電項目的最低中標(biāo)電價擠壓至10.49印度盧比/kwh（123歐元/MWh）。尼赫魯國家太陽能計劃第一階段總計共涉及7個光熱發(fā)電招標(biāo)項目，平價中標(biāo)電價也僅為11.48盧比/千瓦時（約0.21美元/千瓦時）。這在印度的實際項目開發(fā)環(huán)境中是相當(dāng)?shù)偷碾妰r，致使項目利潤率大幅下滑。其中本土化低成本制造能力被嚴(yán)重高估是主要原因。
圖：印度第一階段項目招標(biāo)中標(biāo)電價和上限電價的對比（紅：上限電價，藍(lán)：中標(biāo)電價）
更為積極的競標(biāo)機制未能獲得支持，印度過高地估計了光熱發(fā)電的成本下降速度，其價格并不像光伏發(fā)電那樣下降快速，另外由于缺乏翔實的DNI數(shù)據(jù)，項目開發(fā)商所提交的低競標(biāo)電價事實上很難做得下來，這也導(dǎo)致項目開發(fā)商在籌集資金方面遇到問題而拖延了項目進(jìn)程。
2013年3月7日，印度新能源與可再生能源部（MNRE）就宣稱將在尼赫魯國家太陽能計劃第二階段試行適應(yīng)性缺口補償基金（VGF）機制，最終在第二輪招標(biāo)中首次采用了VGF機制，這與印度尼赫魯國家太陽能計劃第一階段項目依靠逆向拍賣模式（低電價者中標(biāo)）甄選太陽能電站的方式不同。VGF將給予電站項目一次性或短期的資金資助，中標(biāo)項目將獲得超過30%的總投資補貼。但也有批評人士認(rèn)為，VGF機制將導(dǎo)致競爭紊亂，無法甄選出有成本競爭力的項目。
南非：更合理的上限電價
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第一階段項目招標(biāo)
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第二階段項目招標(biāo)
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第三階段項目招標(biāo)
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時間
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2011
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2012
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2013
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上限電價
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2.85南非蘭特/kWh
190歐元/MWh
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2.85南非蘭特/kWh
190歐元/MWh
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1.65南非蘭特/kWh
110歐元/MWh
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平均中標(biāo)電價與上限電價的差額
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5.8%
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11.9%
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1.3%
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注：第三階段項目招標(biāo)中標(biāo)電價分可調(diào)電力和不可調(diào)電力電價，此表為比對可調(diào)電力電價
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數(shù)年之前，南非能源部和南非國家能源監(jiān)管機構(gòu)(NERSA)對可再生能源的FIT機制進(jìn)行研究并頒布了可再生能源FIT電價補貼政策，計劃開始推動可再生能源項目的部署。但后來，南非政府又決定放棄FIT機制的實施，開始采用基于招標(biāo)采購為基礎(chǔ)的競爭性機制，南非吸取了印度和西班牙的經(jīng)驗教訓(xùn)，避免了印度項目招標(biāo)的負(fù)面經(jīng)驗，選擇了一種更為現(xiàn)實的方式，業(yè)內(nèi)人士稱之為更合理的上限電價，該電價還可以隨通貨膨脹率而變動。
圖：南非1~3階段項目招標(biāo)中標(biāo)電價和上限電價的對比（紅：上限電價，藍(lán)：中標(biāo)電價）
南非對項目投標(biāo)方和對項目最終技術(shù)性能的要求更為苛刻一些，因此沒有出現(xiàn)類似印度那樣激烈的壓價競爭，其最終的項目中標(biāo)電價僅僅比上限電價低一點點。
摩洛哥：新的政策體系
摩洛哥為了實現(xiàn)其雄心勃勃的太陽能發(fā)電規(guī)劃，在2010年建立了良好的監(jiān)管政策框架，摩洛哥太陽能管理機構(gòu)MASEN也應(yīng)時成立，來幫助項目公司和政府之間建立一種公私合作機制來分化項目風(fēng)險，Masen為此設(shè)計了一種混合了政策激勵機制和國際低成本的優(yōu)惠利率融資方案的新的政策體系，吸引了公共投資商和項目開發(fā)商的積極參與。因此，其首個光熱發(fā)電項目競爭性招標(biāo)沒有設(shè)定上限電價。
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情景
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債務(wù)股本比
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期限
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債務(wù)利率
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PPA電價/MWh
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摩洛哥NOOR1項目融資
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80/20
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25年
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3.5%
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142歐元
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新興市場的標(biāo)準(zhǔn)融資
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70/30
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15年
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10.5%
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180~190歐元/MWh
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摩洛哥光熱發(fā)電項目的競標(biāo)也較為激烈，其同時提供了大規(guī)模的優(yōu)惠利率貸款支持，最終使得項目的中標(biāo)電價達(dá)到142歐元/MWh（約人民幣1.183元/KWH）的低價，為推動光熱發(fā)電成本下跌提供了很好的案例。廉價的融資利率支持為該項目的低電價打下了很好的基礎(chǔ)，如果不采取這種方案，該項目通過標(biāo)準(zhǔn)市場條件進(jìn)行融資，最終的電價可能在180~190歐元/MWh。
智利：無補貼
智利開發(fā)光熱發(fā)電項目的優(yōu)勢在于太陽能輻照資源條件很好，傳統(tǒng)能源發(fā)電的成本較高且不太穩(wěn)定。智利政府認(rèn)為光熱發(fā)電可以在無政府扶持的情況下與本土現(xiàn)有能源市場相競爭。因此智利沒有為光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)設(shè)定激勵政策機制，輻之以提供貸款和適當(dāng)?shù)恼涃J款支持來幫助項目融資。智利此前已經(jīng)完成了首個光熱發(fā)電項目的招標(biāo)，Abengoa中標(biāo)，但PPA電價額度未予公布。
另外，智利礦產(chǎn)市場已經(jīng)表現(xiàn)出了對光熱發(fā)電技術(shù)的較大興趣，在智利開發(fā)光熱發(fā)電項目的成本可達(dá)到150美元/MWh（110歐元/MWh），這比礦業(yè)領(lǐng)域目前常用的柴油發(fā)電的成本要低很多，一些正在進(jìn)行前期開發(fā)的項目方認(rèn)為在智利當(dāng)?shù)亻_發(fā)光熱電站，在無補貼的前提下達(dá)到150美元/MWh的發(fā)電成本是具備可行性的。
中國：鄂爾多斯項目的失敗經(jīng)驗
中國政府目前尚未建立對光熱發(fā)電項目開發(fā)的政策支持機制。2010年中國發(fā)布了首個光熱發(fā)電特許權(quán)招標(biāo)項目鄂爾多斯50MW槽式電站，2011年1月24日，大唐新能源以0.9399元/千瓦時（113歐元/MWh）的價格中標(biāo)該項目后該項目至今尚未動工建設(shè)。其中主要原因歸因于招標(biāo)采用了低價中標(biāo)機制，未能充分衡量實際的項目建設(shè)成本，使得該項目在后期進(jìn)行深入調(diào)研后才發(fā)現(xiàn)難以具備可行性。
中國當(dāng)前正在研究對示范項目予以示范性電價扶持，但具體的項目刪選和扶持政策尚未出臺。預(yù)計對示范項目的電價設(shè)定將吸取鄂爾多斯項目唯低價中標(biāo)的失敗經(jīng)驗，采取更可靠的方案確定。
結(jié)論
光熱發(fā)電已經(jīng)證明了其自身是可靠的、具備可融資性的技術(shù)。其發(fā)電成本在最近幾年來已經(jīng)通過各方面的努力獲得了顯著下降，當(dāng)然，在大多數(shù)項目案例中，其成本依然高于項目本土的傳統(tǒng)能源發(fā)電價格。為此，各種公共融資和激勵政策需要被應(yīng)用以填補這一差距?；诟偁幮哉袠?biāo)的新的政策框架已經(jīng)開始迫使項目開發(fā)商降低盈利預(yù)期并優(yōu)化電站設(shè)計以削減成本，在此背景下，100~150歐元/MWh（0.83元~1.25元/kWh）的光熱發(fā)電電價有望在全球多個光熱發(fā)電市場得以實現(xiàn)。
注：以上圖表數(shù)據(jù)均來自于Groupe Reaction和CSP Today的數(shù)據(jù)。
