中國儲能網(wǎng)訊：技術經(jīng)濟的持續(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。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CSP Today日前對光熱發(fā)電的政策扶持機制的進化進行了研究，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，這些政策在當時快速推動了光熱發(fā)電技術的發(fā)展和應用，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、貸款擔保、稅收優(yōu)惠等不同政策扶持機制的應用。
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，唯有西班牙政府設置了固定的FIT。最近幾年，幾個新興市場選擇了競爭性招標和反向競標方式進行光熱發(fā)電項目開發(fā)，這一定程度上驅動了光熱發(fā)電LCOE的下跌。
競爭性招標帶來競爭的加劇，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，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)濟效益。
下圖展示了幾個項目的DNI輻照條件和PPA/FIT的對應變化情況。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
但必須承認的是，較高的固定FIT補貼機制的缺陷在于難以促進光熱發(fā)電技術的進步和成本的持續(xù)下跌，因為在當前技術已經(jīng)可以顯著盈利的情況下，開發(fā)商推動技術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，西班牙政府宣布或將采取新的補貼機制，并將對此前FIT政策的實施進行追溯性替代，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，采用了逆向招標機制開發(fā)項目。其通過設定一個電價上限值，項目開發(fā)商在此上限條件下進行競價投標，投標價格不得高于上限電價，低價者中標。
雖然考慮到當時印度的本土可再生能源發(fā)展條件和市場環(huán)境，該上限電價的設定已經(jīng)很低，但項目競標依然十分激烈，最終將光熱發(fā)電項目的最低中標電價擠壓至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)電招標項目，平價中標電價也僅為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?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重高估是主要原因。
圖：印度第一階段項目招標中標電價和上限電價的對比（紅：上限電價，藍：中標電價）
更為積極的競標機制未能獲得支持，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)商所提交的低競標電價事實上很難做得下來，這也導致項目開發(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性缺口補償基金（VGF）機制，最終在第二輪招標中首次采用了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）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，中標項目將獲得超過30%的總投資補貼。但也有批評人士認為，VGF機制將導致競爭紊亂，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
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第二階段項目招標
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第三階段項目招標
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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：第三階段項目招標中標電價分可調電力和不可調電力電價，此表為比對可調電力電價
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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(NERSA)對可再生能源的FIT機制進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，開始采用基于招標采購為基礎的競爭性機制，南非吸取了印度和西班牙的經(jīng)驗教訓，避免了印度項目招標的負面經(jīng)驗，選擇了一種更為現(xiàn)實的方式，業(yè)內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階段項目招標中標電價和上限電價的對比（紅：上限電價，藍：中標電價）
南非對項目投標方和對項目最終技術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MASEN也應時成立，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險，Masen為此設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)電項目競爭性招標沒有設定上限電價。
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情景
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債務股本比
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期限
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債務利率
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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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新興市場的標準融資
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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電價達到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，如果不采取這種方案，該項目通過標準市場條件進行融資，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)設定激勵政策機制，輻之以提供貸款和適當?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，Abengoa中標，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)電技術的較大興趣，在智利開發(fā)光熱發(fā)電項目的成本可達到150美元/MWh（110歐元/MWh），這比礦業(yè)領域目前常用的柴油發(fā)電的成本要低很多，一些正在進行前期開發(fā)的項目方認為在智利當?shù)亻_發(fā)光熱電站，在無補貼的前提下達到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)電特許權招標項目鄂爾多斯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）的價格中標該項目后該項目至今尚未動工建設。其中主要原因歸因于招標采用了低價中標機制，未能充分衡量實際的項目建設成本，使得該項目在后期進行深入調研后才發(fā)現(xiàn)難以具備可行性。
中國當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。預計對示范項目的電價設定將吸取鄂爾多斯項目唯低價中標的失敗經(jīng)驗，采取更可靠的方案確定。
結論
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。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用以填補這一差距?；诟偁幮哉袠说男碌恼呖蚣芤呀?jīng)開始迫使項目開發(fā)商降低盈利預期并優(yōu)化電站設計以削減成本，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)。
