三部委下發的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》對光熱發電的長遠發展而言，很難稱得上是為促進其健康發展而發。

僅推進商業化三年左右便徹底失去國補，令人慨嘆中國光熱發電行業真是生不逢時。但政策已出，板上釘釘，已無可回旋。

光熱發電行業的同仁們，將另謀生路的有之，將繼續“死磕”的亦有之。筆者是光熱發電的“死忠粉”之一，對行業的未來發展不可謂不憂心。但事已至此，如果不愿看到這個行業在2021年后徹底死去，唯有想盡辦法，全力而為。

新的“打法”預測

2021年底之后，首批光熱示范項目正式結束，固定電價補貼的模式徹底終結。

筆者預測，光熱發電仍會有一定的市場空間，這個空間很大可能存在于多能互補電站開發上。

風、光、熱、儲的多能互補可再生能源發電項目將可能成為未來可再生能源項目開發的主流模式，只有這種多能互補電站才能最大程度上實現友好并網和全額上網。

未來要考慮項目開發收益，不能再單一地考慮單個如光伏項目的開發收益，而需要考慮整個綜合體項目的綜合效益。

對這樣一個綜合體項目，開發商不用限制技術方案，只需要采取競價模式招標，EPC商自然會給出最具競爭力的技術方案，而是否將光熱打包入整體技術方案，經濟性說了算。

典型的如摩洛哥的NOORMideltI項目，該項目包含190MW配置熔鹽儲熱系統的槽式光熱發電裝機，及600MW配電池儲能的光伏電站，總裝機790MW。據稱，在該項目的技術方案確定上，項目方在光伏+電池儲能和光伏+光熱+電池儲能這兩個方案間徘徊過，最終選擇了帶光熱的技術方案。

很大程度上，光熱未來能否有機會，必然要面臨光熱+的綜合經濟性與儲能+的競爭。目前來看，光熱+的經濟性要稍好于儲能+，這一比較優勢必須保持并得到發展。

降電價從兩方面著手

光熱發電要適應能源市場的變革大勢，成本必須盡快下降，現實來看，至少要保證光伏+光熱與光伏+電池儲能相競爭的經濟性才有機會。

國際可再生能源署IRENA此前發布的報告指出，2018年全球光熱發電加權平均LCOE為0.185美元/kWh，較2017年下降26%，較2010年下降46%。

美國咨詢公司Lazard在2019年底發布的美國各類能源發電的全生命周期平準化成本LCOE報告指出，在不考慮聯邦政府稅收優惠的情況下，帶儲能的塔式光熱發電成本目前為126-156美元/兆瓦時(約合人民幣0.88-1.09元/千瓦時)。

在中東北非（迪拜、摩洛哥等）、南美洲（智利）等地區，憑借優越的光資源條件和較低的融資成本等外部有利因素，在招標競價機制下，屢屢創造光熱電價的低價記錄。

最具代表性的項目上海電氣EPC總承包的迪拜950MW太陽能發電項目（700MW光熱+250MW光伏項目），簽約電價為73美元/兆瓦時，購電協議期35年。

海外光熱發電的電價下降表明，除了技術性的成本下降外，非技術成本因素（土地成本、融資成本、稅費等）影響甚大，而我國當前更加欠缺的是，在推動非技術成本下降方面所作出的能力和取得的成效太少。

一句話，要降低光熱發電的成本，必須從技術性成本和非技術性成本兩個層面齊發力。

積極尋求地方政府支持

新政明確自2020年起，新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持。

海上風電項目多處于沿海經濟發達省區，地方政府可能能夠慷慨解囊，支持海上風電的發展。但光熱發電項目多處于西北欠發達地區，讓地方政府拿錢支持光熱項目開發，可能性著實不太大。

但即便如此，行業內也需要積極與各地方政府展開對話，探討可能的支持方式。即便非直接的電價補貼支持，其它可以考慮的地方性的優惠支持政策也有很多。

注：本文為光熱發電行業熱心從業者投稿，CSPPLAZA歡迎更多光熱同仁就光熱未來發展投稿發聲。