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时间已近2017年底，距国家首批光热示范项目落地已近14个月，距2018年12月31日的投运时间节点仅剩13个月，但现实情况是，示范项目的整体进展不及预期，能够在明年年底前并网投运的项目屈指可数。对大多数项目方而言，当下亟待明确的是，如果不能按时投运，项目延期建成，将会享受什么样的电价政策？
又回到了电价
给予一定延期具有一定现实依据 今年2月和8月，水电水利规划设计总院受国家能源局委托对首批示范项目的建设进度进行了两轮摸查，并对多个项目进行了实地调研，切实掌握了示范项目建设的真实进展情况。在此期间，多个示范项目业主单位反馈希望能够给予项目一定延期。 从实际执行层面考虑，要求给予一定的延期具有一定的现实依据。光热发电项目开发流程复杂，技术难度大，投资风险高，国内电站开发的自然环境恶劣，首次商业化电站开发的实际经验欠缺，这决定了对大多数项目而言，首次开发示范电站实属“摸着石头过河“。 而从国际上来看，一个大规模商业化电站从正式开工建设到并网投运，一般至少也需要两年周期，如南非装机50MW的Bokpoort槽式电站2013年9月开建，2015年12月正式投运；美国装机280MW的Solana电站于2010年底开建，2013年10月并网；南非装机100MW的KaxuSolarOne槽式电站于2012年11月份动工建设，2015年3月2日并网投运；摩洛哥装机160MW的Noor1槽式电站于2013年5月10日开建，2016年2月4日方正式投运；美国装机110MW的熔盐塔式电站新月沙丘项目2011年9月开工建设，2014年2月完成建设并进入调试阶段，直到2016年2月方宣布正式并网投运。 需要注意的是，上述周期并未计算项目前期开发所耗时长，而我国首批示范项目中的大多数项目在名单落地之时，前期工作并未完成，在落地之后仍需耗费大量时间做各项前期工作，且我国电站开发的自然环境要劣于国际其它市场，冬季普遍面临至少三个月以上的停工期。即便让一个国际成熟的开发团队来建，整体建设周期也相对需要更多时间。从2016年9月14日示范项目落地到2018年12月31日，两年零三个月的建设周期对大多数项目而言过于紧张，不具有现实可行性。如果强制要求必须在明年底前投运，恐将造成部分已开工项目抢工期而忽视工程质量、部分项目方放弃项目开发等不良后果，难以完成首批示范项目的示范目标。 对延期投运示范项目应如何处理？
CSPPLAZA日前组织进行了一次关于示范项目是否应该延期、以及延期时长和电价联动方案的投票，至发稿时，共计147人参与投票，其中121人认为应该延期并维持电价不变，占比高达76%，这其中有64人建议延期一年至2019年底，37人建议延期至2019年6月底。35人认为不应延期，延期则电价应给予下调。 从当前项目的实际进度来看，即便延期，2019年6月底这一时间点对60%以上的示范项目仍具有极大挑战，对目前已实际开工建设的约8个项目而言具有较大的完成可能性。现实摆在眼前，政府出台什么样的政策能够有效地达成首批示范项目的示范目标，考验着政府的智慧。 从政府层面来看，这并不是国家能源局单方面可以定的，涉及电价则必须与发改委价格司就此达成一致，这也极可能是项目延期的电价支持政策难以快速落地的主要原因。从风电、光伏的电价定价情况来看，到期未投运则不能享受对应电价，历史上未曾有过延期并维持电价不变的先例，轰轰烈烈的光伏“630“抢装潮曾几度上演，便是其最强注脚。虽然从实际上来看，光热电站的开发比光伏项目的复杂度、不确定性要大很多倍，且光热项目从总量和预估可以按时建成的比例上来看，均远小于光伏项目。 但从政策的严肃性角度考虑，如果政府层面坚持明年底前并网方可享受电价，也是可以理解的，虽然这并不契合光热行业商业化发展初期的实际诉求。而如果政府能够更多地站在行业发展的现实角度，给予一定的电价宽限期，则是对光热发电这一新兴技术在发展初期的莫大支持。 总的来看，对于项目方来说，其眼下亟需一个明确的电价来核算经济性，吸纳融资，报审过会。现阶段，项目方最大的纠结之处在于延期投运的不确定电价与项目投资收益率的不确定性。要化解这一矛盾，无论采取何种方案，都必须明确不同投运时间段所应享受的电价政策。 但对于电价这一影响面广而深的政策制定而言，政府各方特别是价格司层面必然非常审慎，业界需要给予政府一定的时间，并积极向政府阐述行业的真实诉求。有业内人士对此建议，可以考虑为不同的投运时间节点划定不同的电价支持额度，比如限定首批示范项目必须于2019年底前完工，无法完工的则全部纳入第二批示范项目体系，对首批示范项目2018年6月底前投运的考虑给予1.15元的电价支持，2018年12月底前投运项目的电价给予确定的一定额度的下降。 |
