从2010年我国启动首个光热发电特许权招标项目至今，已四年有余，但影响中国光热发电市场发展的核心电价问题仍未落地，具体的商业化示范项目的电价核定方案也无定论。
多种定电价方案难以选择
四年多来，围绕中国光热发电产业的电价方案究竟该如何制定这一问题，行业和政府层面已经进行了多次研讨，这些研讨对行业所产生的实际效果是：从光伏光热应同价到应给予光热一定程度上的倾斜的认识上的转变、从大规模项目开发到先期扶持一定规模的商业化示范项目开发的思路的转变、从固定FIT政策到示范电价政策的转变，这些转变目前在行业层面和政府层面已经形成共识，这也是在理性分析中国光热发电产业环境条件下作出的理性选择。
但对于启动商业化示范项目开发的关键即电价的制定方案，政策层面看起来还有点犹豫不决，至今未能作出选择。虽然这一问题也已经过多个层面多个轮次的研讨，并形成了多个建议性的方案，但在政府方面看来，似乎并没有一个完美可行的方案可用。
2013年发布的《中国太阳能热发电产业政策研究报告》曾给出了两种电价方案建议，一为专家计算电价+运行后亏损补贴方案，一为低电价权重特许权招标+运行后亏损补贴方案。
有业内人士指出，上述两种方案在实际应用层面的缺陷十分明显，第一种方案给出的专家计算电价几乎是没有可行性的，因为目前没有专家可以据具体项目给出具体的相对合理的电价计算结果，这不仅仅是在尚无大型电站开发运行经验的中国，即便是在其它国际市场，可操作性都欠佳，因为影响光热电站LOCE的因素太多，这与光伏电站完全不同。
上述第二种方案给出的低电价权重特许权招标没有任何问题，但如果加上运行后亏损补贴，这个帐就又难算了，除了项目方可能谁都无法准确掌控一个项目到底亏损了多少，如果要准确核定具体的亏损额，需要大量的工作去做，而且这其中极易滋生腐败，最后可能导致项目开发商一致喊亏的现象出现。同时，这个问题在第一种方案中也存在。
行业其它机构和人士也提出了各种不同的定电价方案，总的来看，目前主流的大概有以下五种定电价方案：1、一事一议定电价：在招标机制下通过市场竞争的方式确定不同招标示范项目的示范电价。2、按辐照资源分区域给出不同地区的示范电价。3、项目获核准后由专家组据情况计算给出示范电价。4、项目建成后根据项目的实际运行情况给出示范电价。5、按储能时长给出不同储热时长项目不同的示范电价。
经过过去两年来行业和政府层面的不断研讨，目前基本可以确定的是，首批商业化示范项目不宜采取统一示范电价的策略来推进实施，宜采用一事一议方案。一事一议也有上述三种模式可选，有行业人士从国家能源局新能源与可再生能源司获悉的消息称，政府层面目前似乎倾向于选择在项目建成后一事一议定电价的方案来推进示范项目的实施，也即上述第四种方案。
电力规划设计总院副院长孙锐此前对CSPPLAZA记者表示，“如果采用这种定电价的方案，政策方面应给出一个具体的框架，即保证给予某个示范项目在建成后可以获得合理的资本金内部收益率的电价。”
而政府要制定具体的实施框架，可能又会面临很多难解的问题，比如如何设置电价补贴的上限?应该保证给予项目方多大的收益率?这一收益率是否应该统一?如果项目方实际核算的成本高出了应该补贴的电价上限，又该如何?
多位业内人士同时认为，这种建好项目再给电价的方案可能对某些有冒险精神的民营企业可以起到一定的激励作用，但并不能激励手握多个项目资源的电力央企迅速启动项目开发，当前国资委对央企的考核愈趋严格，同时囿于央属电企的特殊属性，对没有预知收益回报率、存在较大未知风险的项目，项目审批在集团层面估计很难过关。对于投资额动辄20亿元的大型光热电站，如果央企不能参与，对整体市场的拉动可能会较为有限。
退一步说，即便有项目方愿意先建项目再拿电价。在示范项目建成完成后，以什么样的准则来确定电价仍是一个问题。如果通过评估项目的实际投资和运维成本加上一定的IRR来核定电价，可能又会滋生寻租空间，比如项目方可能会故意作假财务报表、贿赂电价核算专家组成员以谋取更高的电价支持。另外，不同项目方在同一地区建设的两个项目可能存在较大的成本差距，如果在相同的IRR支持下，则不利于提高项目自身的成本优化积极性，同时对国家的补贴也是一种浪费。
再给招标模式一次机会
从本质上来看，电价难定的核心在于我们无法在尚未建成一系列商业化示范工程的前提下，就凭空制定出一个相对合理的电价或完全可供实践所用的核“电价”准则，因此，只要涉及人为的计算电价的机制在里面，该电价方案就难具可行性。那么，到底谁才能给出一个合理的电价或定电价方案，笔者认为，在招标机制下通过市场竞争的方式让市场来确定不同招标项目的示范电价是最具可行性、最简单有效的方案。
2011年我国首个光热特许权项目招标虽然最终被证明是一次失败的尝试，但行业不能因为一次招标的失败就断定这种模式是不可行的。要理性认识到的是：鄂尔多斯项目招标的失败是在特定时间点下、特定的外在环境下、特定的招标规则条件下所产生的失败案例。今天的情况与2011年已经大不相同，首先，在外部环境下，2011年我国光热发电产业链还十分不成熟，项目开发商对光热发电的认识极为有限，其给出的投标电价并非理性的产物，而今天，我国光热发电产业链已相对健全，无论是民营项目开发投资商还是电力公司，对光热发电项目开发的难度和经济性已经有了较为理性的认知，这决定了他们不可能再投出一个毫无依据的电价;再者，2011年项目招标设置的投标规则不够严格，导致中标方几乎不用支付什么违约成本，项目最终不了了之。而现今再启动项目招标则完全可以吸取首次招标的经验教训，通过设定严格的投标规则如限定建设期限、逾期则处罚款，收取一定额度的中标保证金，逾期不建则不予退还，同时收回项目开发权等措施来吸引真正有实力的开发商参与投标。同时根据项目当地的辐照资源等环境条件，设定一个电价上限，并放宽投标人的资格范围，允许民营企业与外企捆绑、允许公私捆绑等多种联合体方式参与竞标。
事实上，当前中东南非印度等新兴光热发电市场的项目开发无不采用了这种招标方式进行，招标方式通过充分的市场竞争，和简单有效的方法筛选出了一个项目的最佳开发商，同时帮助持续拉低了光热发电项目的上网电价。招标模式不但有益于快速推进项目的开发，同时有助于降低光热发电的成本，当电价在充分的市场竞争中产生时，所有投标人的关注焦点都会落在降低其开发成本上来。南非、摩洛哥等市场招标项目投标电价的持续降低也已经证明了这一点。
如果因为鄂尔多斯项目招标的失败就否定这种模式在中国的可行性，对中国光热发电行业或许是一大损失。诚然，招标模式也并非完美无缺的方案，特别是在中国的环境下，这种模式也常常被人所诟病。但对于光热发电这一特殊市场，招标可能是最具可行性的商业化示范项目推进方案。因此，笔者建议，应考虑再给招标模式一次机会。
