【国家项目扶持】技术经济的持续发展对降低光热发电的成本带来了强大动力，这使得项目开发商即便在较低的PPA协议电价下依然可以满足其项目收益目标。为此，西班牙传统的FIT电价支持体系已经不再适用于新时期的发展，通过多方面的激励和扶持来推动光热发电项目的合理性开发已成为新兴光热发电市场的一致选择。
可再生能源工程咨询公司GroupeReaction和光热发电行业研究机构CSPToday日前对光热发电的政策扶持机制的进化进行了研究，其以西班牙、印度、南非、摩洛哥和智利等国为例，探究了激励政策如何适应并满足不断变化的全球市场的发展这一核心问题。
自大型光热发电项目开发在不超过10年之前再次复兴之时，伴随的是不同国家和政府采取的各种不同的公共扶持政策的实施，这些政策在当时快速推动了光热发电技术的发展和应用，帮助降低了光热发电的成本，拉近了与传统能源发电的差距。这其中主要包括如FIT、发电量补贴、配额制或可再生能源投资比例限定、贷款担保、税收优惠等不同政策扶持机制的应用。
本文主要讨论的是PPA协议和FIT机制这两种主要的扶持措施，FIT全称Feed-in-Tariff，即给予每度可再生能源上网电力以特定的价格补贴额度。PPA即购电协议(PowerPurchaseAgreement)，该协议定义了电力公司（一般为公共事业单位）以何种价格和规则收购可再生能源发电量。在本文所讨论的几个市场中，唯有西班牙政府设置了固定的FIT。最近几年，几个新兴市场选择了竞争性招标和反向竞标方式进行光热发电项目开发，这一定程度上驱动了光热发电LCOE的下跌。
竞争性招标带来竞争的加剧，随之带来了更低的度电成本和更优惠的融资支持，这对光热发电产业的发展提供了帮助。下表是一些历史性的FIT/PPA数据，包括一些重要项目和部分国家的相关政策。
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尽管每个市场都有特殊的本土环境，可以确定的是，在过去的2~3年内，FIT补贴额度或PPA协议电价都呈下降趋势。这主要得益于技术的发展，更好的太阳能辐照资源地区的利用，显著的组件制造成本的下跌和大规模电站开发带来的规模经济效益。
下图展示了几个项目的DNI辐照条件和PPA/FIT的对应变化情况。理论情况是DNI越高，FIT/PPA额度越低，但部分市场实际的项目开发并未遵循这一规律。
西班牙：高FIT激励
西班牙是第一个采用FIT激励机制促进光热发电产业发展的国家，2002年，其规定的光热发电上网电价补贴为0.12欧元/kWh，2007年其又将该额度上调至约0.27欧元/kWh。在2007~2012年的5年间，得益于该FIT政策的实施，光热发电项目开发在西班牙成为可显著盈利的可再生能源项目，装机量获得大幅增长。
但必须承认的是，较高的固定FIT补贴机制的缺陷在于难以促进光热发电技术的进步和成本的持续下跌，因为在当前技术已经可以显著盈利的情况下，开发商推动技术革新的动力就相对减弱。到2012年底，西班牙政府迫于财政危机终止了FIT政策机制。最近，西班牙政府宣布或将采取新的补贴机制，并将对此前FIT政策的实施进行追溯性替代，具体是给予光热发电项目一个合理的回报，通过其设定的某种公式计算出的回报率大约在7.4%，比政府原先提议的7.5%略低一些。但该政策尚未最终确定。
印度：低价中标机制
2010年，印度发布了雄心勃勃的尼赫鲁国家太阳能计划。印度吸取了西班牙和其它国家的可再生能源补贴经验，采用了逆向招标机制开发项目。其通过设定一个电价上限值，项目开发商在此上限条件下进行竞价投标，投标价格不得高于上限电价，低价者中标。
虽然考虑到当时印度的本土可再生能源发展条件和市场环境，该上限电价的设定已经很低，但项目竞标依然十分激烈，最终将光热发电项目的最低中标电价挤压至10.49印度卢比/kwh（123欧元/MWh）。尼赫鲁国家太阳能计划第一阶段总计共涉及7个光热发电招标项目，平价中标电价也仅为11.48卢比/千瓦时（约0.21美元/千瓦时）。这在印度的实际项目开发环境中是相当低的电价，致使项目利润率大幅下滑。其中本土化低成本制造能力被严重高估是主要原因。
更为积极的竞标机制未能获得支持，印度过高地估计了光热发电的成本下降速度，其价格并不像光伏发电那样下降快速，另外由于缺乏翔实的DNI数据，项目开发商所提交的低竞标电价事实上很难做得下来，这也导致项目开发商在筹集资金方面遇到问题而拖延了项目进程。
2013年3月7日，印度新能源与可再生能源部（MNRE）就宣称将在尼赫鲁国家太阳能计划第二阶段试行适应性缺口补偿基金（VGF）机制，最终在第二轮招标中首次采用了VGF机制，这与印度尼赫鲁国家太阳能计划第一阶段项目依靠逆向拍卖模式（低电价者中标）甄选太阳能电站的方式不同。VGF将给予电站项目一次性或短期的资金资助，中标项目将获得超过30%的总投资补贴。但也有批评人士认为，VGF机制将导致竞争紊乱，无法甄选出有成本竞争力的项目。
南非：更合理的上限电价
数年之前，南非能源部和南非国家能源监管机构(NERSA)对可再生能源的FIT机制进行研究并颁布了可再生能源FIT电价补贴政策，计划开始推动可再生能源项目的部署。但后来，南非政府又决定放弃FIT机制的实施，开始采用基于招标采购为基础的竞争性机制，南非吸取了印度和西班牙的经验教训，避免了印度项目招标的负面经验，选择了一种更为现实的方式，业内人士称之为更合理的上限电价，该电价还可以随通货膨胀率而变动。
南非对项目投标方和对项目最终技术性能的要求更为苛刻一些，因此没有出现类似印度那样激烈的压价竞争，其最终的项目中标电价仅仅比上限电价低一点点。
摩洛哥：新的政策体系
摩洛哥为了实现其雄心勃勃的太阳能发电规划，在2010年建立了良好的监管政策框架，摩洛哥太阳能管理机构MASEN也应时成立，来帮助项目公司和政府之间建立一种公私合作机制来分化项目风险，Masen为此设计了一种混合了政策激励机制和国际低成本的优惠利率融资方案的新的政策体系，吸引了公共投资商和项目开发商的积极参与。因此，其首个光热发电项目竞争性招标没有设定上限电价。
摩洛哥光热发电项目的竞标也较为激烈，其同时提供了大规模的优惠利率贷款支持，最终使得项目的中标电价达到142欧元/MWh（约人民币1.183元/KWH）的低价，为推动光热发电成本下跌提供了很好的案例。廉价的融资利率支持为该项目的低电价打下了很好的基础，如果不采取这种方案，该项目通过标准市场条件进行融资，最终的电价可能在180~190欧元/MWh。
智利：无补贴
智利开发光热发电项目的优势在于太阳能辐照资源条件很好，传统能源发电的成本较高且不太稳定。智利政府认为光热发电可以在无政府扶持的情况下与本土现有能源市场相竞争。因此智利没有为光热发电产业设定激励政策机制，辐之以提供贷款和适当的政府软贷款支持来帮助项目融资。智利此前已经完成了首个光热发电项目的招标，Abengoa中标，但PPA电价额度未予公布。
另外，智利矿产市场已经表现出了对光热发电技术的较大兴趣，在智利开发光热发电项目的成本可达到150美元/MWh（110欧元/MWh），这比矿业领域目前常用的柴油发电的成本要低很多，一些正在进行前期开发的项目方认为在智利当地开发光热电站，在无补贴的前提下达到150美元/MWh的发电成本是具备可行性的。
中国：鄂尔多斯项目的失败经验
中国政府目前尚未建立对光热发电项目开发的政策支持机制。2010年中国发布了首个光热发电特许权招标项目鄂尔多斯50MW槽式电站，2011年1月24日，大唐新能源以0.9399元/千瓦时（113欧元/MWh）的价格中标该项目后该项目至今尚未动工建设。其中主要原因归因于招标采用了低价中标机制，未能充分衡量实际的项目建设成本，使得该项目在后期进行深入调研后才发现难以具备可行性。
中国当前正在研究对示范项目予以示范性电价扶持，但具体的项目删选和扶持政策尚未出台。预计对示范项目的电价设定将吸取鄂尔多斯项目唯低价中标的失败经验，采取更可靠的方案确定。
结论
光热发电已经证明了其自身是可靠的、具备可融资性的技术。其发电成本在最近几年来已经通过各方面的努力获得了显著下降，当然，在大多数项目案例中，其成本依然高于项目本土的传统能源发电价格。为此，各种公共融资和激励政策需要被应用以填补这一差距。基于竞争性招标的新的政策框架已经开始迫使项目开发商降低盈利预期并优化电站设计以削减成本，在此背景下，100~150欧元/MWh（0.83元~1.25元/kWh）的光热发电电价有望在全球多个光热发电市场得以实现。
