在进入2017年后，全球光热发电市场捷报频传，先后四次爆出行业发展史上的超低价(投标价/中标价)，引发了全球能源领域的广泛关注和热议。本文就2017年四个光热发电超低价进行汇总与回顾，以便读者更好地了解光热发电正在给全球能源领域带来的惊喜。
TuNur是突尼斯筹划多年的洲际互联光热发电项目，2017年8月初该项目传出最新动态。英国NurEnergie公司向突尼斯政府提出在撒哈拉沙漠边缘建设大型光热电站的申请，希望在突尼斯西南部RjimMaatoug建设总装机4.5GW左右的光热发电项目，旨在把“向欧洲出口太阳能”的梦想变为现实，并对此报出10.1美分/kWh(约合人民币0.68元/kWh)的超低销售电价。
图：TuNur光热发电项目规划输电路径
按照规划，突尼斯TuNur项目将通过海底电缆，将撒哈拉沙漠的太阳能传输到欧洲，从而为欧洲电网提供大量清洁能源。此外，该项目将设三条输电路径：第一条将连接马耳他，总装机约250~500MW，计划于2020年投运，耗资约16亿欧元(约合人民币126亿);第二条将连接意大利，此路线经济性已经过多年研究，总装机约2GW;第三条线路将连接法国南部地区，此线路可行性目前还需进一步研究，最终或将连接法国马赛市，总装机约2GW。
这个装机体量如此之大的光热发电项目也引发了部分北非居民以及许多业内人士的怀疑，但TuNur首席执行官KevinSara对此表示，该项目的经济性毋庸置疑，撒哈拉地区的太阳辐射量约为欧洲地区的两倍，因此同样的资金投入在撒哈拉意味着更多的发电量与更佳的经济效益。即使将输电成本计算在内，TuNur在价格上依然具有竞争优势。
第三名：DEWA200MW光热发电项目的最低投标价——9.45美分/kWh(约合人民币0.64元/kWh)
【注：最终DEWA选择了更大规模的700MW方案，中标价更低，详见下文】
2017年6月，迪拜水电局(Dewa)拟开发的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太阳能园区第一阶段200MW塔式光热发电项目在迪拜开标，其中由沙特水电公司ACWAPower、上海电气集团、美国BrightSource等组成的联合体投出了史上最低价9.45美分/kWh(约合人民币0.64元/kWh)。这一超低价刷新了人们对光热发电高成本的普遍认知，同时为行业的进一步发展和成本的进一步削减注入了更大动力。
此外，本次招标更因有哈尔滨电气集团公司、山东电力建设第三工程公司、上海电气集团股份有限公司和北京首航艾启威节能技术股份有限公司共计四家中国公司参与投标而被中国光热人士广泛关注。
据了解，该项目为Mohammed Bin Rashid Al Maktoum太阳能园区的第四期项目，也是该园区总规划1GW光热发电项目的一期工程，配置储热时长将长达15小时左右，预计将于2021年投入运营。
但这一低价同样引发了之质疑，反对者认为迪拜此次最低竞标电价即便落地，也需等到2021年项目投运才能真正实现，而光伏加电池储能的发电成本已开始非常接近于10美分/kWh的成本水平，此外，还有反对声音表示这一低价似乎没有将技术风险考虑在内。而ACWAPower公司的CEOPaddyPadmanathan表示，DEWA招标时明确表示该200MW塔式光热发电项目标的不涵盖任何补贴，但该项目只收取名义上的土地使用费，实际数额微乎其微。
第二名：DEWA700MW光热发电项目最低价中标——7.3美分/kWh(约合人民币0.48元/kWh)
迪拜Mohammed Bin Rashid Al Maktoum太阳能园区第四阶段的700MW光热发电项目的中标结果于2017年9月中旬对外公布。迪拜水电局DEWA表示，该项目总计投资142亿迪拜迪拉姆(约合人民币253亿元)，将授予沙特ACWA电力公司和中国公司上海电气组成的联合体。这是世界上最大的光热发电项目，将基于IPP模式建设。ACWA和上海电气联合体在该项目中投出的最低价(平准化电价)7.3美分/kWh(约合人民币0.48元/kWh)成功中标。
据悉，该项目将建设高度达260米高的集热塔，其PPA协议以及项目融资预计将在近期内完成，计划于2020年第四季度建成投运。
第一名：南澳150MWAurora光热发电项目最低价中标——6美分/kWh(约合人民币0.4元/kWh)
【注：此价格与上述几个价格概念有一定区别，详见下文】
2017年8月中旬消息，美国知名光热电站开发商SolarReserve以6美分/kWh(约合人民币0.4元/kWh)最低投标价格中标南澳大利150MW(净出力135MW)光热发电项目。据了解，该电站将于2018年开始建设，拟投资6.5亿澳元(约合人民币34.14亿元)，并于2020年投运，届时年发电量将达495GWh，并可储存电力1100MWh。
该消息一出便引发行业争议，对此，CSPPLAZA曾结合海外观点进行深度解析(详情可点击：SolarReserve如何以4毛光热电价在南澳150MW光热项目中盈利?)。事实上，南澳政府与SolarReserve签署为期20年的发电项目协议(GPA)不同于南澳原有电力市场机制，这项创新型协议其实是将电力购买协议和金融对冲进行了巧妙融合。
前沿经济学咨询公司总经理DannyPrice表示，在用电高峰期，南澳的电价会从0.1澳元/kWh(约合人民币0.52元/kWh)直涨到14澳元/kWh(约折合人民币72.8元/kWh)，并在5分钟内迅速回落。这些不规律的波动让电力用户苦不堪言，但对供电商而言，只要在这一阶段向电力市场输出更多电力，获利轻而易举。
按照协议，SolarReserve可以在白天以0.078澳元/kWh(约合人民币0.41元/kWh)的价格将Aurora光热电站生产的电力供给澳大利亚国家电力市场(NEM)，然后南澳政府可以以不高于0.078澳元/kWh(约合人民币0.41元/kWh)的价格从NEM中采购电力。而在夜间用电高峰期，SolarReserve则可以选择将电站储存的电力出售给NEM中的任一买家，交易价格只要稍低于当时市场价格即可实现盈利，若当时市场价格较高则可能会获取相当可观的利润。
针对中国首批光热发电示范项目，国家给出了1.15元/kWh的光热发电上网标杆电价，此价格同样引起了业内外的广泛关注和讨论。但是考虑到我国光热发电行业尚处起步期以及国内外电力市场的差异，这一价格与国外相关价格并不具有可比性。与光伏和风电发展初期一样，政府通过标杆电价政策可以更快促进中国光热发电市场发展成熟，推动整体产业链尽快完善。待规模化效益和各方投入加大之后，中国光热发电成本将很可能像光伏和风电一样迅速下降。
放眼全球层面，伴随着技术创新与相关政策的支持，新兴市场的不断壮大也将会给光热发电带来更多的成本下降空间。同时中国市场的进一步成熟将催生一批国内优质EPC和技术方实现技术输出，而且中国强大的制造能力通过规模化也将进一步拉低光热装备的造价，这无疑将对全球光热市场发展产生更大利好。
