三部委下发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》对光热发电的长远发展而言，很难称得上是为促进其健康发展而发。

仅推进商业化三年左右便彻底失去国补，令人慨叹中国光热发电行业真是生不逢时。但政策已出，板上钉钉，已无可回旋。

光热发电行业的同仁们，将另谋生路的有之，将继续“死磕”的亦有之。笔者是光热发电的“死忠粉”之一，对行业的未来发展不可谓不忧心。但事已至此，如果不愿看到这个行业在2021年后彻底死去，唯有想尽办法，全力而为。

新的“打法”预测

2021年底之后，首批光热示范项目正式结束，固定电价补贴的模式彻底终结。

笔者预测，光热发电仍会有一定的市场空间，这个空间很大可能存在于多能互补电站开发上。

风、光、热、储的多能互补可再生能源发电项目将可能成为未来可再生能源项目开发的主流模式，只有这种多能互补电站才能最大程度上实现友好并网和全额上网。

未来要考虑项目开发收益，不能再单一地考虑单个如光伏项目的开发收益，而需要考虑整个综合体项目的综合效益。

对这样一个综合体项目，开发商不用限制技术方案，只需要采取竞价模式招标，EPC商自然会给出最具竞争力的技术方案，而是否将光热打包入整体技术方案，经济性说了算。

典型的如摩洛哥的NOORMideltI项目，该项目包含190MW配置熔盐储热系统的槽式光热发电装机，及600MW配电池储能的光伏电站，总装机790MW。据称，在该项目的技术方案确定上，项目方在光伏+电池储能和光伏+光热+电池储能这两个方案间徘徊过，最终选择了带光热的技术方案。

很大程度上，光热未来能否有机会，必然要面临光热+的综合经济性与储能+的竞争。目前来看，光热+的经济性要稍好于储能+，这一比较优势必须保持并得到发展。

降电价从两方面着手

光热发电要适应能源市场的变革大势，成本必须尽快下降，现实来看，至少要保证光伏+光热与光伏+电池储能相竞争的经济性才有机会。

国际可再生能源署IRENA此前发布的报告指出，2018年全球光热发电加权平均LCOE为0.185美元/kWh，较2017年下降26%，较2010年下降46%。

美国咨询公司Lazard在2019年底发布的美国各类能源发电的全生命周期平准化成本LCOE报告指出，在不考虑联邦政府税收优惠的情况下，带储能的塔式光热发电成本目前为126-156美元/兆瓦时(约合人民币0.88-1.09元/千瓦时)。

在中东北非（迪拜、摩洛哥等）、南美洲（智利）等地区，凭借优越的光资源条件和较低的融资成本等外部有利因素，在招标竞价机制下，屡屡创造光热电价的低价记录。

最具代表性的项目上海电气EPC总承包的迪拜950MW太阳能发电项目（700MW光热+250MW光伏项目），签约电价为73美元/兆瓦时，购电协议期35年。

海外光热发电的电价下降表明，除了技术性的成本下降外，非技术成本因素（土地成本、融资成本、税费等）影响甚大，而我国当前更加欠缺的是，在推动非技术成本下降方面所作出的能力和取得的成效太少。

一句话，要降低光热发电的成本，必须从技术性成本和非技术性成本两个层面齐发力。

积极寻求地方政府支持

新政明确自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。

海上风电项目多处于沿海经济发达省区，地方政府可能能够慷慨解囊，支持海上风电的发展。但光热发电项目多处于西北欠发达地区，让地方政府拿钱支持光热项目开发，可能性着实不太大。

但即便如此，行业内也需要积极与各地方政府展开对话，探讨可能的支持方式。即便非直接的电价补贴支持，其它可以考虑的地方性的优惠支持政策也有很多。

注：本文为光热发电行业热心从业者投稿，CSPPLAZA欢迎更多光热同仁就光热未来发展投稿发声。