9月1日，智利以及德国等媒体对智利两项可再生项目的竞标情况进行了报道，文中表示，采用太阳能热发电技术的Likana太阳能项目投出了破纪录的历史最低价33.99美元/MWh。
然而，太阳能光热联盟秘书处经过与国外项目投标方以及国内的技术支持单位沟通发现，外媒报道有失偏颇，Likana太阳能项目实际是采用了太阳能光热和光伏混合发电的模式，并非独立的太阳能热发电项目。此前微信公众号发文中的题目“智利光热发电项目最低投标价”与实际情况不符，在此，特别进行更正。
据了解，本次电力供应招标中将一天24小时分成三个段，以每个时间段为单位分别招标。根据智利国家能源委员会 (CNE) 的招标公告，每个时间段的起始时间和电力容量以及每个时间段可能授予的报价的底价或最大值如下所示。
29家大大小小的本地和国际公司参加了本次项目投标。投标方案包括：光伏+光热，光伏+风电，风电，风电+光伏+天然气，柴油，风电+天然气，小水电等。其中EIG公司以“Likana Solar CSP+PV”项目方案进行了投标，白天用光伏发电，晚上采用光热发电，投标均价为：33.999至35.999美元/兆瓦时。据参与方案制作的相关人士透露，实际上该方案中的光热发电上网电价为5.5美分/kWh以上。
这一投标价格是低于2017年沙特ACWA Power和上海电气中标的迪拜太阳能光热光伏混合项目，每千瓦时7.3美分。为何能够报出如此低价，太阳能光热联盟秘书处特别对相关专家进行了采访。
专家表示：首先是因为智利的太阳能辐射资源非常好，项目地的太阳法向直射辐射（DNI）大概为3400kWh/平米/年，比迪拜950MW光热光伏混合项目地的高出1000多（约为2100kWh/平米/年），比我国西北部的DNI资源情况好差不多1倍（普遍在1800kWh/平米/年），上网电价也就可以降低一半。沙特ACWA电力公司董事长兼CEO 在接受记者采访时就表示，如果说在其他边界条件一致，但只有太阳能资源不同的情况下，迪拜太阳能项目7.3美分的价格在其他中东北非地区等资源好的地方可能会降到6美分。
其次就是投资方对资本金收益率的要求。该项目收益率要求在6%，较国内普遍要求的10%低了4个百分点，这又对上网电价产生了一定影响，大约会降低10%。根据太阳能光热联盟发布的《太阳能热发电成本下降路径分析》，建设期长短、逐年投资比、还款方式（等金、等息）、贷款年限、折旧方式及年限、税费、土地费用等均对光热电站成本有一定的影响，但特别容易被忽视。
以1元/kWh的塔式光热度电成本为例，1、土地费用：以100MW项目为例，若土地费用中的牧民补偿款、牧民养老金、草原恢复费、耕地占用税的一次性为 0（一次性费用总计超过1万元/亩），则度电成本可下降3.6分钱；若土地使用税（按年缴，1 元 /m²/ 年）为 0，则度电成本可下降约1.7分钱；若土地费用（包括一次性费用和土地使用税）均为0，则度电成本可，度电成本可下降 5.3分钱，达到达0.947元；2、贷款利息：假设按目前标准贷款利率4.9%下降 1个百分点（贷款利率至3.9%），则可下降5分钱；当增值税减半（6.5%）时，度电成本可下降5分钱。以上三项合计，光热项目的度电成本可下降 15.3分钱。由此可见，国家和地方政府及金融政策对电价有较大的影响。
另外，从招标时间段和容量来看，最大负荷是白天时段，这主要是为了满足智利铜矿厂的用电负荷需求，而白天正是光伏发电出力比较大的时候，因此该项目的用电负荷需求更适用于发电成本比较低的光伏发电技术。
对于该智利项目的投标价是否可复制，专家给出了否定的回答。这与此前ACWA电力公司董事长兼CEO Paddy Padmanathan在就“迪拜的太阳能热发电价格是否适用其他地区”的回复相同。原因很简单：因为发电成本的影响因素非常多，比如融资成本、当地的配套情况、物流成本、人工成本、购电协议及期限（迪拜太阳能光热光伏混合项目的PPA期限长达35年），当然还有太阳能资源，以及当地的电力负荷情况等都不尽相同。在不同国家，即使在一个国家，不同地点、不同技术路线的电站成本和发电量都是不同的。因此电价不是简单的一个数字，也不宜直接对比。最为关键的是，太阳能热发电是可以发挥和火电站一样的功能，并与之进行竞争；如果与光伏等其他可再生能源组合使用，成本还可以更便宜，满足可调度的电力曲线，夜间供电，基础负荷这些要求。
据太阳能光热联盟秘书处对已经投产的首批太阳能热发电示范项目业主的调研，在国内装机容量没有实现规模化突破的情况下，仍单纯地再在同一地点建设同等技术规格的光热电站，发电成本能够下降约10%。因此，智利的项目方案价格不适用于中国的场景。（文/杜凤丽）
