（一）項目投資成本

相關研究表明，光熱發電的成本下降主要有三大驅動因素：一是研發和示范項目所帶來的技術創新和提升；二是工業化的大規模生產帶來的產品組件成本的下降；三是更大規模電站的開發帶來的規模化效應。太陽能熱發電項目在國內已經有了若干研發和示范項目，有些項目的國產化率已經達到90%以上，部分產品國內已經具備了工業化大規模生產的條件。經調查研究，50MW級以上的塔式項目投資成本可控制在每千瓦裝機2萬元左右（儲能6小時）。

系統投資成本分析見下表：

太陽能塔式熱發電站投資構成

在后續經濟性計算中儲能小時數變化，簡化為對應的儲換熱系統和聚光系統成本成比例對應增加或減少。下表給出了不同儲能小時數對應的成本變化值。

50MW太陽能塔式熱發電不同儲能小時數對應投資

（二）發電量預估

對于聚光太陽能熱發電，太陽直接輻射強度（DNI）是影響發電量的重要參數之一。

國內對DNI的劃分標準如下：

國內對DNI的劃分標準

根據現在大多數企業的投資測算，認為DNI值大于1900kWh/m2a，的區域適合開發太陽能熱電站。

在DNI為2000kWh/m2a情況下的50MW裝機發電量計算值如下：

發電量計算表

發電量參數與太陽輻照、系統效率、儲能小時數與電網對發電量的消納能力均相關，實際項目計算時應進行充分論證。

儲熱小時數增加，對應的鏡場面積需同步增加，但土地利用率會有所降低，故要綜合考慮投資、土地利用率及夜間電網負荷消納能力，因地制宜綜合設計儲能小時數。

（三）運行成本分析

上一篇文章已經進行了充分分析，不在贅述。50MW全年運行成本約1432萬元。

（四）50MW太陽能塔式熱發電項目投資收益計算

1、計算邊界條件：

（1）項目運維成本1432萬元/年；

（2）電價1.15元/kWh；

（3）總投資10億元（儲能6h）；

（4）貸款比例60%，貸款利率4.9%；

（5）光照條件2000kWh/m2a，年發電量1.36億kWh；

（6）另將發電收益的2%計入企業管理及銷售成本312.8萬元/年，總成本1432+312.8=1744.8萬元/年；

（7）項目折舊期：15年。

2、項目稅金情況：

（1）供電產品增值稅稅率17%；

（2）城鄉維護建設稅稅率7%；

（3）教育費附加費費率5%；

（4）所得稅：所得稅稅率為25％，三免三減半。

3、計算結果：項目IRR=7.53%（全投資），資金回收期11.3年（含融資成本）。

（五）敏感性分析

經分析發電量與投資成本是影響項目經濟性的最大因素。發電量或上網電價提高10個百分點，內部收益率（IRR）提高至8.96%，對應的資金回收期縮短至10年；項目投資降低10個百分點，內部收益率提高至8.92%，對應的資金回收期為10.1年。

根據對光熱發電行業的現狀分析和對項目的實地考察，認為光熱發電類項目技術已經逐漸成熟，具備商業化推廣條件，但現階段項目投資回報率仍然偏低。但隨著設備國產化和項目規模化的不斷深入，單位投資成本有望進一步下降，項目經濟性會不斷提高。建議企業對光熱發電類項目保持密切跟蹤，選擇合適的項目機會，探索參與工程投資建設的可行性。