光热发电产业属于新兴产业，在我国尚处于起步阶段，对产业培育来说，政策体系支持必不可少，包括电价、并网、消纳、金融、土地、税收等政策，其中电价是基石性政策。我国目前实现商业化运行的太阳能热电站仅6座，装机规模约1.3万千瓦，发展较为缓慢，存在巨大的市场空间。

2016，光热发电产业大发展元年。

正如行业已经形成的共识，光热发电与其他新能源相比，与电网匹配性好、光电转化率高、连续稳定发电和调峰发电的能力较强、发电设备生产过程绿色、环保，不产生有毒物质，是其明显的优势。尤其是它不仅可以解决光伏发电的间歇性缺点，提供基础电力支撑，还有巨大的成本降低潜力。在全球低碳经济与新能源革命的大趋势下，光热发电极有可能成为我国未来清洁发展的最大替代能源。

当然，目前的光热发电产业还刚起步，仍处于示范先行阶段，“有序、务实、创新”发展是这一阶段的主基调。有意进入这一领域的市场主体，一定会在国家能源主管部门的指导下，精心组织实施好每一个示范项目、努力研发完善光热发电技术、不断提升系统安全性、稳定性、持续性和能源转换效率上，为下一步全面、快速发展光热产业打下坚实基础。

调整之后每千瓦时1.15元

众所周知，光热发电产业属于新兴产业，在我国尚处于起步阶段，对产业培育来说，政策体系支持必不可少，包括电价、并网、消纳、金融、土地、税收等政策，其中电价是基石性政策。

8月29日，国家发改委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上网电价为每千瓦时1.15元，并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。同时鼓励地方政府相关部门对太阳能热发电企业采取税收减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举支持太阳能热发电产业发展。该标杆上网电价的核定是我国光热发电行业发展的重要里程碑，真正意义上开启了光热发电市场。

全国工商联新能源商会专业副会长兼秘书长曾少军表示，太阳能热发电标杆上网电价的出台，将更好地引导企业采用先进技术开发优质的光电资源，有利于对光热发电产业的经济性进行探索和试验，积极推动我国新能源整体健康发展。

据行业调研和研究机构测算，太阳能热发电标杆上网电价定在每千瓦时1.1元以下，全行业都很难获得合理回报;标杆上网电价在每千瓦时1.2元左右，可保证企业获得一定收益，内部收益率约为8%-10%。虽然此次核定的标杆上网电价为每千瓦时1.15元，低于普遍预期，但已达到多数企业能接受的程度。

而早在2015年9月，国家能源局就下发了《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》。国家发改委研究所研究员时璟丽表示，通过示范项目来解决产业和政策互相等待的问题，通过竞争性比选来发现电价需求，确定电价水平。

“大家关注标杆上网电价政策的出台，是因为我国光热发电产业现在处于示范推广的初级阶段。如果没有电价政策，即便把其他的问题都解决了，光热发电产业可能也难以发展起来。”时璟丽指出，只有标杆电价政策出台之后，其他的政策才能够对光热发电市场起到支持作用。

20个示范项目获批

与此同时，国家能源局近日正式发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》(简称“通知”)，共20个项目入选国内首批光热发电示范项目名单，总装机容量134.9万千瓦，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙、新疆等省市及自治区。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，“国内光热产业起步较早，但此前发展一直较为缓慢。实际上，光热技术能够弥补光伏技术一些缺陷，能够在新能源领域达到互补作用。在未来能源结构调整过程中，光热技术在新能源领域同样具备巨大的发展潜力。”

据了解，光热发电是一种通过聚光装置将太阳光汇聚到吸热装置，并经传热换热产生高温气体或流体，再通过机械做功直接转化为三相交流电的发电形式。主要包括槽式、塔式、菲涅尔式、蝶式四种技术路线。此次首批示范项目包括前述三种技术路线。

“光热电站适合我国西部地区太阳能直接辐射强度高的地区，也能配备足够储能系统。而光伏则对地域要求不高，是城市分布式发电主要选择，两者可以协同发展。”该业内人士称。2015年12月15日，能源局下发《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》提出，到2020年底，要实现光热发电总装机容量达到10GW，光热发电建设成本要达到20元/W以下，发电成本接近1元/kWh。

截至2015年底，全国已建成光热发电装机规模约18.1MW，约20个试验项目处于前期阶段，中控太阳能公司德令哈50MW塔式光热发电站一期工程电价已获国家发改委核准，批复上网电价为1.2元/kWh。

值得关注的是，2011年光伏标杆电价政策出台后，当年光伏电站装机容量同比增长超过700%。由此推测，处在类似发展阶段的光热行业，或将迎来爆发期。根据国家规划，“十三五”期间我国光热发电装机目标总量将不低于5吉瓦，按此估算，市场规模最少将达到1500亿元。

产业发展仍面临诸多难题

然而，虽然光热电价政策和首批示范项目已经落地，但是光热发电产业依然任重道远。

据电力规划设计总院副院长孙锐介绍，目前国际市场上光热上网电价是0.12-0.15美元，国际机构预测到2020年，商业电站发电成本可降低到0.08-0.09美元。我国开展前期项目的上网电价基本在1.18-1.25元，此次国家发改委批复第一批示范项目上网电价为1.15元。在电价构成中，投资成本和融资成本占60%以上。

预计到2020年，光热发电项目的工程造价可降低到15000元/千瓦以下，电价可以降低到0.75元/千瓦时以下。加之到今年年底，我国可再生能源的补贴缺口将达600亿，如何在逐步摆脱补贴依赖的情况降本增效将是产业必须面对的难题。

此外，由于我国弃风弃光问题突出，而太阳能热发电地区恰恰又是消纳比较困难的地区。在这种情况下，如何将光热产业和消纳结合、和新能源产业整体形势结合是当下亟待需要解决的问题。

“目前，非水可再生能源发电面临的困境是：由于风力发电和光伏发电的间歇特性，在没有储能电站的情况下，间歇式电源只能作为电量的补充，不能作为电力的保障，因此，在系统运行中，需要可靠的电源机组为其旋转备用。由于我国西部地区缺少抽水蓄能和燃气机组，只能依靠燃煤机组进行调节。

而燃煤机组的处理调节范围较窄，一般为50%—100%，当无法满足系统负荷调节要求时就不得不弃风、弃光。同时，燃煤机组处于低负荷运行状态时，煤耗率会显著增高，其能耗指标和经济性都会严重变差。所以，以上问题需要通过调整电源结构来解决。”孙锐说。

据了解，目前我国光热发电的产业链还不够完善，鲜有企业能够打通全产业链。首批示范项目要求2018年底前投运才能享受1.15元的电价，而这将给项目法人和从事工程建设的相关单位带来严峻挑战。