国家发改委2016年9月份公布光热电价后，紧随其后，国家能源局公布了20个总计装机容量为134.9万千瓦的光热发电示范项目，一时间，沉寂多年的光热行业开始引发业内高度关注。

光热发电进入商业化示范关键期

全国工商联新能源商会专业副会长曾少军曾表示，示范电价的出台，将能更好地引导企业采用先进技术、开发优质光热资源，有利于对光热发电产业的经济性进行探索和试验，若能顺势推动光热发电替代火电为风、光等新能源提供调峰电源，将极大地推动我国新能源整体健康发展。

虽然有业内人士认为，光热发电的上网电价即使是与相对较高的光伏上网电价以及陆上风电上网电价相比毫无优势可言，更不用提成本更低的火电。这或将阻碍光热产业的发展速度，但也有专家指出，随着行业的不断升温，这个问题的情况将逐渐好转。光热发电有蓄热储能功能，在西北地区可以和现有风电、光伏打捆输送，形成较稳定出力，光热发电机组可以根据电网用电负荷的需要，快速调节汽轮发电机组的出力，即参与电网一次调频和二次调频。稳定的电力输出和良好的调节性能，适合集中大规模建设太阳能发电基地，可替代燃煤机组作为电力系统中的主力机组。

国家太阳能热发电示范项目建设企业、中阳张家口察北能源有限公司董事长杨玉荣在接受新华网采访时表示，风电、光伏发电只是辅助能源。光热发电是在有太阳时，将太阳热能储存在介质熔融盐里，用介质放热的技术可实现昼夜24小时稳定发电。目前国外已有成熟的技术和32年的电站运行经验。同时，太阳能热发电不消耗石化能源，不产生任何污染，零排放，发电持续稳定，可调控，与电网完全相容，是电网最好的调峰电站，可更好地优化电网系统供电功能，使电网系统整体受益。

北京天瑞星光热技术有限公司总经理陈步亮则直接认为，在现有新能源中，相对于光伏、风电来说，光热能源能够成为发电的主体而非补充。

“当前，中国光热发电进入商业化示范的关键时期。”深圳市爱能森科技有限公司董事长陈明丽表示。

浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥对新华网分析道，光热发电产业有利于高端制造业升级并实现去过剩产能库存。光热发电产业链更偏重于我国的传统优势产业，可以缓解我国钢铁、水泥、玻璃等产能过剩的困局。发展光热发电产业对于消化现有的产能过剩、去库存的推动作用很大。同时光热产业的发展和技术的进步有利于为上述产业的技术创新和转型升级提供动力;同时也能够带动精密机械、电子、自动化、化工、热能等相关高端制造业滚动发展。随着国家能源局1.35GW示范项目的推进，即可消化或带动400个亿产值;仅以“十三五”期间规划的5GW规模光热项目来计，将带动上千亿产值。

挑战犹存

有业内人士表示，“十三五”将是光热发展的关键时期，基本任务是产业升级、降本增效，实现不依赖于国家补贴的市场化自我持续发展之路。

“十三五时期，光热发电产业对国内经济产值的贡献将突破6000亿元，并同时带动高端制造、新材料等产业的发展。不过，光热发电产业化目前仍面临资源不足、初始投资成本居高不下以及运营经验缺乏等诸多挑战。”上述业内人士表示。

北京首航艾启威节能技术股份有限公司副董事长黄文博在接受新华网采访时表示，光热发电是一个人才密集型、技术密集型、资金密集型的行业，是一项多学科、多专业、多系统集成的技术，有比较高的准入门槛。而在首批示范项目申报中，一夜之间冒出一百多个申报项目，这表明了在风电、光伏等其他可再生能源有有较大电价下调预期的情况下，资本和地方政府的青睐光热发电项目以期分享政策红利;但另一方面，技术厂商获得资本注资、并购的案例则相对较少，从投资层面呈现一种项目热、技术冷的态势，这也反应行业层面仍然相对浮躁，可能埋下因技术投入不足而导致项目投资损失的风险，并在行业起步各参与方在认识不足、参差不齐的情况下，仅通过单一的价格竞争机制进行集成商和供应商的筛选，最终“劣币驱逐良币”，从而导致多输的局面，示范阶段的中国光热产业应该采取措施避免上述情况的发生。

陈步亮也分析称，国内由于没有成熟的商业运行案例，所以现阶段系统集成技术还有待完善，关键部件也有待系统实际运行的检验，此时就需要国家支持关键部件的国产化，使得关键部件能够拥有更多的机会对自身性能进行验证。

毫无疑问，光热产业未来的发展潜力很大。但同时，光热产业发展还应避免扎堆过热，很多投资的风向标给出非理性的信号，一定要做好对全局的分析，光热产业竞争的格局，光热产业本身发展的特性，以及地方资源的禀赋自然优势，选好项目和技术路线，避免投资风险。在这方面，光伏产业之前已经有了前车之鉴，最后导致产能过剩、许多企业遭受重大损失。

对此，国家太阳能热利用技术创新战略联盟专家委员会副主任、北京工业大学教授马重芳、北京工业大学传热强化与过程节能教育部重点实验室主任吴玉庭、云南省科学技术院院长龙江曾联合署名向国家能源局写信建议，我国目前申报的示范工程几乎均位于青海，内蒙，甘肃，张家口等高寒地区。由于国外太阳能热电站技术均没有在高寒地区极低温(零下二十至三十度以下)，恶劣风暴与沙尘的严酷环境中进行运行考验，认为即使将西方国家已经开发出的全部太阳能热发电技术全部引进，如不进行深度开发，恐怕也不能适应我国西北部的严酷气候环境。为此，建议在南方诸省也适当补充一些太阳能热发电示范工程进行战略布局，以减少我国太阳能热发电初期发展阶段的失败风险。

中信张北新能源开发有限公司副总经理刘少波也表示，由于光照较好地区均在西部偏远地带，因此用水问题、电力送出问题也是很大难题。

业内呼吁加大政策力度

中投亿星新能源投资有限公司董事长李亚斌认为，光热发电作为新兴产业，面临产业链不完善、不成熟的局面短时间内或许无法改变。在政府大力扶持下，光热发电产业发展的势头却是良好的。预计在“十三五”期间，会有更多企业布局抢夺这个万亿蓝海市场。

黄山睿基新能源股份有限公司总裁孙海涛表示，光热发电前期投资大，国家需要有步骤、有标准、有持续型的产业规划，才能推动光热行业发展。

启迪清洁能源集团董事长兼总裁文辉在接受新华网采访时表示，光热发电是既可做基础负荷，又可调峰的可再生能源发电模型。但是当前发展过程中，目前国家对光热发电的产业扶植力度有待加强，否则会直接影响到产业链产品质量和产量。

杨玉荣也认为，当前，国家相关部门，应该给示范项目吃“偏饭”，在扶持政策上不能太吝啬，让投资方可以拿到与投资其他好项目同样的投资回报。

金建祥则直接建议，应尽快推进第二批示范项目的建设，并出台光热标杆上网电价。为促进光热产业健康发展，光热电价下降的速度不宜过快，以免打击投资人的投资积极性，不利于规模快速扩大和成本快速下降。光热上网电价的制定应根据其电力品质的特点以及产业发展的情况，科学合理制定，以实现降低光热成本的目标。同时，应加大对光热金融市场的扶持，尤其针对光热民营企业，放宽各类发展银行的融资条件，给予低息贷款政策，降低光热项目的融资门槛和财务成本。

黄文博认为，当前光热电价和首批示范项目名单已经出台，但在土地、税费等具体层面的执行政策更多是参照光伏、风电等其他可再生能源既有政策来实施。从产业发展程度发展阶段而言，光热属于起步阶段，光伏、风电则步入成熟阶段，直接参照执行不一定全部合适，我们也希望国家发改委、能源局、科技部、财政部、工信部、税务部门等政府相关部门能够协同制定相应细则，以引导光热发电产业更好发展。

中海阳创始人薛黎明在接受新华网采访时表示，建议国家相关部门在大力推进现有示范项目过程中，根据项目建设情况灵活应对，尽可能增加项目储备，在新增项目审批、核定电价等方面予以特别考虑，确保在先有示范项目结束后，能够尽快开展新增项目的建设工作，确保完成“十三五”规划目标，为我国光热发电行业的规模化发展打好基础。

金建祥也建议，国家应该鼓励多能互补和混合发电技术，对于光热与传统化石能源或光热与光伏、风电等新能源的混合发电给予特殊政策和电价补贴。

薛黎明还表示，目前，国家主管部门给出的1.15元/千瓦时的电价水平，也希望光热发展步伐能够更稳健一些，不要出现光伏发展过程中的问题，比如在很多细节上的杂乱无序等。光热发电行业要想规避这些问题，就必须通过价格手段进行合理引导，价格不能过高，要从起跑线上筛掉一部分，否则就会让整个行业泥沙俱下。

对此，陈明丽则认为，对于光热发电这一技术高度密集型项目，不能回避发展过程中出现的各种问题，但投资方、业主方等多方参与主体要引起高度重视。同时，核心储热材料、关键储热热备、储能系统控制及设计、施工、运维等各个储能相关环节要高标准、严要求，确保储能系统从材料、设备到系统控制、设计、施工、运维等各个环节都应有良好设计及操作规范，提供品质过关、安全可靠、综合性价比高的产品及服务，而非低质拼价，抱侥幸心理。