【中國環保在線 市場行情】光熱發電產業屬于新興產業，在我國尚處于起步階段，對產業培育來說，政策體系支持必不可少，包括電價、并網、消納、金融、土地、稅收等政策，其中電價是基石性政策。我國目前實現商業化運行的太陽能熱電站僅6座，裝機規模約1.3萬千瓦，發展較為緩慢，存在巨大的市場空間。
　　　　
　　2016，光熱發電產業大發展元年。
　　
　　正如行業已經形成的共識，光熱發電與其他新能源相比，與電網匹配性好、光電轉化率高、連續穩定發電和調峰發電的能力較強、發電設備生產過程綠色、環保，不產生有毒物質，是其明顯的優勢。尤其是它不僅可以解決光伏發電的間歇性缺點，提供基礎電力支撐，還有巨大的成本降低潛力。在低碳經濟與新能源革命的大趨勢下，光熱發電極有可能成為我國未來清潔發展的大替代能源。
　　
　　當然，目前的光熱發電產業還剛起步，仍處于示范先行階段，“有序、務實、創新”發展是這一階段的主基調。有意進入這一領域的市場主體，一定會在國家能源主管部門的指導下，精心組織實施好每一個示范項目、努力研發完善光熱發電技術、不斷提升系統安全性、穩定性、持續性和能源轉換效率上，為下一步全面、快速發展光熱產業打下堅實基礎。
　　
　　調整之后每千瓦時1.15元
　　
　　眾所周知，光熱發電產業屬于新興產業，在我國尚處于起步階段，對產業培育來說，政策體系支持必不可少，包括電價、并網、消納、金融、土地、稅收等政策，其中電價是基石性政策。
　　
　　8月29日，國家發改委發布《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》，核定太陽能熱發電標桿上網電價為每千瓦時1.15元，并明確上述電價僅適用于國家能源局2016年組織實施的示范項目。同時鼓勵地方政府相關部門對太陽能熱發電企業采取稅收減免、財政補貼、綠色信貸、土地優惠等措施，多措并舉支持太陽能熱發電產業發展。該標桿上網電價的核定是我國光熱發電行業發展的重要里程碑，真正意義上開啟了光熱發電市場。
　　
　　全國工商聯新能源商會專業副會長兼秘書長曾少軍表示，太陽能熱發電標桿上網電價的出臺，將更好地引導企業采用先進技術開發的光電資源，有利于對光熱發電產業的經濟性進行探索和試驗，積極推動我國新能源整體健康發展。
　　
　　據行業調研和研究機構測算，太陽能熱發電標桿上網電價定在每千瓦時1.1元以下，全行業都很難獲得合理回報;標桿上網電價在每千瓦時1.2元左右，可保證企業獲得一定收益，內部收益率約為8%-10%。雖然此次核定的標桿上網電價為每千瓦時1.15元，低于普遍預期，但已達到多數企業能接受的程度。
　　
　　而早在2015年9月，國家能源局就下發了《關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知》。國家發改委研究所研究員時璟麗表示，通過示范項目來解決產業和政策互相等待的問題，通過競爭性比選來發現電價需求，確定電價水平。
　　
　　“大家關注標桿上網電價政策的出臺，是因為我國光熱發電產業現在處于示范推廣的初級階段。如果沒有電價政策，即便把其他的問題都解決了，光熱發電產業可能也難以發展起來。”時璟麗指出，只有標桿電價政策出臺之后，其他的政策才能夠對光熱發電市場起到支持作用。
　　
　　20個示范項目獲批
　　
　　與此同時，國家能源局近日正式發布《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》（簡稱“通知”），共20個項目入選國內首批光熱發電示范項目名單，總裝機容量134.9萬千瓦，分別分布在青海、甘肅、河北、內蒙、新疆等省市及自治區。
　　
　　廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強表示，“國內光熱產業起步較早，但此前發展一直較為緩慢。實際上，光熱技術能夠彌補光伏技術一些缺陷，能夠在新能源領域達到互補作用。在未來能源結構調整過程中，光熱技術在新能源領域同樣具備巨大的發展潛力。”
　　
　　據了解，光熱發電是一種通過聚光裝置將太陽光匯聚到吸熱裝置，并經傳熱換熱產生高溫氣體或流體，再通過機械做功直接轉化為三相交流電的發電形式。主要包括槽式、塔式、菲涅爾式、蝶式四種技術路線。此次首批示范項目包括前述三種技術路線。
　　
　　“光熱電站適合我國西部地區太陽能直接輻射強度高的地區，也能配備足夠儲能系統。而光伏則對地域要求不高，是城市分布式發電主要選擇，兩者可以協同發展。”該業內人士稱。2015年12月15日，能源局下發《太陽能利用十三五發展規劃征求意見稿》提出，到2020年底，要實現光熱發電總裝機容量達到10GW，光熱發電建設成本要達到20元/W以下，發電成本接近1元/kWh。
　　
　　截至2015年底，全國已建成光熱發電裝機規模約18.1MW，約20個試驗項目處于前期階段，中控太陽能公司德令哈50MW塔式光熱發電站一期工程電價已獲國家發改委核準，批復上網電價為1.2元/kWh。
　　
　　值得關注的是，2011年光伏標桿電價政策出臺后，當年光伏電站裝機容量同比增長超過700%。由此推測，處在類似發展階段的光熱行業，或將迎來爆發期。根據國家規劃，“十三五”期間我國光熱發電裝機目標總量將不低于5吉瓦，按此估算，市場規模少將達到1500億元。
　　
　　產業發展仍面臨諸多難題
　　
　　然而，雖然光熱電價政策和首批示范項目已經落地，但是光熱發電產業依然任重道遠。
　　
　　據電力規劃設計總院副院長孫銳介紹，目前市場上光熱上網電價是0.12-0.15美元，機構預測到2020年，商業電站發電成本可降低到0.08-0.09美元。我國開展前期項目的上網電價基本在1.18-1.25元，此次國家發改委批復批示范項目上網電價為1.15元。在電價構成中，投資成本和融資成本占60%以上。
　　
　　預計到2020年，光熱發電項目的工程造價可降低到15000元/千瓦以下，電價可以降低到0.75元/千瓦時以下。加之到今年年底，我國可再生能源的補貼缺口將達600億，如何在逐步擺脫補貼依賴的情況降本增效將是產業必須面對的難題。
　　
　　此外，由于我國棄風棄光問題突出，而太陽能熱發電地區恰恰又是消納比較困難的地區。在這種情況下，如何將光熱產業和消納結合、和新能源產業整體形勢結合是當下亟待需要解決的問題。
　　
　　“目前，非水可再生能源發電面臨的困境是：由于風力發電和光伏發電的間歇特性，在沒有儲能電站的情況下，間歇式電源只能作為電量的補充，不能作為電力的保障，因此，在系統運行中，需要可靠的電源機組為其旋轉備用。由于我國西部地區缺少抽水蓄能和燃氣機組，只能依靠燃煤機組進行調節。
　　
　　而燃煤機組的處理調節范圍較窄，一般為50%—100%，當無法滿足系統負荷調節要求時就不得不棄風、棄光。同時，燃煤機組處于低負荷運行狀態時，煤耗率會顯著增高，其能耗指標和經濟性都會嚴重變差。所以，以上問題需要通過調整電源結構來解決。”孫銳說。
　　
　　據了解，目前我國光熱發電的產業鏈還不夠完善，鮮有企業能夠打通全產業鏈。首批示范項目要求2018年底前投運才能享受1.15元的電價，而這將給項目法人和從事工程建設的相關單位帶來嚴峻挑戰。