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二、國內太陽能熱發(fā)電產業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀與特點

（一）我國光熱發(fā)電尚處于系統(tǒng)示范階段

與國外光熱發(fā)電技術在材料、設計、工藝及理論方面長達50多年的研究相比，我國太陽能光熱發(fā)電起步相對較晚，直到20世紀70年代才開始一些基礎研究。截至2015年底，我國光熱裝機規(guī)模約18MW，其中純發(fā)電項目總裝機約為15MW，除了中控德令哈10MW塔式電站有商業(yè)化規(guī)模以外，其它均為小型的示范和實驗性項目。

2013年7月16日，青海中控德令哈50MW塔式太陽能熱發(fā)電站一期10MW工程順利并入青海電網發(fā)電，標志著我國自主研發(fā)的太陽能光熱發(fā)電技術向商業(yè)化運行邁出了堅實步伐，填補了我國沒有太陽能光熱電站并網發(fā)電的空白。

（二）民營資本積極，浙江中控、首航節(jié)能領跑，中央企業(yè)后來居上

從當前參與投資建設的主體看，民營企業(yè)領跑我國光熱發(fā)電市場，成為推動光熱產業(yè)發(fā)展的主力軍。浙江中控太陽能以自有資金投資建設了10MW水工質塔式電站于2013年7月并網運營（現(xiàn)已完成熔鹽改造）；首航節(jié)能用自有資金投資建設了亞洲第一座可24小時發(fā)電的10MW熔鹽塔式電站，累計在光熱發(fā)電領域的投資已近10億元；其它如中海陽、天瑞星、濱海光熱等都用自有資金投入多年。

2014年，國家發(fā)改委核準了我國首個光熱發(fā)電示范項目電價，即中控德令哈10MW電站的電價為1.2元/kWh，這吸引了更多企業(yè)和資本開始關注并陸續(xù)進入光熱發(fā)電行業(yè)，更多項目投資商開始規(guī)劃投建光熱電站，對光熱發(fā)電行業(yè)的發(fā)展起到了很好的促進作用。2015年9月,國家能源局發(fā)布《國家能源局關于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設的通知》，中國光熱發(fā)電示范項目建設啟動,中核、華能、大唐、華電、國電、國家電投、神華、中節(jié)能、中信等中央企業(yè)均有項目申報并入選，占據(jù)了入選的20個項目的半壁江山；民營企業(yè)中，中控、首航、中海陽、兆陽光熱、大成、博昱等光熱企業(yè)參與；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上報。中央企業(yè)的加入，更加堅定了對行業(yè)發(fā)展的信心。

（三）建設成本相對較低，90%以上設備可實現(xiàn)國產化

由于材料、人工、土建等成本低，據(jù)有關預測,同等條件下國外的光熱電站建設成本要比中國企業(yè)參與的情況下高30%。國內建設成本相對較低的優(yōu)勢也為我國建造大規(guī)模太陽能光熱電站創(chuàng)造了有利條件。

2014年，國家能源局委托電力規(guī)劃設計總院、中科院電工所及其它部門聯(lián)合對國內光熱發(fā)電產業(yè)進行了調研。從調研的結果來看，全國光熱發(fā)電裝備的國產化率已經達到90%以上，一些部件具備了商業(yè)生產條件，太陽能熱發(fā)電產業(yè)鏈逐步形成，具備了在國內大規(guī)模推廣的基礎。

（四）示范項目和標桿上網電價重磅出臺，光熱發(fā)電開啟歷史轉折

2016年9月2日，國家發(fā)改委公布標桿上網電價為1.15元/kWh（含稅）；9月13日，國家能源局發(fā)布《關于建設太陽能熱發(fā)電示范項目的通知》，共20個項目入選國內首批光熱發(fā)電示范項目名單，總裝機容量1349MW。根據(jù)最新的國家能源局《太陽能利用“十三五”發(fā)展規(guī)劃(征求意見稿)》，“十三五”光熱裝機規(guī)模到2020年完成10GW。按當前光熱電站建設每瓦30元的造價水平，短期1GW示范項目對應300億元投資市場規(guī)模，而到2020年的10GW目標對應的總市場容量接近3000億元?？紤]造價成本的降低因素，空間也可超千億元，我國光熱發(fā)電已經開啟新的歷史轉折。

按照IEA預測，中國光熱發(fā)電市場到2030年將達到29GW裝機，到2040年翻至88GW裝機，到2050年將達到118GW裝機，成為全球繼美國、中東、印度、非洲之后的第四大市場。以此推算，未來中國光熱市場有望撬動一萬億級資金。

三、太陽能熱發(fā)電產業(yè)發(fā)展的經驗與教訓

（一）光熱產業(yè)初期發(fā)展需倚重政策扶持

相對于火電、水電、光伏等發(fā)電形式，目前光熱電站投資成本很高，單位千瓦投資成本在4000～8000美元，具體取決于項目所在地太陽能輻照資源和容量系數(shù)，而容量系數(shù)又取決于儲能系統(tǒng)規(guī)模、太陽能場規(guī)模。據(jù)我國內蒙古鄂爾多斯的50MW槽式太陽能光熱發(fā)電特許權示范項目的工程報告顯示，該項目單位造價為2.6萬元/kW，幾乎是光伏發(fā)電造價的3倍，是火電的4倍。

鑒于前期投入大，發(fā)電成本高的特點，光熱產業(yè)在發(fā)展初期離不開國家的各項扶持政策，政策與光熱發(fā)電產業(yè)發(fā)展初期的電站融資情況息息相關。政策支持力度越大，光熱發(fā)電項目的融資問題越好解決。

以美國為例，得益于美國能源部推行的貸款擔保計劃和ITC，美國的多個大規(guī)模光熱電站得以順利開工建設。貸款擔保計劃支持的光熱電站項目包括當時世界上最大的塔式電站、最大的太陽能儲熱電站和最大的槽式電站。這些項目的建設加速了光熱發(fā)電成本下降，為光熱電站開發(fā)積累了經驗，并為此后開工建設的光熱電站提供更快速、更高效的開發(fā)方案。盡管隨后貸款擔保計劃由于某些項目債務無法追回而被迫中止，使美國光熱電站開發(fā)商不得不從其他渠道尋求項目融資，如通過ITC獲得支持等。但已被支持的大規(guī)模電站運行后，光熱電站的優(yōu)勢正在逐漸被證明，這無疑為光熱行業(yè)未來發(fā)展起到了良好的示范作用。

（二）光熱發(fā)電全面產業(yè)化需破解成本難題

政策扶持的意義在于為培養(yǎng)光熱產業(yè)生存能力和競爭力保駕護航，如果政策扶持未能促進光熱發(fā)電技術進步和成本持續(xù)下跌，那么光熱產業(yè)很難擺脫對政府依賴，更難以獲得長足發(fā)展。以西班牙、美國為例，西班牙是采用固定FIT機制推動光熱發(fā)電產業(yè)發(fā)展，由于政府難以承受與日俱增的電力赤字，2012年西班牙取消了對新建光熱電站的電價補貼，同時要求征收7%能源稅，直接導致光熱發(fā)電產業(yè)遭遇斷崖式危機。ITC政策是美國支持太陽能發(fā)展的核心政策，投資太陽能發(fā)電可享受最高相當于其投資額30%的聯(lián)邦稅收減免。美國的目標是到2020年光熱發(fā)電能夠實現(xiàn)無補貼上網，度電成本（LCOE）下降至6美分/kWh。2015年，美國帶儲熱的光熱項目度電成本已被削減至13美分/kWh。

（三）光熱市場健康發(fā)展需發(fā)揮市場競爭機制

在光熱項目開發(fā)過程中，選擇最佳運營商，優(yōu)化資源配置，形成富有競爭性的市場機制，才能賦予行業(yè)最大的降本動力，才能賦予發(fā)電成本更大的下降空間。近年來，新興市場在發(fā)展太陽能熱發(fā)電產業(yè)時大多都采用了競爭性項目投標制，即根據(jù)中標電價的高低來決定各個項目最終的上網電價。競爭性投標帶來競爭加劇，隨之帶來更低的LCOE和更優(yōu)惠的融資支持，這無疑會驅動光熱發(fā)電產業(yè)進一步發(fā)展。

以南非為例，隨著技術進步和越來越多的廠商加入競爭，南非光熱項目的中標電價呈逐步下降的趨勢。第一輪光熱發(fā)電項目平均中標電價為22美分/kWh，第二輪光熱發(fā)電項目平均中標電價約為21美分/kWh。第三輪招標中，由美國SolarReserve和沙特ACWA領銜組成的聯(lián)合體獲得了裝機100MW的Redstone塔式光熱發(fā)電項目的開發(fā)權，該項目的投標電價為第一年12.4美分/kWh，剩余合同期內收購電價為15美分/kWh，幾乎只是上兩輪光熱發(fā)電項目招標電價的一半。

（四）光熱項目開發(fā)需以光伏為前車之鑒

同樣是得到政策支持的新能源產業(yè)，光伏行業(yè)在過去的十年中經歷了大起大落。這種劇烈波動的發(fā)展軌跡，凸顯了國內光伏市場開發(fā)培育不足、生產能力過剩、產業(yè)鏈不健全等問題。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，隨著太陽能熱發(fā)電標桿上網電價的出臺，處在類似發(fā)展階段的光熱行業(yè)在多個政策的推動下也將迎來投資熱潮。此時最應避免出現(xiàn)扎堆過熱現(xiàn)象，此前光伏產業(yè)的產能過剩便是前車之鑒。光熱產業(yè)投資需要結合地方資源，探索和試驗光熱發(fā)電產業(yè)的經濟性，謹慎選擇項目和技術路線，開發(fā)優(yōu)質光熱資源。同時在產業(yè)上游的投資也同樣如此，防止產業(yè)依賴高額補貼盲目擴張，避免出現(xiàn)產能過?，F(xiàn)象。從政府到業(yè)界都應該從光伏行業(yè)曲折的發(fā)展歷史中吸取教訓，并且將相關的經驗應用在光熱發(fā)電產業(yè)的培育過程之中。

原標題：全球光熱產業(yè)現(xiàn)狀及特點