国内外太阳能光热发电产业发展现状及趋势

（三）国际典型太阳能光热发电政策形势分析

政府政策支持是光热产业发展的重要推手。新世纪以来，不同国家和政府采取各种公共扶持政策，快速推动了太阳能热发电技术应用、大型光热发电项目开发，乃至整个太阳能光热发电行业的繁荣发展。这些政策主要包括上网电价补贴（即FIT，给予每度可再生能源上网电力以特定的价格补贴额度）、购电协议（即PPA，该协议定义了电力公司以何种价格和规则收购可再生能源发电量）、可再生能源配额制（即RPS，政府给电力公司分配任务指标，要求他们所发出的电力中必须有一定比例的部分来自于可再生能源）或可再生能源投资比例限定、贷款担保、税收优惠等。无论是传统的光热大国西班牙、美国，还是光热领域的后起之秀南非等国，其光热产业发展均与国家政策扶持息息相关。

1.西班牙：FIT补贴政策

西班牙是第一个采用FIT补贴机制促进光热发电产业发展的国家，2002年曾对光热发电上网电价补贴0.12欧元/kWh，但由于补贴力度不够，成效甚微。

2007年西班牙政府颁布《对可再生能源的FIT补贴》，提供了两种补贴方式供国内光热电站运营商选择，即固定的上网电价补贴，或者市场电价加上额外补贴，补贴期限为25年，但会在一段时期后减少。由于设定的补贴有利可图，再加上良好的宏观经济环境，光热发电成为西班牙可显著盈利的可再生能源类型，电站的融资和部署得以快速实现，短时间内涌现出了大量在建项目。

然而从2007下半年开始，经济危机开始笼罩欧洲。在西班牙国内，持续增长的可再生能源装机能力与经济危机后出现萎缩的用电需求逐渐出现矛盾。2009年，政府对《对可再生能源的FIT补贴》进行了修订，“市场电价+额外补贴”被取消，但此举并未能改变西班牙日益庞大的电力赤字。2012年西班牙政府迫于财政危机取消了对新建光热电站和原有电站辅助燃气发电部分的电价补贴，同时加征7%的能源税。2013年，FIT补贴被废除。电改提出，要找到一种新的市场化的补偿手段。2014年5月，《关于可再生能源发电的皇家法令413/2014》发布。政府决定为之前享受过FIT补贴的光热发电项目建立一个新的补偿机制，新机制保证其7.5%的合理投资回报率。新机制还设置了从2013年6月12日起六年的管控周期，三年一个小周期。这项对此前FIT补贴政策实施进行追溯性替代的新法案被指进一步损害到该国太阳能行业利益。在政策急剧转向的背景下，西班牙的光热产业发展情势急转直下。2012年西班牙新增装机容量为1吉瓦，2014年新增装机仅为150MW，到了2015年，该国已基本没有新开工的光热电站。

2.美国：贷款担保和投资税收减免

不同于西班牙明确且统一的FIT补贴政策，美国采用强制性产业推动政策RPS，按照RPS规定，电力公司必须与可再生能源发电公司签署PPA，保证在电站二十余年的生命周期内按照PPA价格购买可再生能源电力。此外，美国还围绕着RPS制定了一系列激励政策，包括能源部贷款担保计划和太阳能投资税收减免（ITC）等，以推动光热产业的发展。

可再生能源贷款担保计划由美国能源部基于2005年美国能源法案出台，主要为了帮助大型可再生能源项目解决初期投资大而融资困难的问题。据统计，美国能源部贷款担保计划共支持了5个光热发电项目。总计获支持额度为58.35亿美元，总支持装机容量达1282MW。得益于上述支持，美国几个大规模光热电站得以顺利开工建设。贷款担保计划既可降低投资风险，使项目得以完成，又可加快新兴技术尽快进入商业化进程。但是想要得到贷款担保支持很难，只有少量具有重大意义的项目才能获得贷款担保支持。同时贷款担保计划也存在无法追回债务的风险，2011年光伏创新企业Solyndra的破产导致美国能源部5亿多美元债务无法追回，从而导致可再生能源项目的贷款担保支持计划当年被迫中止。

ITC政策是美国2005年出台的意向支持太阳能发展的核心政策，是美国太阳能发电产业扶持政策的重要一环。根据该政策，投资太阳能发电可享受最高相当于其投资额30%的联邦税收减免。该项政策自2006年开始实施后，美国年太阳能发电装机容量增长迅猛。尤其是在2008年确定ITC政策有效期为8年后，投资者和开发商对于太阳能领域投资的信心大增。由于ITC政策以项目实际投运日期核算，政策终止期限为2016年年底，而美国光热电站的建设周期通常在两年左右，并且100MW级以上电站的耗时更长，因此2014年后美国几乎无新的大规模光热电站开建。2015年12月美国众议院同意了延长ITC五年的修正案，旨在进一步刺激美国太阳能发电市场增长。

3.新兴市场：多方面激励和扶持机制

当前新兴市场的政策机制一定程度上吸取了西班牙的经验教训，通过多方面的激励和扶持以推动光热发电项目的合理性开发。其中，采用更具针对性、成本竞争更激烈的项目招标机制确定项目电价已成为新兴光热发电市场的一致选择，摩洛哥、印度、南非无不如此，这赋予行业更大的降本动力，项目的中标电价也随之迅速拉低。

例如，印度吸取了西班牙和其它国家的可再生能源补贴经验，采用了逆向招标机制开发项目，即通过设定一个电价上限值，要求项目开发商在此上限条件下进行竞价投标，投标价格不得高于上限电价，低价者中标。最终，尼赫鲁国家太阳能计划第一阶段共涉及的7个光热发电招标项目平价中标电价相当低廉，致使项目利润率大幅下滑。在尼赫鲁国家太阳能计划第二阶段的招标中印度政府首次采用了VGF机制，即对光热发电项目的整体投资给予一定比例的一次性补贴。该种补贴可采取各种各样的形式，包括提高信用额度、增加补助基金、给予贷款和利息补贴等。

摩洛哥2010年成立了摩洛哥太阳能署（MASEN）以具体负责实施国家的太阳能发展战略（目前MASEN已全盘负责国家的可再生能源战略，包括太阳能、风能和水能）。MASEN设计的新政策体系混合了政策激励机制和国际低成本的优惠利率融资方案，建立起公司和政府之间的合作桥梁，既保障了合作各方的合理利润，又有效地分化了项目风险，从效果上看，吸引了公共投资商和项目开发商的积极参与。在摩洛哥，光热发电项目的竞标也较为激烈，同时，大规模的优惠利率贷款支持为光热项目的低电价打下了良好基础，为推动光热发电成本下跌提供了很好的案例。

南非能源部2011年发布了可再生能源独立电力生产采购计划（REIPPPP），旨在促进可再生能源的发展，该计划的实质就是竞争性项目招标制。招标过程中，投标电价的高低是决定开发商可否中标的主要标准，所占权重高达70%，但非价格评价标准仍占30%的权重，包括国产化率、技术水平、项目开发商的过往业绩等。

南非的竞争性项目招标制的两大特点是上限电价制和分时电价制。上限电价制是指在招标时，南非政府给投标方规定了上限电价，投标方在投标时的项目电价不能高于这一上限电价。由于南非对项目投标方和项目技术性能的要求比较严格，因此没有出现过于激烈的压价竞争，最终的项目中标电价仅仅比上限电价略低。分时电价制是指南非政府宣布给予光热发电两种不同的电价，即日常电价和可调电价，以鼓励储热型光热发电项目的开发。可调电价即在用电高峰期发电的电价。日常用电期内则执行相对较低的日常电价。这一机制从调峰电源的角度出发给予了光热项目峰谷电价的政策支持，凸显了光热发电技术稳定可调的优势，使其有能力与光伏等不稳定可再生能源展开竞争。

得益于南非政府的大力支持和REIPPP计划的实施，近年来南非光热装机规模显著增长，截止到REIPPPP第三轮B段招标结束，南非政府规划的1.2吉瓦光热装机目标已经完成了一半。

二、国内太阳能光热发电产业发展现状

（一）国内太阳能光热发电产业发展概况

我国太阳能资源丰富。根据全国700多个气象站长期观察积累的资料表明，青海西部、宁夏北部、甘肃北部、新疆南部、西藏西部等地区，年辐射总量可达1855～2333kWh/m2，满足建造规模化太阳能光热发电站所对应的辐射资源要求。另外，我国的沙化土地面积达169万平方公里，其中有水力和电网资源的沙地约有30万平方公里，有充分的土地资源条件发展太阳能光热发电。

与国外光热发电技术在材料、设计、工艺及理论方面长达50多年的研究相比，我国的太阳能热发电技术研究起步较晚，直到20世纪70年代才开始一些基础研究。“十二五”期间，我国太阳能光热发电行业实现突破性发展，形成了太阳能光热发电站选址普查、技术、导则、行业标准等指导性文件。

2013年7月16日，青海中控德令哈50MW塔式太阳能热发电站一期10MW工程顺利并入青海电网发电，标志着我国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实步伐，填补了我国没有太阳能光热电站并网发电的空白。

截至2015年底，我国光热装机规模约18MW，其中纯发电项目总装机约为15MW，除中控德令哈50MW太阳能热发电一期10MW光热发电项目具有商业化规模以外，其它均为小型的示范和实验性项目，多不足1MW，处于商业规模化的前期阶段。

（二）国内太阳能光热发电产业政策回顾

2014年，我国有关部门逐渐重视光热发电产业发展，国家发改委、国家能源局、电规总院等部门于2月18日组织召开了光热发电示范项目电价政策座谈会，4月29日组织召开了光热发电示范项目技术要求即申请报告大纲征求意见讨论会。这两次会议对推进我国光热发电示范项目建设的相关问题进行了重点研讨。同年6月6日，国家能源局委托电规总院以及其他机构对光热发电行业进行调研，结果显示我国90%以上设备可实现国产化。上述举措被业界认为是光热发电启动的重要信号。

2015年9月，国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，拟建设规模约1吉瓦的光热示范电站。

2015年12月，国家能源局下发《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》，提出到2020年底要实现太阳能热发电总装机容量达到10吉瓦，太阳能热利用集热面积保有量达到8亿平方米的目标。

2016年3月，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》提出，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。目前我国非水电可再生能源中以光伏发电和风力发电为主，去年光伏和风力发电在总发电量中的占比总和仅为4%。光热发电尚在发展初期，如要达到国家能源局提出的9%的发展目标，光热等发电产业将有巨大的发展空间。

2016年4月，国家能源局发布《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》，明确提出高效太阳能利用技术创新2020年发展目标之一是掌握50MW级塔式光热电站整体设计及关键部件制造技术，突破光热-光伏-风电集成设计和控制技术，促进风光云补利用技术产业化，反映出监管层对于通过发展光热发电解决现有新能源发展难题、促进清洁能源发展这一思路的认可。

2016年9月2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1.15元/kWh（含税），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费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施。

2016年9月13日，国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，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1349MW，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙、新疆等省市及自治区。为保障太阳能热发电项目的技术先进性和产业化发展，避免盲目投资和低水平重复建设，在“十三五”时期，太阳能热发电项目均应纳入国家能源局组织的国家太阳能热发电示范项目统一管理，且只有纳入示范项目名单的项目才可享受国家电价补贴。