全球光热产业现状及特点

二、国内太阳能热发电产业发展现状与特点

（一）我国光热发电尚处于系统示范阶段

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，我国太阳能光热发电起步相对较晚，直到20世纪70年代才开始一些基础研究。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，除了中控德令哈10MW塔式电站有商业化规模以外，其它均为小型的示范和实验性项目。

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。

（二）民营资本积极，浙江中控、首航节能领跑，中央企业后来居上

从当前参与投资建设的主体看，民营企业领跑我国光热发电市场，成为推动光热产业发展的主力军。浙江中控太阳能以自有资金投资建设了10MW水工质塔式电站于2013年7月并网运营（现已完成熔盐改造）；首航节能用自有资金投资建设了亚洲第一座可24小时发电的10MW熔盐塔式电站，累计在光热发电领域的投资已近10亿元；其它如中海阳、天瑞星、滨海光热等都用自有资金投入多年。

2014年，国家发改委核准了我国首个光热发电示范项目电价，即中控德令哈10MW电站的电价为1.2元/kWh，这吸引了更多企业和资本开始关注并陆续进入光热发电行业，更多项目投资商开始规划投建光热电站，对光热发电行业的发展起到了很好的促进作用。2015年9月,国家能源局发布《国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，中国光热发电示范项目建设启动,中核、华能、大唐、华电、国电、国家电投、神华、中节能、中信等中央企业均有项目申报并入选，占据了入选的20个项目的半壁江山；民营企业中，中控、首航、中海阳、兆阳光热、大成、博昱等光热企业参与；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上报。中央企业的加入，更加坚定了对行业发展的信心。

（三）建设成本相对较低，90%以上设备可实现国产化

由于材料、人工、土建等成本低，据有关预测,同等条件下国外的光热电站建设成本要比中国企业参与的情况下高30%。国内建设成本相对较低的优势也为我国建造大规模太阳能光热电站创造了有利条件。

2014年，国家能源局委托电力规划设计总院、中科院电工所及其它部门联合对国内光热发电产业进行了调研。从调研的结果来看，全国光热发电装备的国产化率已经达到90%以上，一些部件具备了商业生产条件，太阳能热发电产业链逐步形成，具备了在国内大规模推广的基础。

（四）示范项目和标杆上网电价重磅出台，光热发电开启历史转折

2016年9月2日，国家发改委公布标杆上网电价为1.15元/kWh（含税）；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。根据最新的国家能源局《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》，“十三五”光热装机规模到2020年完成10GW。按当前光热电站建设每瓦30元的造价水平，短期1GW示范项目对应300亿元投资市场规模，而到2020年的10GW目标对应的总市场容量接近3000亿元。考虑造价成本的降低因素，空间也可超千亿元，我国光热发电已经开启新的历史转折。

按照IEA预测，中国光热发电市场到2030年将达到29GW装机，到2040年翻至88GW装机，到2050年将达到118GW装机，成为全球继美国、中东、印度、非洲之后的第四大市场。以此推算，未来中国光热市场有望撬动一万亿级资金。

三、太阳能热发电产业发展的经验与教训

（一）光热产业初期发展需倚重政策扶持

相对于火电、水电、光伏等发电形式，目前光热电站投资成本很高，单位千瓦投资成本在4000～8000美元，具体取决于项目所在地太阳能辐照资源和容量系数，而容量系数又取决于储能系统规模、太阳能场规模。据我国内蒙古鄂尔多斯的50MW槽式太阳能光热发电特许权示范项目的工程报告显示，该项目单位造价为2.6万元/kW，几乎是光伏发电造价的3倍，是火电的4倍。

鉴于前期投入大，发电成本高的特点，光热产业在发展初期离不开国家的各项扶持政策，政策与光热发电产业发展初期的电站融资情况息息相关。政策支持力度越大，光热发电项目的融资问题越好解决。

以美国为例，得益于美国能源部推行的贷款担保计划和ITC，美国的多个大规模光热电站得以顺利开工建设。贷款担保计划支持的光热电站项目包括当时世界上最大的塔式电站、最大的太阳能储热电站和最大的槽式电站。这些项目的建设加速了光热发电成本下降，为光热电站开发积累了经验，并为此后开工建设的光热电站提供更快速、更高效的开发方案。尽管随后贷款担保计划由于某些项目债务无法追回而被迫中止，使美国光热电站开发商不得不从其他渠道寻求项目融资，如通过ITC获得支持等。但已被支持的大规模电站运行后，光热电站的优势正在逐渐被证明，这无疑为光热行业未来发展起到了良好的示范作用。

（二）光热发电全面产业化需破解成本难题

政策扶持的意义在于为培养光热产业生存能力和竞争力保驾护航，如果政策扶持未能促进光热发电技术进步和成本持续下跌，那么光热产业很难摆脱对政府依赖，更难以获得长足发展。以西班牙、美国为例，西班牙是采用固定FIT机制推动光热发电产业发展，由于政府难以承受与日俱增的电力赤字，2012年西班牙取消了对新建光热电站的电价补贴，同时要求征收7%能源税，直接导致光热发电产业遭遇断崖式危机。ITC政策是美国支持太阳能发展的核心政策，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。美国的目标是到2020年光热发电能够实现无补贴上网，度电成本（LCOE）下降至6美分/kWh。2015年，美国带储热的光热项目度电成本已被削减至13美分/kWh。

（三）光热市场健康发展需发挥市场竞争机制

在光热项目开发过程中，选择最佳运营商，优化资源配置，形成富有竞争性的市场机制，才能赋予行业最大的降本动力，才能赋予发电成本更大的下降空间。近年来，新兴市场在发展太阳能热发电产业时大多都采用了竞争性项目投标制，即根据中标电价的高低来决定各个项目最终的上网电价。竞争性投标带来竞争加剧，随之带来更低的LCOE和更优惠的融资支持，这无疑会驱动光热发电产业进一步发展。

以南非为例，随着技术进步和越来越多的厂商加入竞争，南非光热项目的中标电价呈逐步下降的趋势。第一轮光热发电项目平均中标电价为22美分/kWh，第二轮光热发电项目平均中标电价约为21美分/kWh。第三轮招标中，由美国SolarReserve和沙特ACWA领衔组成的联合体获得了装机100MW的Redstone塔式光热发电项目的开发权，该项目的投标电价为第一年12.4美分/kWh，剩余合同期内收购电价为15美分/kWh，几乎只是上两轮光热发电项目招标电价的一半。

（四）光热项目开发需以光伏为前车之鉴

同样是得到政策支持的新能源产业，光伏行业在过去的十年中经历了大起大落。这种剧烈波动的发展轨迹，凸显了国内光伏市场开发培育不足、生产能力过剩、产业链不健全等问题。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，随着太阳能热发电标杆上网电价的出台，处在类似发展阶段的光热行业在多个政策的推动下也将迎来投资热潮。此时最应避免出现扎堆过热现象，此前光伏产业的产能过剩便是前车之鉴。光热产业投资需要结合地方资源，探索和试验光热发电产业的经济性，谨慎选择项目和技术路线，开发优质光热资源。同时在产业上游的投资也同样如此，防止产业依赖高额补贴盲目扩张，避免出现产能过剩现象。从政府到业界都应该从光伏行业曲折的发展历史中吸取教训，并且将相关的经验应用在光热发电产业的培育过程之中。