大力发展可再生能源以替代化石能源已成为众多国家能源转型的大势所趋，节能环保的发电方式越来越受到各国的青睐。太阳能无疑是未来世界最理想的能源之一，在各国中长期能源战略中占有重要地位。太阳能发电包括太阳能光伏发电和太阳能光热发电。目前，太阳能光伏发电技术日趋成熟，达到了商业使用所要求的能级。2016年太阳能光热发电产业政策及现状分析详情如下。
最近十年，光热发电发展步伐迅速。首航节能日前公告称，公司首座可24小时发电的10兆瓦熔盐塔式光热电站顺利并网发电。首航节能这一动作，在顺应国家发展潮流的同时，也意味着光热电站建设技术逐步走向成熟，距离大规模的普及已经越来越近，行业前景已经可以预期。
该项目建成正值国内首批光热发电示范项目招投标与建设之际。在太阳能光热发电行业政策支持方面，国家能源局发布的《太阳能发展“十三五”规划》也多次重点提及光热发电，并首次明确500万千瓦的光热发电目标。显然，“十三五”期间是光热发电产业发展的关键时期。这些信号，为我国光热发电行业发展指明了方向。
在业内人士看来，“十三五”光热发展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。据机构预计，“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。
光热发电是指利用大规模阵列抛物或碟形镜面收集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽，结合传统汽轮发电机的工艺，从而达到发电的目的。根据《太阳能发展“十三五”规划》，“十三五”期间，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上。其中，光热利用发电装机达到500万千瓦。
继国家发改委下发通知，核定光热发电标杆上网示范电价为每千瓦时1.15元之后，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。业内人士表示，光热发电产业成为“十三五”时期太阳能利用领域的一大亮点。《规划》明确，“十三五”期间，光热发电成本将低于0.8元/千瓦时，光热 发电效率实现较大提高，形成全产业链集成能力。此外，光热发电前景被看好的另一个重要原因是蓄能，即将白天多余的热量进行存储，晚间再用存储的热量进行发 电，以保证发电的连续性。
“此前国家能源局初步规划的‘十三五’期间光热发电目标是1000万千瓦。这意味着未来五年对光热发电的直接投 资将达到5000亿元，间接投资在1万亿元以上。但依据产业发展现状，要实现到2020年并网目标很难，后来将并网目标修改为500万千瓦。实际上要实现 500万千瓦的推进难度依旧不小。”北京工业大学能源与环境工程学院马重芳教授告诉中国证券报记者。
尽管推动难度不小，在光热产业启动之年，已有不少企业相继启动光热电站的开工建设。以首航节能为例，公司出资承建的国内首座具备24小时发电能力的10兆瓦熔盐塔式太阳能光热电站于12月 26日顺利并网发电。证券分析师指出，如能实现满发上网，预计全年该项目发电量最高可达8500万度左右。按照已公布的1.15元/千瓦时标 杆电价计算，全年可实现电费收入约1亿元。
除塔式电站外，中海阳50兆瓦槽式光热电站项目近日在甘肃玉门开工建设。此外，世界首个熔盐菲涅尔式商业化光热电站——兰州大成敦煌熔盐线性菲涅尔式50兆瓦光热发电示范项目一期工程在甘肃敦煌开工。
在光热电站密集启动之际，上下游企业积极参与其中。天津百吉瑞新能源有限公司董事长薛凌云说：“与传统的槽式光热发电系统相比，采用储能技术的新型槽式发 电可使系统整体投资降低30%。通过对熔盐配制的改善，极大降低了保温成本，提升了熔盐储能力，公司看好光热发展前景。”
“相比于光伏发电，光热发电的热存储技术，可将太阳能集热后通过换热装置加热水产生蒸汽，然后驱动传统的汽轮发电机产生电能，实现‘光—热—电’的转化，弥补了光伏发电储能的缺失，在并网友好性上远优于光伏。”马重芳称。
不过，在马重芳看来，中国光热资源不足、光热发电环境适应性差、选址受限制是行业发展必须面对的客观问题。“眼下需要建立光热资源相关的搜集机制，太阳能辐射值将直接影响发电成本，太阳能数据库的建立完善将对企业拓展光热业务将提供直接帮助。”
除光照资源、水资源缺乏等因素外，技术竞争、成本和可靠性寿命、运营经验缺乏等问题，同样对光热产业能否大规模发展形成挑战。
“光热发电最致命的问题是初始投资费用高。”光热发电资深学者张建城对中国证券报记者表示，“据了解，第一批光热发电示范项目初始投资在每千瓦3万至4万 元，而光伏发电初始投资目前已步入每千瓦万元以下，风力发电初始投资大概也在每千瓦1万元以内。燃煤电站的初始投资则更低，每千瓦仅为4000至5000 元，经济性差异一定程度上将影响投资热情。”
尚处于起步阶段的光热发电除了面临成本高企的困难外，“国产化率不高、电力市场改革、竞价上网等因素也是产业发展必须面对的问题。”张建城说，“镜场关键技术中的集热管、集热器、控制系统国内的产能基本满足当前的需求，但国产化率普遍较低。这也加大了发电成本。”
他举例指出，“以壁垒较高集热管技术为例，买一根进口集热管一般要1.4万元人民币。如果在国内建厂生产只要3000元人民币；而一片国产反射镜的价格只有进口反射镜的三分之一。”
国家能源局新能源和可再生能源司副处长邢翼腾表示，未来应从科技创新的角度来降低光热成本。首批示范项目1.15元/千瓦时的电价，国家平均补贴超过 0.9元。也就是说现在的电价多数都是依靠国家补贴的支撑。值得注意的是，三类地区光伏竞标电价已经达到了0.61元/千瓦时，风电则更低。“光热短期内 要和光伏等清洁能源竞争，长期来看须与火电等传统能源竞争，因此产业发展需要从科技创新方面来降低成本。”
“未来光热发电产业发展可能出现颠覆性的新技术。目前国外的技术多不适应于中国产业自身状况，所以开展光热发电实验项目迫在眉睫。据了解，葛洲坝集团下属的新能源公司在组织相关的光热实验基地，这对产业进步十分重要。”马重芳对中国证券报记者表示。
此外，运营经验缺乏也是目前国内光热产业面临的一大困难。由于缺乏成熟的配套体系和实际的运营经验，为避免拖延完工等问题，国家发改委要求享受示范电价的首批光热发电项目要在2018年12月31日前全部投入运行。
据中国报告大厅发布的2016-2021年中国太阳能光热发电行业发展分析及投资潜力研究报告预计，“十三五”时期，光热产业对经济产值的贡献将突破万亿元。其中，光热发电产业对经济产值的贡献将达到6000亿元，平均每年拉动经济需求1200亿元，同时带动高端制造、新材料、电子工业、互联网等相关产业发展。
根据太阳能光热发电产业政策及现状分析形势显示，尽管光热发电产业有更高的资金和技术门槛，将使得进入的玩家更少、更加理性。但在2-3年以后，光热发电产业仍或将迎来一波洗牌期，设备供应商和大量拿地的项目运营商或将经历一次整合。
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