每当提到太阳能发电行业，首先想到的是光伏发电，实际上，光热发电也是太阳能发电行业的一大方向。但是，与光伏发电市场热情高涨相比，光热发电行业发展一直不温不火，市场也显得有些冷清。
为什么光热发电行业一直热不起来?遇到哪些发展瓶颈?未来又将何去何从?
“断奶”在即
经过多年发展，光热发电产业链已经建立完成并初步成型，示范项目建设也在推进中，但最近受相关政策影响，光热发电行业感到压力山大。
据了解，1月22日，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。
“虽然可再生能源去补贴是大势所趋，但对仍处于发展初期的光热发电行业直接‘断奶’，让很多光热发电行业从业者感到意外。”一位业内人士表示，对于目前上网电价高达1.15元/千瓦时的光热发电站项目而言，这一政策无异于宣告2020年以后国内或将无新增光热项目。
“目前，光热发电对电价补贴的依赖程度还比较高。”电力规划设计总院原副院长孙锐认为，这会让投资方对光热发电项目越来越谨慎，“缺少电价政策支持，可能会令刚刚建立起来的光热发电产业受到一定程度影响。”
双良龙腾光热技术(北京)有限公司总经理卢智恒说：“该政策的发布，让光热发电行业从业者担忧未来的出路。但令人欣慰的是，目前，存量光热发电示范项目电价仍是1.15元/千瓦时，并没有退坡。同时，示范项目投建截止日期被放宽到2021年12月31日。”
困难重重
2015年9月，国家能源局启动首批20个太阳能热发电示范项目建设。截至目前，20个示范项目中仅有3个项目投运，分别为中广核德令哈50兆瓦槽式电站、首航节能敦煌100兆瓦塔式电站、中控太阳能德令哈50兆瓦塔式电站。
为什么光热发电行业发展之路如此坎坷?“光热发电面临核心技术还不成熟、电站建设和发电成本相对较高等难题。”业内专家表示。
首先，光热发电核心技术亟待进一步突破。虽然我国光热产业链已经相对完整成熟，但是部分核心环节依然存在技术短板，比如汽轮发电机组、集热管等。同时，国产吸热器、熔盐泵、熔盐阀和流量计等设备的可靠性、安全性有待验证。另外，值得注意的是，光热发电的槽式、塔式、碟式和菲涅尔式等各条技术路线差异程度较大，目前存在运行效率不稳定等问题。
其次，光热发电站面临占地面积广、项目建设和发电成本高等问题。“由于我国光热发电产业刚刚起步，远没有达到经济规模，致使光热发电的成本较高。目前，光热发电工程投资在2.5万-3万元/千瓦。”孙锐说。
一位业内人士也表示，由于国内光热产业还处于示范阶段，光热发电站装机规模较小，尚未形成规模化，造成成本较高。“从初始投资成本看，光热发电站的单位千瓦投资成本在2.5万-3.5万元，是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍、光伏电站的4-5倍，关键的太阳岛和储热岛固定投资分别占50%-60%、15%-20%，并且储热时间越长，投资成本越高;从度电成本看，据业内估算，塔式光热电站的度电成本在1元/千瓦时左右，相当于煤电的3-4倍、陆上风电的2.3倍、光伏发电的1.4-2倍。”
第三，资金成为制约光热发电发展的一大瓶颈。孙锐坦言，一些投资方为民企的光热示范项目，遭遇融资难、贷款难窘境，项目进度一推再推。一位业内人士认为，光热发电项目的融资需求巨大，但由于国家未公布明确的电价机制，金融机构等投资行为受到较大约束。同时，光热发电成本相对较高，经济性较差，金融机构投资热情不高，造成项目融资困难，整个光热发电产业也缺少现金流。
未来出路在哪里?
实际上，国家财政补贴“被叫停”给光热发电行业发展带来很多不确定性，但也并非全无希望。那么，光热行业如何在困难中找方向、在迷茫中谋出路?
首先，光热发电要发挥调频调峰作用。“光热发电是集发电和储能为一身的可再生能源发电方式，电力输出稳定可靠、调节性能优越。”孙锐说，光热发电可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，也可以承担高峰负荷，可参与电力系统的一次调频和二次调频。
卢智恒也认为：“光热发电最大的优势，就是可轻松储能调度，而且储能时间可以很长，将是承担调峰调度任务的清洁电源主角。”
其次，在电力外送方面，光热发电是大幅提高我国可再生能源电力外送的比重，促进能源转型目标实现的有效途径之一。“风电和光伏发电与太阳能热发电相结合的发电方式，可显著降低电站的弃风、弃光率。”中国科学院电工研究所研究员王志峰说，“当400兆瓦的风电装机量与200兆瓦的光伏发电装机量及50兆瓦的太阳能热发电装机量相配合时，其外送通道容量占比较单一的风电或光伏电站会大幅提高，弃风、弃光率也会大幅下降。”
孙锐也认为，结合西电东送战略，在西北的电力外送通道送出端配置光热发电机组，替代煤电机组，可显著提升输电通道的可再生能源电力比重。“以目前新疆电网为例进行模拟计算，装设光热发电机组100万千瓦至500万千瓦，可减少弃风弃光电量10.2%-37.6%。”
为什么光热发电行业一直热不起来?遇到哪些发展瓶颈?未来又将何去何从?
“断奶”在即
经过多年发展，光热发电产业链已经建立完成并初步成型，示范项目建设也在推进中，但最近受相关政策影响，光热发电行业感到压力山大。
据了解，1月22日，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》提出，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准(备案)并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。
“虽然可再生能源去补贴是大势所趋，但对仍处于发展初期的光热发电行业直接‘断奶’，让很多光热发电行业从业者感到意外。”一位业内人士表示，对于目前上网电价高达1.15元/千瓦时的光热发电站项目而言，这一政策无异于宣告2020年以后国内或将无新增光热项目。
“目前，光热发电对电价补贴的依赖程度还比较高。”电力规划设计总院原副院长孙锐认为，这会让投资方对光热发电项目越来越谨慎，“缺少电价政策支持，可能会令刚刚建立起来的光热发电产业受到一定程度影响。”
双良龙腾光热技术(北京)有限公司总经理卢智恒说：“该政策的发布，让光热发电行业从业者担忧未来的出路。但令人欣慰的是，目前，存量光热发电示范项目电价仍是1.15元/千瓦时，并没有退坡。同时，示范项目投建截止日期被放宽到2021年12月31日。”
困难重重
2015年9月，国家能源局启动首批20个太阳能热发电示范项目建设。截至目前，20个示范项目中仅有3个项目投运，分别为中广核德令哈50兆瓦槽式电站、首航节能敦煌100兆瓦塔式电站、中控太阳能德令哈50兆瓦塔式电站。
为什么光热发电行业发展之路如此坎坷?“光热发电面临核心技术还不成熟、电站建设和发电成本相对较高等难题。”业内专家表示。
首先，光热发电核心技术亟待进一步突破。虽然我国光热产业链已经相对完整成熟，但是部分核心环节依然存在技术短板，比如汽轮发电机组、集热管等。同时，国产吸热器、熔盐泵、熔盐阀和流量计等设备的可靠性、安全性有待验证。另外，值得注意的是，光热发电的槽式、塔式、碟式和菲涅尔式等各条技术路线差异程度较大，目前存在运行效率不稳定等问题。
其次，光热发电站面临占地面积广、项目建设和发电成本高等问题。“由于我国光热发电产业刚刚起步，远没有达到经济规模，致使光热发电的成本较高。目前，光热发电工程投资在2.5万-3万元/千瓦。”孙锐说。
一位业内人士也表示，由于国内光热产业还处于示范阶段，光热发电站装机规模较小，尚未形成规模化，造成成本较高。“从初始投资成本看，光热发电站的单位千瓦投资成本在2.5万-3.5万元，是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍、光伏电站的4-5倍，关键的太阳岛和储热岛固定投资分别占50%-60%、15%-20%，并且储热时间越长，投资成本越高;从度电成本看，据业内估算，塔式光热电站的度电成本在1元/千瓦时左右，相当于煤电的3-4倍、陆上风电的2.3倍、光伏发电的1.4-2倍。”
第三，资金成为制约光热发电发展的一大瓶颈。孙锐坦言，一些投资方为民企的光热示范项目，遭遇融资难、贷款难窘境，项目进度一推再推。一位业内人士认为，光热发电项目的融资需求巨大，但由于国家未公布明确的电价机制，金融机构等投资行为受到较大约束。同时，光热发电成本相对较高，经济性较差，金融机构投资热情不高，造成项目融资困难，整个光热发电产业也缺少现金流。
未来出路在哪里?
实际上，国家财政补贴“被叫停”给光热发电行业发展带来很多不确定性，但也并非全无希望。那么，光热行业如何在困难中找方向、在迷茫中谋出路?
首先，光热发电要发挥调频调峰作用。“光热发电是集发电和储能为一身的可再生能源发电方式，电力输出稳定可靠、调节性能优越。”孙锐说，光热发电可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，也可以承担高峰负荷，可参与电力系统的一次调频和二次调频。
卢智恒也认为：“光热发电最大的优势，就是可轻松储能调度，而且储能时间可以很长，将是承担调峰调度任务的清洁电源主角。”
其次，在电力外送方面，光热发电是大幅提高我国可再生能源电力外送的比重，促进能源转型目标实现的有效途径之一。“风电和光伏发电与太阳能热发电相结合的发电方式，可显著降低电站的弃风、弃光率。”中国科学院电工研究所研究员王志峰说，“当400兆瓦的风电装机量与200兆瓦的光伏发电装机量及50兆瓦的太阳能热发电装机量相配合时，其外送通道容量占比较单一的风电或光伏电站会大幅提高，弃风、弃光率也会大幅下降。”
孙锐也认为，结合西电东送战略，在西北的电力外送通道送出端配置光热发电机组，替代煤电机组，可显著提升输电通道的可再生能源电力比重。“以目前新疆电网为例进行模拟计算，装设光热发电机组100万千瓦至500万千瓦，可减少弃风弃光电量10.2%-37.6%。”
