每當提到太陽能發電行業，首先想到的是光伏發電，實際上，光熱發電也是太陽能發電行業的一大方向。但是，與光伏發電市場熱情高漲相比，光熱發電行業發展一直不溫不火，市場也顯得有些冷清。
為什么光熱發電行業一直熱不起來?遇到哪些發展瓶頸?未來又將何去何從?
“斷奶”在即
經過多年發展，光熱發電產業鏈已經建立完成并初步成型，示范項目建設也在推進中，但最近受相關政策影響，光熱發電行業感到壓力山大。
據了解，1月22日，財政部、國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提出，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，按規定完成核準(備案)并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量太陽能光熱發電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
“雖然可再生能源去補貼是大勢所趨，但對仍處于發展初期的光熱發電行業直接‘斷奶’，讓很多光熱發電行業從業者感到意外。”一位業內人士表示，對于目前上網電價高達1.15元/千瓦時的光熱發電站項目而言，這一政策無異于宣告2020年以后國內或將無新增光熱項目。
“目前，光熱發電對電價補貼的依賴程度還比較高。”電力規劃設計總院原副院長孫銳認為，這會讓投資方對光熱發電項目越來越謹慎，“缺少電價政策支持，可能會令剛剛建立起來的光熱發電產業受到一定程度影響。”
雙良龍騰光熱技術(北京)有限公司總經理盧智恒說：“該政策的發布，讓光熱發電行業從業者擔憂未來的出路。但令人欣慰的是，目前，存量光熱發電示范項目電價仍是1.15元/千瓦時，并沒有退坡。同時，示范項目投建截止日期被放寬到2021年12月31日。”
困難重重
2015年9月，國家能源局啟動首批20個太陽能熱發電示范項目建設。截至目前，20個示范項目中僅有3個項目投運，分別為中廣核德令哈50兆瓦槽式電站、首航節能敦煌100兆瓦塔式電站、中控太陽能德令哈50兆瓦塔式電站。
為什么光熱發電行業發展之路如此坎坷?“光熱發電面臨核心技術還不成熟、電站建設和發電成本相對較高等難題。”業內專家表示。
首先，光熱發電核心技術亟待進一步突破。雖然我國光熱產業鏈已經相對完整成熟，但是部分核心環節依然存在技術短板，比如汽輪發電機組、集熱管等。同時，國產吸熱器、熔鹽泵、熔鹽閥和流量計等設備的可靠性、安全性有待驗證。另外，值得注意的是，光熱發電的槽式、塔式、碟式和菲涅爾式等各條技術路線差異程度較大，目前存在運行效率不穩定等問題。
其次，光熱發電站面臨占地面積廣、項目建設和發電成本高等問題。“由于我國光熱發電產業剛剛起步，遠沒有達到經濟規模，致使光熱發電的成本較高。目前，光熱發電工程投資在2.5萬-3萬元/千瓦。”孫銳說。
一位業內人士也表示，由于國內光熱產業還處于示范階段，光熱發電站裝機規模較小，尚未形成規模化，造成成本較高。“從初始投資成本看，光熱發電站的單位千瓦投資成本在2.5萬-3.5萬元，是傳統煤電站的3-4倍、陸上風電的3-4倍、光伏電站的4-5倍，關鍵的太陽島和儲熱島固定投資分別占50%-60%、15%-20%，并且儲熱時間越長，投資成本越高;從度電成本看，據業內估算，塔式光熱電站的度電成本在1元/千瓦時左右，相當于煤電的3-4倍、陸上風電的2.3倍、光伏發電的1.4-2倍。”
第三，資金成為制約光熱發電發展的一大瓶頸。孫銳坦言，一些投資方為民企的光熱示范項目，遭遇融資難、貸款難窘境，項目進度一推再推。一位業內人士認為，光熱發電項目的融資需求巨大，但由于國家未公布明確的電價機制，金融機構等投資行為受到較大約束。同時，光熱發電成本相對較高，經濟性較差，金融機構投資熱情不高，造成項目融資困難，整個光熱發電產業也缺少現金流。
未來出路在哪里?
實際上，國家財政補貼“被叫停”給光熱發電行業發展帶來很多不確定性，但也并非全無希望。那么，光熱行業如何在困難中找方向、在迷茫中謀出路?
首先，光熱發電要發揮調頻調峰作用。“光熱發電是集發電和儲能為一身的可再生能源發電方式，電力輸出穩定可靠、調節性能優越。”孫銳說，光熱發電可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷，也可以承擔高峰負荷，可參與電力系統的一次調頻和二次調頻。
盧智恒也認為：“光熱發電最大的優勢，就是可輕松儲能調度，而且儲能時間可以很長，將是承擔調峰調度任務的清潔電源主角。”
其次，在電力外送方面，光熱發電是大幅提高我國可再生能源電力外送的比重，促進能源轉型目標實現的有效途徑之一。“風電和光伏發電與太陽能熱發電相結合的發電方式，可顯著降低電站的棄風、棄光率。”中國科學院電工研究所研究員王志峰說，“當400兆瓦的風電裝機量與200兆瓦的光伏發電裝機量及50兆瓦的太陽能熱發電裝機量相配合時，其外送通道容量占比較單一的風電或光伏電站會大幅提高，棄風、棄光率也會大幅下降。”
孫銳也認為，結合西電東送戰略，在西北的電力外送通道送出端配置光熱發電機組，替代煤電機組，可顯著提升輸電通道的可再生能源電力比重。“以目前新疆電網為例進行模擬計算，裝設光熱發電機組100萬千瓦至500萬千瓦，可減少棄風棄光電量10.2%-37.6%。”
為什么光熱發電行業一直熱不起來?遇到哪些發展瓶頸?未來又將何去何從?
“斷奶”在即
經過多年發展，光熱發電產業鏈已經建立完成并初步成型，示范項目建設也在推進中，但最近受相關政策影響，光熱發電行業感到壓力山大。
據了解，1月22日，財政部、國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》提出，新增光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，按規定完成核準(備案)并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量太陽能光熱發電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。
“雖然可再生能源去補貼是大勢所趨，但對仍處于發展初期的光熱發電行業直接‘斷奶’，讓很多光熱發電行業從業者感到意外。”一位業內人士表示，對于目前上網電價高達1.15元/千瓦時的光熱發電站項目而言，這一政策無異于宣告2020年以后國內或將無新增光熱項目。
“目前，光熱發電對電價補貼的依賴程度還比較高。”電力規劃設計總院原副院長孫銳認為，這會讓投資方對光熱發電項目越來越謹慎，“缺少電價政策支持，可能會令剛剛建立起來的光熱發電產業受到一定程度影響。”
雙良龍騰光熱技術(北京)有限公司總經理盧智恒說：“該政策的發布，讓光熱發電行業從業者擔憂未來的出路。但令人欣慰的是，目前，存量光熱發電示范項目電價仍是1.15元/千瓦時，并沒有退坡。同時，示范項目投建截止日期被放寬到2021年12月31日。”
困難重重
2015年9月，國家能源局啟動首批20個太陽能熱發電示范項目建設。截至目前，20個示范項目中僅有3個項目投運，分別為中廣核德令哈50兆瓦槽式電站、首航節能敦煌100兆瓦塔式電站、中控太陽能德令哈50兆瓦塔式電站。
為什么光熱發電行業發展之路如此坎坷?“光熱發電面臨核心技術還不成熟、電站建設和發電成本相對較高等難題。”業內專家表示。
首先，光熱發電核心技術亟待進一步突破。雖然我國光熱產業鏈已經相對完整成熟，但是部分核心環節依然存在技術短板，比如汽輪發電機組、集熱管等。同時，國產吸熱器、熔鹽泵、熔鹽閥和流量計等設備的可靠性、安全性有待驗證。另外，值得注意的是，光熱發電的槽式、塔式、碟式和菲涅爾式等各條技術路線差異程度較大，目前存在運行效率不穩定等問題。
其次，光熱發電站面臨占地面積廣、項目建設和發電成本高等問題。“由于我國光熱發電產業剛剛起步，遠沒有達到經濟規模，致使光熱發電的成本較高。目前，光熱發電工程投資在2.5萬-3萬元/千瓦。”孫銳說。
一位業內人士也表示，由于國內光熱產業還處于示范階段，光熱發電站裝機規模較小，尚未形成規模化，造成成本較高。“從初始投資成本看，光熱發電站的單位千瓦投資成本在2.5萬-3.5萬元，是傳統煤電站的3-4倍、陸上風電的3-4倍、光伏電站的4-5倍，關鍵的太陽島和儲熱島固定投資分別占50%-60%、15%-20%，并且儲熱時間越長，投資成本越高;從度電成本看，據業內估算，塔式光熱電站的度電成本在1元/千瓦時左右，相當于煤電的3-4倍、陸上風電的2.3倍、光伏發電的1.4-2倍。”
第三，資金成為制約光熱發電發展的一大瓶頸。孫銳坦言，一些投資方為民企的光熱示范項目，遭遇融資難、貸款難窘境，項目進度一推再推。一位業內人士認為，光熱發電項目的融資需求巨大，但由于國家未公布明確的電價機制，金融機構等投資行為受到較大約束。同時，光熱發電成本相對較高，經濟性較差，金融機構投資熱情不高，造成項目融資困難，整個光熱發電產業也缺少現金流。
未來出路在哪里?
實際上，國家財政補貼“被叫停”給光熱發電行業發展帶來很多不確定性，但也并非全無希望。那么，光熱行業如何在困難中找方向、在迷茫中謀出路?
首先，光熱發電要發揮調頻調峰作用。“光熱發電是集發電和儲能為一身的可再生能源發電方式，電力輸出穩定可靠、調節性能優越。”孫銳說，光熱發電可以作為電力系統中的主力機組承擔基本負荷，也可以承擔高峰負荷，可參與電力系統的一次調頻和二次調頻。
盧智恒也認為：“光熱發電最大的優勢，就是可輕松儲能調度，而且儲能時間可以很長，將是承擔調峰調度任務的清潔電源主角。”
其次，在電力外送方面，光熱發電是大幅提高我國可再生能源電力外送的比重，促進能源轉型目標實現的有效途徑之一。“風電和光伏發電與太陽能熱發電相結合的發電方式，可顯著降低電站的棄風、棄光率。”中國科學院電工研究所研究員王志峰說，“當400兆瓦的風電裝機量與200兆瓦的光伏發電裝機量及50兆瓦的太陽能熱發電裝機量相配合時，其外送通道容量占比較單一的風電或光伏電站會大幅提高，棄風、棄光率也會大幅下降。”
孫銳也認為，結合西電東送戰略，在西北的電力外送通道送出端配置光熱發電機組，替代煤電機組，可顯著提升輸電通道的可再生能源電力比重。“以目前新疆電網為例進行模擬計算，裝設光熱發電機組100萬千瓦至500萬千瓦，可減少棄風棄光電量10.2%-37.6%。”
