前言

近年來，在應對全球氣候變暖的大背景下，大力發展可再生能源以替代化石能源已成為眾多國家能源轉型的大勢所趨，節能環保的發電方式越來越受到各國的青睞。在目前眾多備選的可再生能源類型中，太陽能無疑是未來世界最理想的能源之一，在各國中長期能源戰略中占有重要地位。

太陽能發電包括太陽能光伏發電和太陽能光熱發電。目前，太陽能光伏發電技術日趨成熟，達到了商業使用所要求的能級。其優點是設備簡單易行，但也有著電能難以儲存，太陽光不穩定對電網產生沖擊的缺點，這也是單一的光伏發電，甚至水力發電、風力發電等其他常規可再生能源發電共同面臨的發展瓶頸。而太陽能光熱發電可與儲熱系統或火力發電結合，從而實現連續發電，并且穩定性高，兼容性強，便于調節。此外，光熱發電設備生產過程綠色環保，光熱發電產業鏈中基本不會出現光伏電池板生產過程中的高耗能、高污染等問題，這也是其他發電方式不可比擬的優勢。因此，太陽能光熱發電被視為未來取代煤電的最佳備選方案之一，已成為可再生能源領域開發應用的熱點。

尤其是最近十年，光熱發電發展步伐迅速。太陽能資源開發相對較早的美國、西班牙兩國，無論在技術上還是商業化進程，都在全球位列前茅。其他太陽能資源國也相繼出臺了各種經濟扶持和激勵政策，宣布建設更多新的光熱電站，大力發展光熱發電產業。從目前形勢來看，在全球范圍內已經掀起了新的投資和建設熱潮，并且不斷有新的市場加入，全球太陽能光熱發電總裝機規模持續上升，世界各國宣布建設的光熱裝機規模爆發式增長，太陽能光熱發電行業呈現出一派蓬勃發展的繁榮景象。

一、國際太陽能光熱發電產業發展現狀

（一）國際太陽能光熱發電產業發展總體概況

1.全球太陽能光熱發電產業發展狀況

從上世紀50年代光熱發電技術誕生至今，全球太陽能光熱發電產業經歷了多個發展階段。

當前全球太陽能光熱發電市場呈現出美國、西班牙裝機總量領跑，新興市場裝機開始釋放，整個產業全球范圍蓬勃發展的局面。盡管不同來源數據略有出入，但粗略算來，截至2015年12月底，全球已建成投運的光熱電站已接近5吉瓦（見圖1）。

圖1全球太陽能光熱發電累計裝機容量（2006～2015年）

　　2.世界各國太陽能光熱發電發展狀況

豐富的太陽能資源是發展太陽能光熱發電的首要條件。根據國際太陽能熱利用區域分類，全世界太陽能輻射強度和日照時間最佳的區域包括北非、中東地區、美國西南部和墨西哥、南歐、澳大利亞、南非、南美洲東、西海岸和中國西部地區等。目前全世界在運、在建和規劃發展的太陽能光熱發電站都位于上述國家和地區。其中，西班牙、美國光熱發電產業發展最早也最成熟，光熱發電規模居世界前兩位；印度、摩洛哥、南非、智利等國家光熱開發相對較晚，在運的光熱發電容量也相對較少，但在建的光熱裝機容量已大幅增加，并且還宣布將開發更多新的光熱發電項目；中國也開始開發光熱發電項目，雖然進入該市場的步伐較晚，但在建和規劃的光熱發電裝機容量已位居世界前列。

(1)各國在運太陽能光熱發電站裝機規模

國際可再生能源署（IRENA）統計數據顯示，截至2015年12月底，西班牙在運光熱電站總裝機容量為2300MW，占全球總裝機容量近一半，位居世界第一，美國第二，總裝機量為1777MW，兩者合計光熱裝機超過4吉瓦，約占全球光熱裝機的88%。其后是印度、南非、阿聯酋、阿爾及利亞、摩洛哥等國（見圖2）。中國截至2015年底已建成光熱裝機約14MW（與國內統計數據略有出入），其中最大為青海中控德令哈50MW太陽能熱發電一期10MW光熱發電項目，其他項目多不足1MW，處于商業規模化的前期階段。

圖2各國在運太陽能光熱發電站裝機容量

（截至2015年12月）2015年全球太陽能光熱發電新增裝機容量主要來自于摩洛哥、南非和美國，并且來自新興市場的裝機增長首次超過美國和西班牙兩大傳統市場。

新增裝機容量最大的為摩洛哥，實現160MW新增容量，這得益于摩洛哥2015年建成的NOOR1槽式光熱電站，該項目于2015年下半年建成。但由于項目方原定于12月27日舉辦的并網投運儀式被臨時叫停，并且官方對此未給予任何解釋，因此IRENA的統計數據中未將NOOR1電站列入2015年新增裝機。

緊隨其后的是南非，南非市場在2015年取得很大進展，裝機100MW的KaXuSolarOne槽式光熱電站于2015年3月并網投運，裝機50MW的Bokpoort槽式光熱電站于2015年12月正式投運。

美國市場最受矚目的為110MW的新月沙丘（CrescentDunes）塔式熔鹽電站的建成。該電站于2015年第四季度并網試運行，并于今年2月正式實現商業化運轉。

(2)各國在建太陽能光熱發電站裝機規模

根據國際能源署太陽能熱發電和熱化學組織（SolarPACES）統計，截至2016年2月底，全球在建太陽能光熱發電站裝機容量約1.4吉瓦。其中摩洛哥在建裝機容量最高，達350MW，包括裝機200MW的NOORII槽式光熱電站和裝機150MW的NOORIII塔式光熱電站；中國近幾年也開始發展光熱發電產業，在建裝機容量位居第二位，為300MW（與國內統計數據略有出入）；印度尼赫魯國家太陽能計劃推動了國內光熱發電產業發展，AbhijeetSolarProject、Diwakar、GujaratSolarOne、KVKEnergySolarProject等在建項目的裝機容量達278MW，位居第三位；其后是南非、以色列、智利等國（見圖3）。

圖3各國在建太陽能光熱發電站裝機容量（截至2016年2月）

　　(3)各國規劃建設太陽能光熱發電站裝機規模

隨著太陽能光熱發電產業在越來越多的太陽能資源國相繼啟動，南非、摩洛哥、印度、智利等新興市場開始崛起。憑借較好的光照條件、豐富的太陽能資源和巨大的太陽能熱發電潛能，這些國家規劃、宣布建設更多新的太陽能光熱發電站，正在成為未來太陽能光熱發電裝機的主要增長市場。

（二）太陽能熱發電主要技術和代表性電站介紹

1.太陽能熱發電主要技術

太陽能熱發電，通常叫做聚光式太陽能發電，通過聚集太陽輻射獲得熱能，將熱能轉化成高溫蒸汽，蒸汽驅動汽輪機發電。采用太陽能熱發電技術，避免了昂貴的硅晶光電轉換工藝，可以大大降低太陽能發電成本。而且，這種形式的太陽能利用還有一個其他形式的太陽能轉換所無法比擬的優勢，即太陽能所加熱的水可以儲存在巨大的容器中，在太陽落山后幾個小時仍能夠帶動汽輪機發電。當前太陽能熱發電按照太陽能采集方式主要可劃分為槽式發電、塔式發電和菲涅爾式發電等。

粗略統計，截至2016年2月，在全球建成和在建的太陽能光熱發電站中，槽式電站數量最多，約占建成和在建光熱電站總數的80%，塔式電站占比超過11%，菲涅爾式電站最少，占比不足9%。

由于塔式光熱發電系統綜合效率高，更適合于大規模、大容量商業化應用，在規劃建設的光熱電站項目中，塔式所占的比例已經超出了槽式技術。綜合判斷，未來塔式光熱發電技術可能是光熱發電的主要技術流派。

2.代表性電站

(1)西班牙Andasol太陽能光熱發電站

Andasol太陽能光熱發電站位于西班牙陽光資源豐富的Andalusia的Guadix附近，是歐洲第一個商業運行的太陽能槽式導熱油電站，由三個50MW裝機的項目組成。Andasol1號電站開建于2006年7月，2009年3月實現并網投運；Andasol2號電站開建于2007年2月，2009年中期建成；3號電站則開建于2008年8月，2011年9月建成投運。Andasol1&2號電站的開發商為ACSCobra（75%）和太陽千年（25%），太陽千年破產后轉為ACSCobra全資持有。3號電站的開發商為Ferrostaal/SolarMillennium/RWE/RheinE./SWM五家德國公司組成的聯合體。

Andasol槽式電站的經典意義在于，其是全球首個配置了大規模熔鹽儲熱系統的商業化光熱電站，通過增加7.5小時的儲熱系統，電站的年發電小時數大大增加，容量因子達到了38.8%。此后西班牙很多槽式電站的儲熱容量設置都和Andasol一樣為7.5小時。

(2)西班牙Gemasolar太陽能光熱發電站

Gemasolar太陽能光熱發電站位于西班牙塞維利亞附近的FuentesdeAndaluca，是TorresolEnergy旗下的標志性發電站，裝機容量達19.9MW，于2011年5月開始試運行。

Gemasolar采用創新的熔鹽傳熱技術，儲熱系統可在沒有陽光的情況下持續發電15小時，幫助避免供電波動，電站能夠在一年中的多個月份實現24小時不間斷發電，即使是在黑夜或日照不足的冬季。作為全球首個將塔式系統和熔鹽傳熱儲熱介質結合的商業化光熱電站，Gemasolar的運行成為熔鹽型塔式光熱發電技術發展的重要里程碑。

(3)美國Solana太陽能光熱發電站

Solana太陽能光熱發電站位于美國亞利桑那州鳳凰城西南70英里的GilaBend附近，于2010年底開始建設，2013年完工，是當時世界上最大的槽式電站，也是美國第一個帶熔鹽儲熱的太陽能光熱發電站。

電站由西班牙AbengoaSolar公司建設，裝機總容量280MW，年發電量高達9.44億kWh，可滿足7萬個家庭的用電需求。電站總投資額高達20億美元，美國能源部貸款擔保提供14.5億美元融資支持。亞利桑那州最大的電力公司APS為該項目的PPA簽約方，簽約電價為14美分/kWh，承購期為30年，30年內的總售電收入可達40億美元。

(4)美國Ivanpah太陽能光熱發電站

Ivanpah太陽能光熱發電站位于美國加利福尼亞的Mojave沙漠，洛杉磯西南64千米處，項目由BrightSource能源公司開發，2014年2月投產，總規劃容量為392MW，由三座裝機分別為133MW、133MW和126MW的塔式電站構成，占當時美國總投運光熱電站裝機容量的30%左右，也是全球目前最大規模裝機的光熱電站。

項目總計投資達22億美元，獲得美國能源部16億美元的貸款擔保。科技巨頭Google投資1.68億美元，NRG太陽能公司投資3億美元。這也使其成為歷史上投資額度最大的光熱發電項目。Ivanpah光熱電站與太平洋燃氣和電力公司（PGE）以及南加州愛迪生電力公司（SCE）簽訂了PPA購電協議，1號電站裝機126MW，2號和3號電站各裝機133MW.1號電站和3號電站所發電能由PGE收購，2號電站所發電能由SCE收購。

(5)美國CrescentDunes太陽能光熱發電站

CrescentDunes太陽能光熱發電站位于美國內華達州的托諾帕，裝機容量110MW，是全球第一個大規模采用熔鹽塔式光熱發電技術的電站。電站由SolarReserve公司負責開發運營，2015年投運，可以滿足7.5萬個家庭的用電需求。

該項目的投運證明塔式熔鹽技術在100MW級大型電站上應用的可靠性，是熔鹽型塔式光熱發電技術發展中跨越性的一步。

(6)摩洛哥Noor系列太陽能光熱發電站

Noor系列太陽能光熱發電站位于摩洛哥南部地區，是摩洛哥首個大型商業化光熱發電項目，光熱發電總裝機容量高達510MW。裝機160MW的一期工程Noor1槽式電站已于2016年2月正式投運，而后續項目Noor2（200MW，槽式）和Noor3（150MW，塔式）電站正在建設中，整體投運后產生的電能將足夠滿足100萬個摩洛哥家庭的用電需求。上述三個光熱電站均配置了熔鹽儲熱系統，其中Noor1項目儲熱時長為3小時，Noor2項目儲熱時長為7小時，Noor3項目儲熱時長為8小時，可以滿足太陽落山之后的電力需求。

（三）國際典型太陽能光熱發電政策形勢分析

政府政策支持是光熱產業發展的重要推手。新世紀以來，不同國家和政府采取各種公共扶持政策，快速推動了太陽能熱發電技術應用、大型光熱發電項目開發，乃至整個太陽能光熱發電行業的繁榮發展。這些政策主要包括上網電價補貼（即FIT，給予每度可再生能源上網電力以特定的價格補貼額度）、購電協議（即PPA，該協議定義了電力公司以何種價格和規則收購可再生能源發電量）、可再生能源配額制（即RPS，政府給電力公司分配任務指標，要求他們所發出的電力中必須有一定比例的部分來自于可再生能源）或可再生能源投資比例限定、貸款擔保、稅收優惠等。無論是傳統的光熱大國西班牙、美國，還是光熱領域的后起之秀南非等國，其光熱產業發展均與國家政策扶持息息相關。

1.西班牙：FIT補貼政策

西班牙是第一個采用FIT補貼機制促進光熱發電產業發展的國家，2002年曾對光熱發電上網電價補貼0.12歐元/kWh，但由于補貼力度不夠，成效甚微。

2007年西班牙政府頒布《對可再生能源的FIT補貼》，提供了兩種補貼方式供國內光熱電站運營商選擇，即固定的上網電價補貼，或者市場電價加上額外補貼，補貼期限為25年，但會在一段時期后減少。由于設定的補貼有利可圖，再加上良好的宏觀經濟環境，光熱發電成為西班牙可顯著盈利的可再生能源類型，電站的融資和部署得以快速實現，短時間內涌現出了大量在建項目。

然而從2007下半年開始，經濟危機開始籠罩歐洲。在西班牙國內，持續增長的可再生能源裝機能力與經濟危機后出現萎縮的用電需求逐漸出現矛盾。2009年，政府對《對可再生能源的FIT補貼》進行了修訂，“市場電價+額外補貼”被取消，但此舉并未能改變西班牙日益龐大的電力赤字。2012年西班牙政府迫于財政危機取消了對新建光熱電站和原有電站輔助燃氣發電部分的電價補貼，同時加征7%的能源稅。2013年，FIT補貼被廢除。電改提出，要找到一種新的市場化的補償手段。2014年5月，《關于可再生能源發電的皇家法令413/2014》發布。政府決定為之前享受過FIT補貼的光熱發電項目建立一個新的補償機制，新機制保證其7.5%的合理投資回報率。新機制還設置了從2013年6月12日起六年的管控周期，三年一個小周期。這項對此前FIT補貼政策實施進行追溯性替代的新法案被指進一步損害到該國太陽能行業利益。在政策急劇轉向的背景下，西班牙的光熱產業發展情勢急轉直下。2012年西班牙新增裝機容量為1吉瓦，2014年新增裝機僅為150MW，到了2015年，該國已基本沒有新開工的光熱電站。

2.美國：貸款擔保和投資稅收減免

不同于西班牙明確且統一的FIT補貼政策，美國采用強制性產業推動政策RPS，按照RPS規定，電力公司必須與可再生能源發電公司簽署PPA，保證在電站二十余年的生命周期內按照PPA價格購買可再生能源電力。此外，美國還圍繞著RPS制定了一系列激勵政策，包括能源部貸款擔保計劃和太陽能投資稅收減免（ITC）等，以推動光熱產業的發展。

可再生能源貸款擔保計劃由美國能源部基于2005年美國能源法案出臺，主要為了幫助大型可再生能源項目解決初期投資大而融資困難的問題。據統計，美國能源部貸款擔保計劃共支持了5個光熱發電項目。總計獲支持額度為58.35億美元，總支持裝機容量達1282MW。得益于上述支持，美國幾個大規模光熱電站得以順利開工建設。貸款擔保計劃既可降低投資風險，使項目得以完成，又可加快新興技術盡快進入商業化進程。但是想要得到貸款擔保支持很難，只有少量具有重大意義的項目才能獲得貸款擔保支持。同時貸款擔保計劃也存在無法追回債務的風險，2011年光伏創新企業Solyndra的破產導致美國能源部5億多美元債務無法追回，從而導致可再生能源項目的貸款擔保支持計劃當年被迫中止。

ITC政策是美國2005年出臺的意向支持太陽能發展的核心政策，是美國太陽能發電產業扶持政策的重要一環。根據該政策，投資太陽能發電可享受最高相當于其投資額30%的聯邦稅收減免。該項政策自2006年開始實施后，美國年太陽能發電裝機容量增長迅猛。尤其是在2008年確定ITC政策有效期為8年后，投資者和開發商對于太陽能領域投資的信心大增。由于ITC政策以項目實際投運日期核算，政策終止期限為2016年年底，而美國光熱電站的建設周期通常在兩年左右，并且100MW級以上電站的耗時更長，因此2014年后美國幾乎無新的大規模光熱電站開建。2015年12月美國眾議院同意了延長ITC五年的修正案，旨在進一步刺激美國太陽能發電市場增長。

3.新興市場：多方面激勵和扶持機制

當前新興市場的政策機制一定程度上吸取了西班牙的經驗教訓，通過多方面的激勵和扶持以推動光熱發電項目的合理性開發。其中，采用更具針對性、成本競爭更激烈的項目招標機制確定項目電價已成為新興光熱發電市場的一致選擇，摩洛哥、印度、南非無不如此，這賦予行業更大的降本動力，項目的中標電價也隨之迅速拉低。

例如，印度吸取了西班牙和其它國家的可再生能源補貼經驗，采用了逆向招標機制開發項目，即通過設定一個電價上限值，要求項目開發商在此上限條件下進行競價投標，投標價格不得高于上限電價，低價者中標。最終，尼赫魯國家太陽能計劃第一階段共涉及的7個光熱發電招標項目平價中標電價相當低廉，致使項目利潤率大幅下滑。在尼赫魯國家太陽能計劃第二階段的招標中印度政府首次采用了VGF機制，即對光熱發電項目的整體投資給予一定比例的一次性補貼。該種補貼可采取各種各樣的形式，包括提高信用額度、增加補助基金、給予貸款和利息補貼等。

摩洛哥2010年成立了摩洛哥太陽能署（MASEN）以具體負責實施國家的太陽能發展戰略（目前MASEN已全盤負責國家的可再生能源戰略，包括太陽能、風能和水能）。MASEN設計的新政策體系混合了政策激勵機制和國際低成本的優惠利率融資方案，建立起公司和政府之間的合作橋梁，既保障了合作各方的合理利潤，又有效地分化了項目風險，從效果上看，吸引了公共投資商和項目開發商的積極參與。在摩洛哥，光熱發電項目的競標也較為激烈，同時，大規模的優惠利率貸款支持為光熱項目的低電價打下了良好基礎，為推動光熱發電成本下跌提供了很好的案例。

南非能源部2011年發布了可再生能源獨立電力生產采購計劃（REIPPPP），旨在促進可再生能源的發展，該計劃的實質就是競爭性項目招標制。招標過程中，投標電價的高低是決定開發商可否中標的主要標準，所占權重高達70%，但非價格評價標準仍占30%的權重，包括國產化率、技術水平、項目開發商的過往業績等。

南非的競爭性項目招標制的兩大特點是上限電價制和分時電價制。上限電價制是指在招標時，南非政府給投標方規定了上限電價，投標方在投標時的項目電價不能高于這一上限電價。由于南非對項目投標方和項目技術性能的要求比較嚴格，因此沒有出現過于激烈的壓價競爭，最終的項目中標電價僅僅比上限電價略低。分時電價制是指南非政府宣布給予光熱發電兩種不同的電價，即日常電價和可調電價，以鼓勵儲熱型光熱發電項目的開發。可調電價即在用電高峰期發電的電價。日常用電期內則執行相對較低的日常電價。這一機制從調峰電源的角度出發給予了光熱項目峰谷電價的政策支持，凸顯了光熱發電技術穩定可調的優勢，使其有能力與光伏等不穩定可再生能源展開競爭。

得益于南非政府的大力支持和REIPPP計劃的實施，近年來南非光熱裝機規模顯著增長，截止到REIPPPP第三輪B段招標結束，南非政府規劃的1.2吉瓦光熱裝機目標已經完成了一半。

二、國內太陽能光熱發電產業發展現狀

（一）國內太陽能光熱發電產業發展概況

我國太陽能資源豐富。根據全國700多個氣象站長期觀察積累的資料表明，青海西部、寧夏北部、甘肅北部、新疆南部、西藏西部等地區，年輻射總量可達1855～2333kWh/m2，滿足建造規模化太陽能光熱發電站所對應的輻射資源要求。另外，我國的沙化土地面積達169萬平方公里，其中有水力和電網資源的沙地約有30萬平方公里，有充分的土地資源條件發展太陽能光熱發電。

與國外光熱發電技術在材料、設計、工藝及理論方面長達50多年的研究相比，我國的太陽能熱發電技術研究起步較晚，直到20世紀70年代才開始一些基礎研究。“十二五”期間，我國太陽能光熱發電行業實現突破性發展，形成了太陽能光熱發電站選址普查、技術、導則、行業標準等指導性文件。

2013年7月16日，青海中控德令哈50MW塔式太陽能熱發電站一期10MW工程順利并入青海電網發電，標志著我國自主研發的太陽能光熱發電技術向商業化運行邁出了堅實步伐，填補了我國沒有太陽能光熱電站并網發電的空白。

截至2015年底，我國光熱裝機規模約18MW，其中純發電項目總裝機約為15MW，除中控德令哈50MW太陽能熱發電一期10MW光熱發電項目具有商業化規模以外，其它均為小型的示范和實驗性項目，多不足1MW，處于商業規模化的前期階段。

（二）國內太陽能光熱發電產業政策回顧

2014年，我國有關部門逐漸重視光熱發電產業發展，國家發改委、國家能源局、電規總院等部門于2月18日組織召開了光熱發電示范項目電價政策座談會，4月29日組織召開了光熱發電示范項目技術要求即申請報告大綱征求意見討論會。這兩次會議對推進我國光熱發電示范項目建設的相關問題進行了重點研討。同年6月6日，國家能源局委托電規總院以及其他機構對光熱發電行業進行調研，結果顯示我國90%以上設備可實現國產化。上述舉措被業界認為是光熱發電啟動的重要信號。

2015年9月，國家能源局下發《關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知》，擬建設規模約1吉瓦的光熱示范電站。

2015年12月，國家能源局下發《太陽能利用“十三五”發展規劃(征求意見稿)》，提出到2020年底要實現太陽能熱發電總裝機容量達到10吉瓦，太陽能熱利用集熱面積保有量達到8億平方米的目標。

2016年3月，國家能源局發布《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》提出，到2020年，除專門的非化石能源生產企業外，各發電企業非水電可再生能源發電量應達到全部發電量的9%以上。目前我國非水電可再生能源中以光伏發電和風力發電為主，去年光伏和風力發電在總發電量中的占比總和僅為4%。光熱發電尚在發展初期，如要達到國家能源局提出的9%的發展目標，光熱等發電產業將有巨大的發展空間。

2016年4月，國家能源局發布《能源技術革命創新行動計劃（2016～2030年）》，明確提出高效太陽能利用技術創新2020年發展目標之一是掌握50MW級塔式光熱電站整體設計及關鍵部件制造技術，突破光熱-光伏-風電集成設計和控制技術，促進風光云補利用技術產業化，反映出監管層對于通過發展光熱發電解決現有新能源發展難題、促進清潔能源發展這一思路的認可。

2016年9月2日，國家發改委發布《關于太陽能熱發電標桿上網電價政策的通知》，核定太陽能熱發電標桿上網電價為1.15元/kWh（含稅），并明確上述電價僅適用于國家能源局2016年組織實施的示范項目。同時鼓勵地方政府相關部門對太陽能熱發電企業采取稅費減免、財政補貼、綠色信貸、土地優惠等措施。

2016年9月13日，國家能源局發布《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，共20個項目入選國內首批光熱發電示范項目名單，總裝機容量1349MW，分別分布在青海、甘肅、河北、內蒙、新疆等省市及自治區。為保障太陽能熱發電項目的技術先進性和產業化發展，避免盲目投資和低水平重復建設，在“十三五”時期，太陽能熱發電項目均應納入國家能源局組織的國家太陽能熱發電示范項目統一管理，且只有納入示范項目名單的項目才可享受國家電價補貼。

（三）國內太陽能光熱發電產業特點分析

1.民營資本積極參與

從當前參與投資建設的主體看，民營企業領跑我國光熱發電市場，成為推動光熱產業發展的主力軍。浙江中控太陽能以自有資金投資建設了10MW水工質塔式電站于2013年7月并網運營（現已完成熔鹽改造）；首航節能用自有資金投資建設了亞洲第一座可24小時發電的10MW熔鹽塔式電站，累計在光熱發電領域的投資已近10億元；其它如中海陽、天瑞星、濱海光熱等都用自有資金投入多年。2014年，國家發改委核準了我國首個光熱發電示范項目電價，即中控德令哈10MW電站的電價為1.2元/kWh。在此之后，更多企業和資本開始關注并陸續進入光熱發電行業，更多項目投資商開始規劃投建光熱電站。

2.中央企業后來居上

隨著2015年9月國家能源局《關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知》的發布，中國光熱發電示范項目建設啟動。華能、大唐、華電、國電、國家電投、神華、中節能、中信等中央企業均有項目申報并入選，占據了入選的20個項目的半壁江山；民營企業中，中海陽、中控、兆陽光熱、中核龍騰、首航、大成、成都博昱等光熱企業和英利等企業參與；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上報。中央企業的加入，更加堅定了對行業發展的信心。

3.光熱發電裝備國產化率水平高

隨著“十二五”期間光熱行業技術和項目經驗的積累，目前我國企業已進入光熱發電產業鏈的上下游環節，現階段國內已基本可全部生產太陽能熱發電的關鍵和主要裝備。從調研的結果來看，全國光熱發電裝備的國產化率已經達到90%以上，一些部件具備了商業生產條件，光熱發電產業鏈逐步形成，具備了在國內大規模推廣的基礎。

4.光熱電站建設成本相對較低

由于材料、人工、土建等成本低，據有關預測，同等條件下國外的光熱電站建設成本要比中國企業參與的情況下高30%。國內建設成本相對較低的優勢也為我國建造大規模太陽能光熱電站創造了有利條件。

三、太陽能光熱發電產業發展的經驗與教訓

（一）光熱產業初期發展需倚重國家政策扶持

鑒于前期投入大，發電成本高的特點，光熱產業在發展初期離不開國家的各項扶持政策。政策與光熱發電產業發展初期的電站融資情況息息相關。政策支持力度越大，光熱發電項目的融資問題越好解決。自光熱發電市場復蘇之時開始，一些國家抓住機遇，采取各種激勵政策解決光熱電站的項目融資難題，促進光熱發電的商業化應用，扶持和發展本國光熱產業。

以美國為例，得益于美國能源部推行的貸款擔保計劃和ITC，美國的多個大規模光熱電站得以順利開工建設。貸款擔保計劃支持的光熱電站項目包括當時世界上最大的塔式電站、最大的太陽能儲熱電站和最大的槽式電站。這些項目的建設加速了光熱發電成本下降，為光熱電站開發積累了經驗，并為此后開工建設的光熱電站提供更快速、更高效的開發方案。盡管隨后貸款擔保計劃由于某些項目債務無法追回而被迫中止，使得美國光熱電站開發商不得不從多種渠道尋求項目融資，如通過ITC獲得支持等。但已被支持的大規模電站運行后，光熱電站的優勢正在逐漸被證明，這無疑為光熱行業未來發展起到了良好的示范作用。

就全球范圍來看，目前光熱發電仍然依賴政府推行的各項扶持政策。由于政策及時到位、支持力度大，全球光熱發電運行裝機容量自市場復蘇以來快速增長，到2015年底已接近5吉瓦。

（二）光熱發電全面產業化需破解成本難題

相對于火電、水電、光伏等其它發電形式，目前光熱電站投資成本很高，單位千瓦投資成本在4000～8000美元，具體取決于項目所在地太陽能輻照資源和容量系數，而容量系數又取決于儲能系統規模、太陽能場規模。據我國內蒙古鄂爾多斯的50MW槽式太陽能光熱發電特許權示范項目的工程報告顯示，該項目單位造價為2.6萬元/kW，幾乎是光伏發電造價的3倍，是火電的4倍。

盡管政策扶持有助于解決光熱電站開發的融資等問題，但長期依賴于政府的政策支持絕非長久之計，在太陽能光熱發電產業推向全面產業化之前，一個不得不思考的問題是，如果沒有了政策的支持，光熱發電產業怎樣才能走向自我維系？

雖然目前美國對于光熱發電仍有各項激勵政策，但美國政府的目標是到2020年光熱發電能夠實現無補貼上網。美國能源部削減太陽能成本的Sunshot計劃中規劃到2020年將光熱項目的度電成本（LCOE）由2010年的21美分/kWh下降至6美分/kWh。在邁向最終每度電6美分目標的道路上，美國已經取得了一定的進展，截至2015年，帶儲熱的光熱項目的度電成本已被削減至13美分/kWh。

西班牙是采用固定FIT機制推動光熱發電產業發展的典型范例。在光熱發電產業發展初期，高額的FIT補貼曾一度帶動西班牙光熱發電裝機跨越式增長，但在高額的固定FIT補貼機制下，現有技術水平已經可以保障項目顯著收益，開發商推動技術革新的動力就相對減弱，也就是說，FIT機制未能引導產業向更低電價成本的方向發展，最終政府難以承受與日俱增的電力赤字。2012年，西班牙取消了對新建光熱電站的電價補貼，同時要求征收7%能源稅，直接導致光熱發電產業遭遇斷崖式危機。

反觀美國的經驗和西班牙的教訓，不難發現，政策扶持的意義在于為培養光熱產業生存能力和競爭力保駕護航，如果政策扶持未能促進光熱發電技術進步和成本持續下跌，那么光熱產業很難擺脫對政府依賴，更難以獲得長足發展。光熱發電走向全面產業化的根本之道還是要破解成本難題。

（三）光熱市場健康發展需發揮市場競爭機制

在光熱項目開發過程中，選擇最佳運營商，優化資源配置，形成富有競爭性的市場機制，才能賦予行業最大的降本動力，才能賦予發電成本更大的下降空間。近年來，新興市場在發展光熱發電產業時大多都采用了競爭性項目投標制，即根據中標電價的高低來決定各個項目最終的上網電價。競爭性投標帶來競爭加劇，隨之帶來更低的LCOE和更優惠的融資支持，這無疑會驅動光熱發電產業進一步發展。

以南非為例，南非采用以招標采購為基礎的競爭性機制，對項目投標方和對項目最終技術性能提出更為苛刻的要求，避免出現類似印度那樣激烈的壓價競爭，使最終的項目中標電價僅僅比上限電價低一點點。隨著技術進步和越來越多的廠商加入競爭，南非光熱項目的中標電價呈逐步下降的趨勢。第一輪光熱發電項目平均中標電價為22美分/kWh，第二輪光熱發電項目平均中標電價約為21美分/kWh。第三輪招標中，由美國SolarReserve和沙特ACWA領銜組成的聯合體獲得了裝機100MW的Redstone塔式光熱發電項目的開發權，該項目的投標電價為第一年12.4美分/kWh，剩余合同期內收購電價為15美分/kWh，幾乎只是上兩輪光熱發電項目招標電價的一半。由此可見，充分發揮市場競爭機制，通過市場調節作用，有助于達到優勝劣汰的效果，實現光熱市場的健康發展。

（四）光熱發電需揚“儲能系統”之長

相比單一的光伏發電，甚至水力發電、風力發電等其他常規可再生能源發電，無論是從電力價格還是從技術成熟度的角度來看，目前開發光熱電站都屬于昂貴的投資。但光熱發電有一項優勢不可忽視，即光熱電站配置儲能系統難度較小。從長遠發展的角度來看，穩定可調的太陽能利用方式絕對不應該被低估。太陽能光熱發電與儲熱系統或火力發電結合后，可以實現全天24小時穩定持續供電，具有可調節性，易于并網，相對于光伏或風電季節性、間歇性、穩定性方面的缺陷，光熱發電對電網更友好，兼容性更強。也就是說，一旦考慮到將光熱發電技術配置儲能系統，它與其他可再生能源發電技術孰優孰劣的問題就很難一時定論。光熱技術能夠彌補其他可再生能源技術的一些缺陷，能夠在可再生能源領域達到互補作用。在未來能源結構調整過程中，光熱技術具備巨大的發展潛力。要想金融機構加大對光熱電站項目的融資支持，為光熱電站開發吸引到更多的投資商，務必發揮光熱發電可以配置儲能系統的優勢。

（五）光熱項目開發需以光伏為前車之鑒

同樣是得到政策支持的新能源產業，光伏行業在過去的十年中經歷了大起大落。這種劇烈波動的發展軌跡，凸顯了國內光伏市場開發培育不足、生產能力過剩、產業鏈不健全等問題。2011年光伏標桿電價政策出臺后，當年光伏電站裝機容量同比增長超過700%。由此推測，隨著太陽能熱發電標桿上網電價的出臺，處在類似發展階段的光熱行業在多個政策的推動下也將迎來投資熱潮。此時最應避免出現扎堆過熱現象，此前光伏產業的產能過剩便是前車之鑒。光熱產業投資需要結合地方資源，探索和試驗光熱發電產業的經濟性，謹慎選擇項目和技術路線，開發優質光熱資源。同時在產業上游的投資也同樣如此，防止產業依賴高額補貼盲目擴張，避免出現產能過剩現象。從政府到業界都應該從光伏行業曲折的發展歷史中吸取教訓，并且將相關的經驗應用在光熱發電產業的培育過程之中。如果成真的話，光熱發電行業將發展得更加穩健，帶來更好的經濟效益和生態效益。

四、太陽能光熱發電產業發展趨勢

（一）全球太陽能光熱發電產業前景展望

在全球可再生能源蓬勃發展的當下，隨著光伏和風電裝機容量不斷提升、發電成本不斷下降，以及蓄電池價格的持續削減，為了保持光熱發電競爭力，充分發揮其儲能和調峰優勢，光熱開發商們開始日益注重電站的性能改善、標準化以及通過大規模部署以降低發電成本。IRENA預測，至2025年，槽式光熱發電技術LCOE將下降至90美元/MWh，塔式光熱發電技術的成本將下降至80美元/MWh。IRENA還指出，盡管光熱發電現在還處于初級發展階段，當前的發電成本要比化石能源高，但是隨著技術不斷進步和相關組件成本的不斷降低，未來光熱發電技術將非常有競爭力，特別是在融資成本較低的情況下。

國際能源署2014年發布的《光熱技術發展路線圖》預測，到2050年全球光熱裝機將達982吉瓦，貢獻全球11%的電量供應。屆時光熱發展的黃金時期有望到來。

今年2月，由歐洲太陽能熱發電協會（ESTELA）、國際綠色和平組織和SolarPACES三方共同發布的《全球光熱發電市場2016年展望報告（SOLARTHERMALELECTRICITYGLOBALOUTLOOK2016）》預測，光熱發電到2030年將可滿足全球6%的電力需求，到2050年這一比例將升至12%。這一預測是基于最樂觀的情景給出的，此情景下，全球光熱發電裝機至2020年達42吉瓦，到2030年達350吉瓦，到2050年達1600吉瓦。而即便是在中立情景下，到2020年全球光熱發電裝機仍可達22吉瓦，到2050年達800吉瓦，可滿足5%的全球電力需求。但報告指出，上述預測的前提是，有實實在在的政策支持該產業的發展。而在悲觀情景即當前政策支持力度下，該報告預測到2030年實現21吉瓦裝機，2020年實現11吉瓦裝機。

多方預測的數據盡管存在差異，但基本已向我們展現出太陽能光熱發電產業未來的發展趨勢。太陽能光熱發電產業以其廣闊的市場前景和巨大的發展潛力，必將成為未來新能源產業應用的重點，并將在未來低碳革命中扮演越來越重要的角色。

（二）國內太陽能光熱發電產業前景展望

盡管我國太陽能光熱發電起步相對較晚，但從目前的形勢來看，隨著太陽能光熱發電示范項目和標桿上網電價重磅出臺，我國光熱發電已經開啟新的歷史轉折。

根據國家能源局《太陽能利用“十三五”發展規劃(征求意見稿)》，“十三五”光熱裝機規模到2020年完成10吉瓦。按當前光熱電站建設每瓦30元的造價水平，短期1吉瓦示范項目對應300億元投資市場規模，而到2020年的10吉瓦目標對應的總市場容量接近3000億元，考慮造價成本的降低因素，空間也可超千億元，我國光熱發電已經開啟新的歷史轉折。

按照國際能源署預測，中國光熱發電市場到2030年將達到29吉瓦裝機，到2040年翻至88吉瓦裝機，到2050年將達到118吉瓦裝機，成為全球繼美國、中東、印度、非洲之后的第四大市場。以此推算，未來中國光熱市場有望撬動一萬億級資金。

確信在我國政府和企業的共同努力下，太陽能光熱發電產業必將在我國能源利用中發揮越來越重要的作用，未來發展前景廣闊。