“根據我國到2050年的太陽能發展路線圖，如果馬上啟動國內第一批100萬千瓦光熱發電示范項目，到2020年光熱電價可以降到0.75元左右，但這個電價不是到了2020年就能等來的。如果光熱電價再不出臺，這個目標就很難實現了！”電力規劃設計總院副院長孫銳在參加6月16日召開的中國國際光熱電站大會時道出了急盼光熱電價出臺的心聲。

面對臺下600位同樣焦灼等待電價出臺的與會者，孫銳補充說，“設備規?；a后才能逐步降低電價，沒有生產哪能談得上規?；?，又如何能降低成本？盡快出臺上網電價對光熱發電行業的發展至關重要。”

希望承擔用電高峰最大負荷

記者在上述會議上了解到，美國和西班牙是世界太陽能熱發電站主要建設地區，印度、中東、非洲、澳大利亞、拉美、中國成為最具增長潛力的區域。據統計，2015年全球光熱發電新增裝機容量421.1兆瓦，累積裝機容量約4940.1兆瓦，增幅9.3%。

目前來看，全球光熱呈現幾大發展趨勢：

太陽能光熱電站規模逐步增大，尤其以塔式電站最為突出；

塔式太陽能熱發電技術由于其集熱溫度高、易于實現大規模長時間蓄熱、技術和造價控制進步空間大等特點發展迅速；

與傳統能源互補結合的高效率太陽能光熱利用形式正迅速推廣。

“對于我國來說，太陽能熱發電目前正處于從試驗、探索逐步向規模示范發展過渡的階段。”水電水利規劃設計總院副院長易躍春在會上指出，“工程應用方面，我國一些小型光熱試驗電站陸續建成發電；在產品制造方面，一些關鍵設備和產品國內開始嘗試生產，部分產品已應用到試驗電站中。但是，由于國內太陽能熱發電上網電價缺失，熱發電站系統集成技術缺乏，產業鏈相關裝備和產品產業化生產進展較慢，還沒有建成商業化、規?；拇笮碗娬?，產業還處于培育當中。”

根據《太陽能利用十三五發展規劃（征求意見稿）》，到2020年底，我國要實現太陽能熱發電總裝機容量達到1000萬千瓦。與光伏相比，在同等裝機規模下，無論是發電效率還是電源的穩定性都更勝一籌。因此，光熱機組在電力系統中的作用至關重要。對此，孫銳指出，“光熱發電機組的優勢就在于它能夠儲能，儲熱系統優化配置對光熱發電至關重要，儲熱系統能使光熱機組維持穩定的電力輸出。”

對于光熱將在電網中承擔的角色，孫銳表示，“根據現在我國光熱行業發展的階段，光熱機組24小時連續運行并不現實，比較理想的發電模式是希望光熱發電能承擔早高峰，中午保持出力，但能給光伏讓出空間，晚高峰希望光熱發電能達到最大負荷，晚高峰過后停機，這是目前我們光熱發電運行比較理想的方式。”

多一毛錢少一毛錢大不一樣

5月4日，由國家發改委價格司牽頭的光熱電價制定征求意見座談會召開，業內認為電價的正式發布已指日可待，也有消息傳出光熱電價出臺最遲不會晚于6月。

根據水電水利規劃設計總院相關負責人在本次會議上透露的信息，相關主管部門已經簽署了電價文件，但文件卻遲遲沒有下發。對此，一位不愿具名的業內人士對記者感慨：“很可能還是因為多方博弈的原因。”

記者還了解到，目前定的電價很有可能是1.1元／千瓦時。而就在此前，業內普遍預估可接受的的電價范圍最低在1.18－1.25元／千瓦時。

中控太陽能董事長金建祥對此表示，“如果電價是1.2元，電站收益率為20%，如果是1.1元，電站收益率只有0－3%。1毛錢就像是最后一根稻草，多了1毛錢這個行業就有希望很快發展起來，‘十三五’10吉瓦的目標也會實現；如果少了1毛錢，也許有少數示范項目還會建，但對于整個行業的發展是風險很大的。示范項目能否成功不取決于電價高低，但電價卻決定了整個產業能否發展起來。”

中海陽相關負責人告訴記者，“表面來看，對于設備商來說是電價越高越好，但從整個行業發展來看，電價過高肯定會導致盲目投資。目前來看，對于第一批100萬千瓦的示范項目，國內反射鏡和集熱管的產能都是相對過剩的，因此電價過高肯定會導致蜂擁而至，劣幣驅逐良幣。對于熱議的1.1元的電價，業內普遍認為偏低了，但是對于已經掌握相關技術的公司來說，也是可以有回報率的。可目前來看，國內大部分公司還沒有掌握核心技術和設計能力，包括后期電站運營維護也需要去學習和交學費，可是1.1元的電價就相當于沒有學費，需要企業自己去承擔，因此風險相對較大。”

對此，易躍春表示，最終光熱發電電價的確定，既要考慮產業發展初期的風險，又要考慮社會的承受能力。

啟動示范項目刻不容緩

“如果電價再不出臺、再不啟動第一批光熱示范項目，將來面臨更加復雜多變的電力市場環境的時候，光熱發電這條路會走得更加困難。希望在這一批示范項目中能有一批項目達到預期效果，這樣才有理由、有信心往下走。“水電水利規劃設計總院新能源部副主任王霽雪說。

除了期盼光熱電價盡快出臺，對于電價真正落地后，光熱發電行業的技術水平、裝備制造、電站運營維護等更值得關注。

孫銳指出，要充分認識太陽能熱發電工程的復雜性：

光熱發電是通過聚光集熱、儲熱換熱、熱功轉換等復雜的過程，最終實現由光到熱到電的轉換，其設備、管路閥門等系統連接復雜，自動控制邏輯嚴格，因此機組的性能好壞取決于系統的集成性能；

機組的事故率是系統中所有設備事故率的疊加，因此要保證機組的可靠性，不僅對每個設備的可靠性要求高，連接系統的管路、閥門及管件的可靠性同樣重要；

由于日照強度的季節變化和實時變化使機組的運行情況復雜多變，需要對各種運行工況進行模擬，對系統的實施檢測和自動控制要求就更高了；

使用的導熱油輔助燃料等易燃易爆物質，安全設計絕不能忽視，發生一次火災和安全事故對電廠來說就是災難性的損失。

“因此，電價出臺后，國內光熱發電行業真正掌握技術的集成商有多少，生產的設備是否符合標準，復制國外的標準是否適合國內的環境，電站并網后的運營維護能否做好，這反而是我更加關注的問題。”上述不愿具名的業內人士不無擔憂地告訴記者。

多位與會人士對記者說，示范項目不可能所有的都成功，但一定要有試錯的勇氣，通過示范項目去不斷地發現問題、解決問題。

“通過示范項目建設，形成國內太陽能熱發電設備制造產業鏈，培育工程建設運行能力，為今后光熱發展打好基礎。國內光熱發電產業部分還處于試驗到示范階段，到底成本怎么樣，建設完成后能否盡快達到設計要求，調試期多久等都需要實踐來驗證。如果第一批示范項目做好并起到示范作用，將有利于國家研究更多促進行業發展的政策和措施，推進光熱規模化、商業化發展。希冀產業不回避問題，對出現的問題進行分析、研究、解決，避免在以后的項目中重復犯錯，并不斷提高水平。示范項目既是開發企業和設備制造企業的示范，也是國家和行業的示范，把成功的經驗總結好，是示范項目推進要著重關注的地方。”易躍春說。

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