我国“十三五”光热发电技术水平将有较大提升
数据显示，2016年我国光热新增装机总量为10.2兆瓦，其中包括10月12日并网投运的200千瓦甘肃阿克塞800米熔盐槽式示范回路，以及12月26日并网发电的首航节能敦煌10兆瓦熔盐塔式电站。相对于2015年，去年我国光热发电的表现还是比较不错的。
记者还了解到，目前，国内在建的光热项目包括中控太阳能德令哈50兆瓦电站、中广核德令哈50兆瓦槽式电站、首航节能敦煌100兆瓦塔式电站等商业化示范项目，以及中科院863项目槽式光热发电技术研究与示范项目、华强兆阳张家口15兆瓦改良菲涅尔光热示范项目、兰州大成敦煌10兆瓦菲涅尔熔盐电站等试验性示范项目。另外，还有多个光热示范项目计划今年开工建设。
“示范项目1.15元/千瓦时的电价，国家平均补贴超过0.9元。而如今，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。光热要想实现和光伏等清洁能源以及火电等传统能源竞争的目标，必须通过科技创新来降低发电成本。”业内人士对记者说，国家通过推动光热发电示范项目建设，主要是想总结运行经验，完善相关管理办法和政策环境，验证国产化设备的可靠性，培育系统集成能力和关键核心技术。
根据《目录》，槽式、塔式、碟式太阳能热发电系统技术服务位列其中。另外，国家能源局近期印发的《能源技术创新“十三五”规划》也重点提及光热发电，其中示范试验类共48项，第20项提及大型太阳能热发电关键技术研究与示范。由此，不难想象，随着《目录》和该规划相结合，将会推动“十三五”期间我国光热发电技术水平的提升。
《目录》出台将进一步提高光热产业投资者积极性
众所周知，目前影响光热产业发展的最大问题还是初始投资费用高。据了解，首批光热发电示范项目初始投资在每千瓦3万元至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元至5000元，经济性差异一定程度上影响了投资者的热情。
根据《太阳能发展“十三五”规划》（以下简称《规划》），到2020年底，光热发电装机规模将达到5吉瓦。业界预计，5吉瓦装机将掀起板块1500亿元左右的投资规模。伴随着去年光热标杆上网电价的出台、技术要求初定、完工日期明确，广受业内关注的几大问题逐步解决，极大激发了行业的发展动能。整个光热板块有望迎来快速发展。《目录》的出台势必将会进一步提高投资者对光热产业的投资积极性。
一位投资光热发电的企业负责人告诉记者，相对于光伏发电，目前光热电站初始投资成本确实比较高，国家去年出台的1.15元/千瓦时的光热标杆上网电价还是较为符合现状的，从目前设备系统集成、建设运营维护以及资金成本来讲，如果控制得好、技术相对比较先进，基本还是可以赢利的。
电力规划设计总院副总工程师陈铮表示，在一个行业刚起步的时候，成本高是不可避免的，光伏刚起步的时候也是近40元一瓦。国际上来看光热发电电价已经降到15美分，美国将降到6美分左右。
而光热示范工程电价为1.09~1.4元/瓦左右，再加上未来投资成本下行驱动因素包括电站规模化和核心部件国产化等，如果后续大面积铺开，造价有望不断下降。
《规划》明确提出，“十三五”期间，光热发电成本将低于0.8元/千瓦时。由此可以看出，光热降本已是大势所趋。根据IEA和ESTELA预测，到2030年，光热将满足全球6%的电力需求，到2050年该比例将上升至12%。光热将逐步和光伏一样，成为主要的清洁能源，未来10~15年应是光热市场的快速发展期。
