日前，国家发展改革委出台《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》（以下简称《通知》），核定太阳能热发电标杆上网电价为每千瓦时1.15元，并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。全国工商联新能源商会常务副秘书长史利民告诉记者，此次发改委核定光热发电标杆上网电价，标志着国家对光热发电的支持进入实质性阶段。开起了我国光热发电规模化、产业化发展的新时代，光热发电产业有望迎来大发展。

调整之后的1.15元

据了解，从2015年9月30日，国家能源局发布示范项目建设通知算起，光热示范项目电价的出台耗时近一年，但如果从这个行业在中国发展历史算起，行业期待电价政策的出台已有十余年。这一示范项目电价政策的孕育时间是自去年11月完成示范项目评审开始，并由此产生了一个建议电价。

今年5月4日，国家发展改革委价格司牵头组织召开光热电价政策研讨会，这被视为是政府部门开始正式着手确定光热电价政策的一个积极信号，在5月下旬，国家发展改革委价格司已基本确定了本轮示范项目执行1.1元的电价政策。

由于1.1元的电价普遍低于行业预期，且在理论层面也不具备保证示范项目取得成功的较大可能性，在业内一经传开后，随后的几周时间内，以中控太阳能为代表的部分入选首批示范项目最终名单可能性较大的项目方通过各种渠道表达了认为这一电价过低的态度，试图为光热行业争取一个相对合理的电价。

经过多方的积极争取，国家发展改革委同意就光热电价进行再次论证调研，以确保电价合理。

为此，今年6月29日至30日，国家发展改革委价格司相关负责人首次赶赴青海德令哈调研光热电价问题，此次调研为电价从1.1元调整至1.15元打下了基础。

据记者了解，一直到今年7月下旬，电价才基本被确定为1.15元，于是才有了目前国家发展改革委正式出台的光热电价政策。

该电价水平有利于产业健康发展

据了解，此次公布的光热标杆电价相比之前预计的1.1元/千瓦时略高，比中控德令哈项目1.2元/千瓦时的电价略低，并且电价在2019年之前基本不会作出调整，表明了国家对于推动光热行业的发展持有积极的态度。

根据《通知》，该电价仅仅适用于国家能源局组织实施的首批1吉瓦示范项目，约20个示范项目的最终入选名单此前已经由国家能源局确定，预计该名单将很快正式对外公布。

业内人士告诉记者，该电价水平既有利于光热发电产业的适当规模发展，也有利于防止相关产业依赖高额补贴盲目扩张，可以淘汰那些技术水平落后，经济性不佳的项目，对技术能力强的企业有着十分积极的意义，有力于光热产业的健康发展。

另外，《通知》还明确提出，2019年以后将逐步降低新建太阳能热发电价格水平。结合此前相关部门透露的信息，今年示范项目可享受1.15元电价支持的关键条件之一是入选示范项目应在2018年12月31日前建成投产。这一时间点的设置从政府和行业两个角度综合来看，相对适中，可防止部分示范项目业主手握项目而迟迟不建、并在一定程度上控制本阶段对光热的总体补贴规模，但这也对项目开发商提出了要求，这就是如何在未来的两年多时间内完成示范项目建设，并达到验收标准。同样，这一规定也表明了国家推动光热产业健康发展的积极意愿。

记者还了解到，根据《通知》规定，虽然未能入选今年示范项目名单的项目将无法享受该电价支持，但以二连浩特可再生能源微电网示范项目为例，国家能源局批准执行的特殊项目另有说明按示范项目有关规定开展建设的，则有望额外获得本轮示范项目电价的支持。另外，根据此前光伏电价政策文件的惯例，西藏自治区较为特殊，在西藏开发的光热发电项目应可另行就单个项目申报电价政策。

中国可再生能源学会的相关专家告诉记者，《通知》提出，鼓励地方政府相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，这凸显出中央层面可再生能源补贴资金压力较大，期待地方层面通过地方性政策支持分解这一压力。另外，再加上目前出台的1.15元的电价低于最终入选示范项目名单的项目申报的平均电价，若再依托地方政策的辅助性支持，可更大程度上保证示范项目取得成功。

光热产业由此或将出现“中国速度”

众所周知，风电、光伏等新能源产业在标杆电价落地后，均迎来迅猛发展，“十二五”期间装机规模超过美国和德国跃居世界第一位。近几年来，一直专注光热产业发展的中海阳能源集团高级副总裁兼光热事业部总经理章颢缤表示，此次出台的光热电价基本符合行业此前的预测。可以让国内示范项目真正落地，之前徘徊不定的投资商也将进入市场，带动整个光热行业的投资潮，按照目前光热行业积攒的5~6年的力量来看，光热行业将有可能会出现超过其他国家和地区的“中国速度”。

记者了解到，“十二五”时期，我国安排了1吉瓦的太阳能光热发电示范项目。但自2010年亚洲首座塔式太阳能光热发电站在北京延庆动工以来，截至2015年底，我国光热装机规模仅为18兆瓦，仅相当于4台4兆瓦风力发电机的装机容量，甚至赶不上我国一个大型分布式光伏电站的规模。由此可见，发展潜力还是比较大的。

目前我国光热发电潜力主要集中在内蒙古、新疆、青海和西藏等地区。

业内预计，“十三五”期间，光热发展装机规模将达到5吉瓦，虽然装机规模相比此前略有调整，但是5吉瓦装机仍将掀起板块1000亿~1500亿元的投资规模，整个光热板块有望迎来大幅改善。作为新三板光热上市公司的中海阳能源集团和杭锅股份、首航节能、三维工程等光热领军企业无疑将最先受益。

如今，央企也纷纷进入光热市场，行业热度在持续提升。随着2015年的政策发力，五大发电集团竞相进入光热发电领域，央企在拟建光热发电市场的份额占比超过55%。其中，中广核德令哈50兆瓦槽式光热发电示范项目目前正在稳步推进当中。

未来几年，光热成本有望进一步下降，发展潜力将会继续增大。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。根据绿色和平组织预测，到2050年的光热发电成本将降至1.6万元/千瓦，降幅可达40%。

另外，光热发电由于具备储能优势，是未来新能源发展的重要方向。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年是光热市场的快速发展期。