最近十年，光热发电发展步伐迅速。太阳能资源开发相对较早的美国、西班牙两国，无论在技术上还是商业化进程，都在全球位列前茅。其他太阳能资源国也相继出台了各种经济扶持和激励政策，宣布建设更多新的光热电站，大力发展光热发电产业。从目前形势来看，在全球范围内已经掀起了新的投资和建设热潮，并且不断有新的市场加入，全球太阳能光热发电总装机规模持续上升，世界各国宣布建设的光热装机规模爆发式增长，太阳能光热发电行业呈现出一派蓬勃发展的繁荣景象。
一、太阳能热发电主要技术
太阳能热发电，通常叫做聚光式太阳能发电，通过聚集太阳辐射获得热能，将热能转化成高温蒸汽，蒸汽驱动汽轮机发电。采用太阳能热发电技术，避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，可以大大降低太阳能发电成本。而且，这种形式的太阳能利用还有一个其他形式的太阳能转换所无法比拟的优势，即太阳能所加热的水可以储存在巨大的容器中，在太阳落山后几个小时仍能够带动汽轮机发电。当前太阳能热发电按照太阳能采集方式主要可划分为槽式发电、塔式发电和菲涅尔式发电等。
粗略统计，截至2016年2月，在全球建成和在建的太阳能光热发电站中，槽式电站数量最多，约占建成和在建光热电站总数的80%，塔式电站占比超过11%，菲涅尔式电站最少，占比不足9%。
由于塔式光热发电系统综合效率高，更适合于大规模、大容量商业化应用，在规划建设的光热电站项目中，塔式所占的比例已经超出了槽式技术。综合判断，未来塔式光热发电技术可能是光热发电的主要技术流派。
二、国际太阳能光热发电产业发展现状
1 国际太阳能光热发电产业发展总体概况
从上世纪50年代光热发电技术诞生至今，全球太阳能光热发电产业经历了多个发展阶段。
从上世纪50年代光热发电技术诞生至今，全球太阳能光热发电产业经历了多个发展阶段。
当前全球太阳能光热发电市场呈现出美国、西班牙装机总量领跑，新兴市场装机开始释放，整个产业全球范围蓬勃发展的局面。尽管不同来源数据略有出入，但粗略算来，截至2015年12月底，全球已建成投运的光热电站已接近5吉瓦（见图1）。
图1：全球太阳能光热发电累计装机容量（2006~2015年）
2、世界各国太阳能光热发电发展状况
丰富的太阳能资源是发展太阳能光热发电的首要条件。根据国际太阳能热利用区域分类，全世界太阳能辐射强度和日照时间最佳的区域包括北非、中东地区、美国西南部和墨西哥、南欧、澳大利亚、南非、南美洲东、西海岸和中国西部地区等。目前全世界在运、在建和规划发展的太阳能光热发电站都位于上述国家和地区。其中，西班牙、美国光热发电产业发展最早也最成熟，光热发电规模居世界前两位；印度、摩洛哥、南非、智利等国家光热开发相对较晚，在运的光热发电容量也相对较少，但在建的光热装机容量已大幅增加，并且还宣布将开发更多新的光热发电项目；中国也开始开发光热发电项目，虽然进入该市场的步伐较晚，但在建和规划的光热发电装机容量已位居世界前列。
1）各国在运太阳能光热发电站装机规模
国际可再生能源署（IRENA）统计数据显示，截至2015年12月底，西班牙在运光热电站总装机容量为2300MW，占全球总装机容量近一半，位居世界第一，美国第二，总装机量为1777MW，两者合计光热装机超过4吉瓦，约占全球光热装机的88%。其后是印度、南非、阿联酋、阿尔及利亚、摩洛哥等国（见图2）。中国截至2015年底已建成光热装机约14MW（与国内统计数据略有出入），其中最大为青海中控德令哈50MW太阳能热发电一期10MW光热发电项目，其他项目多不足1MW，处于商业规模化的前期阶段。
图2：各国在运太阳能光热发电站装机容量（截至2015年12月）
2015年全球太阳能光热发电新增装机容量主要来自于摩洛哥、南非和美国，并且来自新兴市场的装机增长首次超过美国和西班牙两大传统市场。
新增装机容量最大的为摩洛哥，实现160MW新增容量，这得益于摩洛哥2015年建成的NOOR1槽式光热电站，该项目于2015年下半年建成。但由于项目方原定于12月27日举办的并网投运仪式被临时叫停，并且官方对此未给予任何解释，因此IRENA的统计数据中未将NOOR1电站列入2015年新增装机。
紧随其后的是南非，南非市场在2015年取得很大进展，装机100MW的KaXuSolarOne槽式光热电站于2015年3月并网投运，装机50MW的Bokpoort槽式光热电站于2015年12月正式投运。
美国市场最受瞩目的为110MW的新月沙丘（CrescentDunes）塔式熔盐电站的建成。该电站于2015年第四季度并网试运行，并于今年2月正式实现商业化运转。
2）各国在建太阳能光热发电站装机规模
根据国际能源署太阳能热发电和热化学组织（SolarPACES）统计，截至2016年2月底，全球在建太阳能光热发电站装机容量约1.4吉瓦。其中摩洛哥在建装机容量最高，达350MW，包括装机200MW的NOORII槽式光热电站和装机150MW的NOORIII塔式光热电站；中国近几年也开始发展光热发电产业，在建装机容量位居第二位，为300MW（与国内统计数据略有出入）；印度尼赫鲁国家太阳能计划推动了国内光热发电产业发展，AbhijeetSolarProject、Diwakar、GujaratSolarOne、KVKEnergySolarProject等在建项目的装机容量达278MW，位居第三位；其后是南非、以色列、智利等国（见图3）。
图3：各国在建太阳能光热发电站装机容量（截至2016年2月）
3）各国规划建设太阳能光热发电站装机规模
随着太阳能光热发电产业在越来越多的太阳能资源国相继启动，南非、摩洛哥、印度、智利等新兴市场开始崛起。凭借较好的光照条件、丰富的太阳能资源和巨大的太阳能热发电潜能，这些国家规划、宣布建设更多新的太阳能光热发电站，正在成为未来太阳能光热发电装机的主要增长市场。
2 国际典型太阳能光热发电政策形势分析
政府政策支持是光热产业发展的重要推手。新世纪以来，不同国家和政府采取各种公共扶持政策，快速推动了太阳能热发电技术应用、大型光热发电项目开发，乃至整个太阳能光热发电行业的繁荣发展。这些政策主要包括上网电价补贴（即FIT，给予每度可再生能源上网电力以特定的价格补贴额度）、购电协议（即PPA，该协议定义了电力公司以何种价格和规则收购可再生能源发电量）、可再生能源配额制（即RPS，政府给电力公司分配任务指标，要求他们所发出的电力中必须有一定比例的部分来自于可再生能源）或可再生能源投资比例限定、贷款担保、税收优惠等。无论是传统的光热大国西班牙、美国，还是光热领域的后起之秀南非等国，其光热产业发展均与国家政策扶持息息相关。
1、西班牙：FIT补贴政策
西班牙是第一个采用FIT补贴机制促进光热发电产业发展的国家，2002年曾对光热发电上网电价补贴0.12欧元/kWh，但由于补贴力度不够，成效甚微。
2007年西班牙政府颁布《对可再生能源的FIT补贴》，提供了两种补贴方式供国内光热电站运营商选择，即固定的上网电价补贴，或者市场电价加上额外补贴，补贴期限为25年，但会在一段时期后减少。由于设定的补贴有利可图，再加上良好的宏观经济环境，光热发电成为西班牙可显著盈利的可再生能源类型，电站的融资和部署得以快速实现，短时间内涌现出了大量在建项目。
然而从2007下半年开始，经济危机开始笼罩欧洲。在西班牙国内，持续增长的可再生能源装机能力与经济危机后出现萎缩的用电需求逐渐出现矛盾。2009年，政府对《对可再生能源的FIT补贴》进行了修订，“市场电价+额外补贴”被取消，但此举并未能改变西班牙日益庞大的电力赤字。2012年西班牙政府迫于财政危机取消了对新建光热电站和原有电站辅助燃气发电部分的电价补贴，同时加征7%的能源税。2013年，FIT补贴被废除。电改提出，要找到一种新的市场化的补偿手段。2014年5月，《关于可再生能源发电的皇家法令413/2014》发布。政府决定为之前享受过FIT补贴的光热发电项目建立一个新的补偿机制，新机制保证其7.5%的合理投资回报率。新机制还设置了从2013年6月12日起六年的管控周期，三年一个小周期。这项对此前FIT补贴政策实施进行追溯性替代的新法案被指进一步损害到该国太阳能行业利益。在政策急剧转向的背景下，西班牙的光热产业发展情势急转直下。2012年西班牙新增装机容量为1吉瓦，2014年新增装机仅为150MW，到了2015年，该国已基本没有新开工的光热电站。
2、美国：贷款担保和投资税收减免
不同于西班牙明确且统一的FIT补贴政策，美国采用强制性产业推动政策RPS，按照RPS规定，电力公司必须与可再生能源发电公司签署PPA，保证在电站二十余年的生命周期内按照PPA价格购买可再生能源电力。此外，美国还围绕着RPS制定了一系列激励政策，包括能源部贷款担保计划和太阳能投资税收减免（ITC）等，以推动光热产业的发展。
可再生能源贷款担保计划由美国能源部基于2005年美国能源法案出台，主要为了帮助大型可再生能源项目解决初期投资大而融资困难的问题。据统计，美国能源部贷款担保计划共支持了5个光热发电项目。总计获支持额度为58.35亿美元，总支持装机容量达1282MW。得益于上述支持，美国几个大规模光热电站得以顺利开工建设。贷款担保计划既可降低投资风险，使项目得以完成，又可加快新兴技术尽快进入商业化进程。但是想要得到贷款担保支持很难，只有少量具有重大意义的项目才能获得贷款担保支持。同时贷款担保计划也存在无法追回债务的风险，2011年光伏创新企业Solyndra的破产导致美国能源部5亿多美元债务无法追回，从而导致可再生能源项目的贷款担保支持计划当年被迫中止。
ITC政策是美国2005年出台的意向支持太阳能发展的核心政策，是美国太阳能发电产业扶持政策的重要一环。根据该政策，投资太阳能发电可享受最高相当于其投资额30%的联邦税收减免。该项政策自2006年开始实施后，美国年太阳能发电装机容量增长迅猛。尤其是在2008年确定ITC政策有效期为8年后，投资者和开发商对于太阳能领域投资的信心大增。由于ITC政策以项目实际投运日期核算，政策终止期限为2016年年底，而美国光热电站的建设周期通常在两年左右，并且100MW级以上电站的耗时更长，因此2014年后美国几乎无新的大规模光热电站开建。2015年12月美国众议院同意了延长ITC五年的修正案，旨在进一步刺激美国太阳能发电市场增长。
3、新兴市场：多方面激励和扶持机制
当前新兴市场的政策机制一定程度上吸取了西班牙的经验教训，通过多方面的激励和扶持以推动光热发电项目的合理性开发。其中，采用更具针对性、成本竞争更激烈的项目招标机制确定项目电价已成为新兴光热发电市场的一致选择，摩洛哥、印度、南非无不如此，这赋予行业更大的降本动力，项目的中标电价也随之迅速拉低。
例如，印度吸取了西班牙和其它国家的可再生能源补贴经验，采用了逆向招标机制开发项目，即通过设定一个电价上限值，要求项目开发商在此上限条件下进行竞价投标，投标价格不得高于上限电价，低价者中标。最终，尼赫鲁国家太阳能计划第一阶段共涉及的7个光热发电招标项目平价中标电价相当低廉，致使项目利润率大幅下滑。在尼赫鲁国家太阳能计划第二阶段的招标中印度政府首次采用了VGF机制，即对光热发电项目的整体投资给予一定比例的一次性补贴。该种补贴可采取各种各样的形式，包括提高信用额度、增加补助基金、给予贷款和利息补贴等。
摩洛哥2010年成立了摩洛哥太阳能署（MASEN）以具体负责实施国家的太阳能发展战略（目前MASEN已全盘负责国家的可再生能源战略，包括太阳能、风能和水能）。MASEN设计的新政策体系混合了政策激励机制和国际低成本的优惠利率融资方案，建立起公司和政府之间的合作桥梁，既保障了合作各方的合理利润，又有效地分化了项目风险，从效果上看，吸引了公共投资商和项目开发商的积极参与。在摩洛哥，光热发电项目的竞标也较为激烈，同时，大规模的优惠利率贷款支持为光热项目的低电价打下了良好基础，为推动光热发电成本下跌提供了很好的案例。
南非能源部2011年发布了可再生能源独立电力生产采购计划（REIPPPP），旨在促进可再生能源的发展，该计划的实质就是竞争性项目招标制。招标过程中，投标电价的高低是决定开发商可否中标的主要标准，所占权重高达70%，但非价格评价标准仍占30%的权重，包括国产化率、技术水平、项目开发商的过往业绩等。
南非的竞争性项目招标制的两大特点是上限电价制和分时电价制。上限电价制是指在招标时，南非政府给投标方规定了上限电价，投标方在投标时的项目电价不能高于这一上限电价。由于南非对项目投标方和项目技术性能的要求比较严格，因此没有出现过于激烈的压价竞争，最终的项目中标电价仅仅比上限电价略低。分时电价制是指南非政府宣布给予光热发电两种不同的电价，即日常电价和可调电价，以鼓励储热型光热发电项目的开发。可调电价即在用电高峰期发电的电价。日常用电期内则执行相对较低的日常电价。这一机制从调峰电源的角度出发给予了光热项目峰谷电价的政策支持，凸显了光热发电技术稳定可调的优势，使其有能力与光伏等不稳定可再生能源展开竞争。
得益于南非政府的大力支持和REIPPP计划的实施，近年来南非光热装机规模显著增长，截止到REIPPPP第三轮B段招标结束，南非政府规划的1.2吉瓦光热装机目标已经完成了一半。
三、国内太阳能光热发电产业发展现状
1 国内太阳能光热发电产业发展概况
我国太阳能资源丰富。根据全国700多个气象站长期观察积累的资料表明，青海西部、宁夏北部、甘肃北部、新疆南部、西藏西部等地区，年辐射总量可达1855～2333kWh/m2，满足建造规模化太阳能光热发电站所对应的辐射资源要求。另外，我国的沙化土地面积达169万平方公里，其中有水力和电网资源的沙地约有30万平方公里，有充分的土地资源条件发展太阳能光热发电。
与国外光热发电技术在材料、设计、工艺及理论方面长达50多年的研究相比，我国的太阳能热发电技术研究起步较晚，直到20世纪70年代才开始一些基础研究。“十二五”期间，我国太阳能光热发电行业实现突破性发展，形成了太阳能光热发电站选址普查、技术、导则、行业标准等指导性文件。
2013年7月16日，青海中控德令哈50MW塔式太阳能热发电站一期10MW工程顺利并入青海电网发电，标志着我国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实步伐，填补了我国没有太阳能光热电站并网发电的空白。
截至2015年底，我国光热装机规模约18MW，其中纯发电项目总装机约为15MW，除中控德令哈50MW太阳能热发电一期10MW光热发电项目具有商业化规模以外，其它均为小型的示范和实验性项目，多不足1MW，处于商业规模化的前期阶段。
2 国内太阳能光热发电产业政策回顾
2014年，我国有关部门逐渐重视光热发电产业发展，国家发改委、国家能源局、电规总院等部门于2月18日组织召开了光热发电示范项目电价政策座谈会，4月29日组织召开了光热发电示范项目技术要求即申请报告大纲征求意见讨论会。这两次会议对推进我国光热发电示范项目建设的相关问题进行了重点研讨。同年6月6日，国家能源局委托电规总院以及其他机构对光热发电行业进行调研，结果显示我国90%以上设备可实现国产化。上述举措被业界认为是光热发电启动的重要信号。
2015年9月，国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，拟建设规模约1吉瓦的光热示范电站。
2015年12月，国家能源局下发《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》，提出到2020年底要实现太阳能热发电总装机容量达到10吉瓦，太阳能热利用集热面积保有量达到8亿平方米的目标。
2016年3月，国家能源局发布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》提出，到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。目前我国非水电可再生能源中以光伏发电和风力发电为主，去年光伏和风力发电在总发电量中的占比总和仅为4%。光热发电尚在发展初期，如要达到国家能源局提出的9%的发展目标，光热等发电产业将有巨大的发展空间。
2016年4月，国家能源局发布《能源技术革命创新行动计划（2016～2030年）》，明确提出高效太阳能利用技术创新2020年发展目标之一是掌握50MW级塔式光热电站整体设计及关键部件制造技术，突破光热-光伏-风电集成设计和控制技术，促进风光云补利用技术产业化，反映出监管层对于通过发展光热发电解决现有新能源发展难题、促进清洁能源发展这一思路的认可。
2016年9月2日，国家发改委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上网电价为1.15元/kWh（含税），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。同时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。
2016年9月13日，国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共20个项目入选国内首批光热发电示范项目名单，总装机容量1349MW，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙、新疆等省市及自治区。为保障太阳能热发电项目的技术先进性和产业化发展，避免盲目投资和低水平重复建设，在“十三五”时期，太阳能热发电项目均应纳入国家能源局组织的国家太阳能热发电示范项目统一管理，且只有纳入示范项目名单的项目才可享受国家电价补贴。
3 国内太阳能光热发电产业特点分析
1、民营资本积极参与
从当前参与投资建设的主体看，民营企业领跑我国光热发电市场，成为推动光热产业发展的主力军。浙江中控太阳能以自有资金投资建设了10MW水工质塔式电站于2013年7月并网运营（现已完成熔盐改造）；首航节能用自有资金投资建设了亚洲第一座可24小时发电的10MW熔盐塔式电站，累计在光热发电领域的投资已近10亿元；其它如中海阳、天瑞星、滨海光热等都用自有资金投入多年。2014年，国家发改委核准了我国首个光热发电示范项目电价，即中控德令哈10MW电站的电价为1.2元/kWh。在此之后，更多企业和资本开始关注并陆续进入光热发电行业，更多项目投资商开始规划投建光热电站。
2、中央企业后来居上
随着2015年9月国家能源局《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》的发布，中国光热发电示范项目建设启动。华能、大唐、华电、国电、国家电投、神华、中节能、中信等中央企业均有项目申报并入选，占据了入选的20个项目的半壁江山；民营企业中，中海阳、中控、兆阳光热、中核龙腾、首航、大成、成都博昱等光热企业和英利等企业参与；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上报。中央企业的加入，更加坚定了对行业发展的信心。
3、光热发电装备国产化率水平高
随着“十二五”期间光热行业技术和项目经验的积累，目前我国企业已进入光热发电产业链的上下游环节，现阶段国内已基本可全部生产太阳能热发电的关键和主要装备。从调研的结果来看，全国光热发电装备的国产化率已经达到90%以上，一些部件具备了商业生产条件，光热发电产业链逐步形成，具备了在国内大规模推广的基础。
4、光热电站建设成本相对较低
由于材料、人工、土建等成本低，据有关预测，同等条件下国外的光热电站建设成本要比中国企业参与的情况下高30%。国内建设成本相对较低的优势也为我国建造大规模太阳能光热电站创造了有利条件。
四、太阳能光热发电产业发展的经验与教训
1 光热产业初期发展需倚重国家政策扶持
鉴于前期投入大，发电成本高的特点，光热产业在发展初期离不开国家的各项扶持政策。政策与光热发电产业发展初期的电站融资情况息息相关。政策支持力度越大，光热发电项目的融资问题越好解决。自光热发电市场复苏之时开始，一些国家抓住机遇，采取各种激励政策解决光热电站的项目融资难题，促进光热发电的商业化应用，扶持和发展本国光热产业。
以美国为例，得益于美国能源部推行的贷款担保计划和ITC，美国的多个大规模光热电站得以顺利开工建设。贷款担保计划支持的光热电站项目包括当时世界上最大的塔式电站、最大的太阳能储热电站和最大的槽式电站。这些项目的建设加速了光热发电成本下降，为光热电站开发积累了经验，并为此后开工建设的光热电站提供更快速、更高效的开发方案。尽管随后贷款担保计划由于某些项目债务无法追回而被迫中止，使得美国光热电站开发商不得不从多种渠道寻求项目融资，如通过ITC获得支持等。但已被支持的大规模电站运行后，光热电站的优势正在逐渐被证明，这无疑为光热行业未来发展起到了良好的示范作用。
就全球范围来看，目前光热发电仍然依赖政府推行的各项扶持政策。由于政策及时到位、支持力度大，全球光热发电运行装机容量自市场复苏以来快速增长，到2015年底已接近5吉瓦。
2 光热发电全面产业化需破解成本难题
相对于火电、水电、光伏等其它发电形式，目前光热电站投资成本很高，单位千瓦投资成本在4000～8000美元，具体取决于项目所在地太阳能辐照资源和容量系数，而容量系数又取决于储能系统规模、太阳能场规模。据我国内蒙古鄂尔多斯的50MW槽式太阳能光热发电特许权示范项目的工程报告显示，该项目单位造价为2.6万元/kW，几乎是光伏发电造价的3倍，是火电的4倍。
尽管政策扶持有助于解决光热电站开发的融资等问题，但长期依赖于政府的政策支持绝非长久之计，在太阳能光热发电产业推向全面产业化之前，一个不得不思考的问题是，如果没有了政策的支持，光热发电产业怎样才能走向自我维系？
虽然目前美国对于光热发电仍有各项激励政策，但美国政府的目标是到2020年光热发电能够实现无补贴上网。美国能源部削减太阳能成本的Sunshot计划中规划到2020年将光热项目的度电成本（LCOE）由2010年的21美分/kWh下降至6美分/kWh。在迈向最终每度电6美分目标的道路上，美国已经取得了一定的进展，截至2015年，带储热的光热项目的度电成本已被削减至13美分/kWh。
西班牙是采用固定FIT机制推动光热发电产业发展的典型范例。在光热发电产业发展初期，高额的FIT补贴曾一度带动西班牙光热发电装机跨越式增长，但在高额的固定FIT补贴机制下，现有技术水平已经可以保障项目显著收益，开发商推动技术革新的动力就相对减弱，也就是说，FIT机制未能引导产业向更低电价成本的方向发展，最终政府难以承受与日俱增的电力赤字。2012年，西班牙取消了对新建光热电站的电价补贴，同时要求征收7%能源税，直接导致光热发电产业遭遇断崖式危机。
反观美国的经验和西班牙的教训，不难发现，政策扶持的意义在于为培养光热产业生存能力和竞争力保驾护航，如果政策扶持未能促进光热发电技术进步和成本持续下跌，那么光热产业很难摆脱对政府依赖，更难以获得长足发展。光热发电走向全面产业化的根本之道还是要破解成本难题。
3 光热市场健康发展需发挥市场竞争机制
在光热项目开发过程中，选择最佳运营商，优化资源配置，形成富有竞争性的市场机制，才能赋予行业最大的降本动力，才能赋予发电成本更大的下降空间。近年来，新兴市场在发展光热发电产业时大多都采用了竞争性项目投标制，即根据中标电价的高低来决定各个项目最终的上网电价。竞争性投标带来竞争加剧，随之带来更低的LCOE和更优惠的融资支持，这无疑会驱动光热发电产业进一步发展。
以南非为例，南非采用以招标采购为基础的竞争性机制，对项目投标方和对项目最终技术性能提出更为苛刻的要求，避免出现类似印度那样激烈的压价竞争，使最终的项目中标电价仅仅比上限电价低一点点。随着技术进步和越来越多的厂商加入竞争，南非光热项目的中标电价呈逐步下降的趋势。第一轮光热发电项目平均中标电价为22美分/kWh，第二轮光热发电项目平均中标电价约为21美分/kWh。第三轮招标中，由美国SolarReserve和沙特ACWA领衔组成的联合体获得了装机100MW的Redstone塔式光热发电项目的开发权，该项目的投标电价为第一年12.4美分/kWh，剩余合同期内收购电价为15美分/kWh，几乎只是上两轮光热发电项目招标电价的一半。由此可见，充分发挥市场竞争机制，通过市场调节作用，有助于达到优胜劣汰的效果，实现光热市场的健康发展。
4 光热发电需扬“储能系统”之长
相比单一的光伏发电，甚至水力发电、风力发电等其他常规可再生能源发电，无论是从电力价格还是从技术成熟度的角度来看，目前开发光热电站都属于昂贵的投资。但光热发电有一项优势不可忽视，即光热电站配置储能系统难度较小。从长远发展的角度来看，稳定可调的太阳能利用方式绝对不应该被低估。太阳能光热发电与储热系统或火力发电结合后，可以实现全天24小时稳定持续供电，具有可调节性，易于并网，相对于光伏或风电季节性、间歇性、稳定性方面的缺陷，光热发电对电网更友好，兼容性更强。也就是说，一旦考虑到将光热发电技术配置储能系统，它与其他可再生能源发电技术孰优孰劣的问题就很难一时定论。光热技术能够弥补其他可再生能源技术的一些缺陷，能够在可再生能源领域达到互补作用。在未来能源结构调整过程中，光热技术具备巨大的发展潜力。要想金融机构加大对光热电站项目的融资支持，为光热电站开发吸引到更多的投资商，务必发挥光热发电可以配置储能系统的优势。
5 光热项目开发需以光伏为前车之鉴
同样是得到政策支持的新能源产业，光伏行业在过去的十年中经历了大起大落。这种剧烈波动的发展轨迹，凸显了国内光伏市场开发培育不足、生产能力过剩、产业链不健全等问题。2011年光伏标杆电价政策出台后，当年光伏电站装机容量同比增长超过700%。由此推测，随着太阳能热发电标杆上网电价的出台，处在类似发展阶段的光热行业在多个政策的推动下也将迎来投资热潮。此时最应避免出现扎堆过热现象，此前光伏产业的产能过剩便是前车之鉴。光热产业投资需要结合地方资源，探索和试验光热发电产业的经济性，谨慎选择项目和技术路线，开发优质光热资源。同时在产业上游的投资也同样如此，防止产业依赖高额补贴盲目扩张，避免出现产能过剩现象。从政府到业界都应该从光伏行业曲折的发展历史中吸取教训，并且将相关的经验应用在光热发电产业的培育过程之中。如果成真的话，光热发电行业将发展得更加稳健，带来更好的经济效益和生态效益。
四、太阳能光热发电产业发展趋势
1 全球太阳能光热发电产业前景展望
在全球可再生能源蓬勃发展的当下，随着光伏和风电装机容量不断提升、发电成本不断下降，以及蓄电池价格的持续削减，为了保持光热发电竞争力，充分发挥其储能和调峰优势，光热开发商们开始日益注重电站的性能改善、标准化以及通过大规模部署以降低发电成本。IRENA预测，至2025年，槽式光热发电技术LCOE将下降至90美元/MWh，塔式光热发电技术的成本将下降至80美元/MWh。IRENA还指出，尽管光热发电现在还处于初级发展阶段，当前的发电成本要比化石能源高，但是随着技术不断进步和相关组件成本的不断降低，未来光热发电技术将非常有竞争力，特别是在融资成本较低的情况下。
国际能源署2014年发布的《光热技术发展路线图》预测，到2050年全球光热装机将达982吉瓦，贡献全球11%的电量供应。届时光热发展的黄金时期有望到来。
今年2月，由欧洲太阳能热发电协会（ESTELA）、国际绿色和平组织和SolarPACES三方共同发布的《全球光热发电市场2016年展望报告（SOLARTHERMALELECTRICITYGLOBALOUTLOOK2016）》预测，光热发电到2030年将可满足全球6%的电力需求，到2050年这一比例将升至12%。这一预测是基于最乐观的情景给出的，此情景下，全球光热发电装机至2020年达42吉瓦，到2030年达350吉瓦，到2050年达1600吉瓦。而即便是在中立情景下，到2020年全球光热发电装机仍可达22吉瓦，到2050年达800吉瓦，可满足5%的全球电力需求。但报告指出，上述预测的前提是，有实实在在的政策支持该产业的发展。而在悲观情景即当前政策支持力度下，该报告预测到2030年实现21吉瓦装机，2020年实现11吉瓦装机。
多方预测的数据尽管存在差异，但基本已向我们展现出太阳能光热发电产业未来的发展趋势。太阳能光热发电产业以其广阔的市场前景和巨大的发展潜力，必将成为未来新能源产业应用的重点，并将在未来低碳革命中扮演越来越重要的角色。
2 国内太阳能光热发电产业前景展望
尽管我国太阳能光热发电起步相对较晚，但从目前的形势来看，随着太阳能光热发电示范项目和标杆上网电价重磅出台，我国光热发电已经开启新的历史转折。
根据国家能源局《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》，“十三五”光热装机规模到2020年完成10吉瓦。按当前光热电站建设每瓦30元的造价水平，短期1吉瓦示范项目对应300亿元投资市场规模，而到2020年的10吉瓦目标对应的总市场容量接近3000亿元，考虑造价成本的降低因素，空间也可超千亿元，我国光热发电已经开启新的历史转折。
按照国际能源署预测，中国光热发电市场到2030年将达到29吉瓦装机，到2040年翻至88吉瓦装机，到2050年将达到118吉瓦装机，成为全球继美国、中东、印度、非洲之后的第四大市场。以此推算，未来中国光热市场有望撬动一万亿级资金。
确信在我国政府和企业的共同努力下，太阳能光热发电产业必将在我国能源利用中发挥越来越重要的作用，未来发展前景广阔。
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