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税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举支持太阳能热发电产业发展，光热发电将在“十三五”期间开启千亿级市场。
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。
业内人士纷纷表示，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。
十余年的行业期待
光热发电是光伏之外的太阳能利用又一重要技术领域，同等装机规模下，无论是发电效率还是电源的稳定性都远胜光伏。我国从“七五”时期便一直支持太阳能热发电技术研究，在专利数、论文数方面都走在了世界前列，但和光伏产业的高速增长大相径庭，受制于政策环境、成本等问题，光热产业迟迟未能启动。
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。而据CSPPLAZA研究中心统计，2015年，全球建成光热发电装机容量约4940.1兆瓦，比2014年增加9.3%，其中，西班牙装机总量近2400兆瓦，美国约1900兆瓦，两者合计占全球装机总容量的90%。
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。
2015年11月，国家能源局在北京召开全国首批光热发电示范项目现场比价会，意味着光热发电终于迎来了转机。2016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。
2016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。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。
如何借助电价“东风”
此次公布的光热标杆电价在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，也让业内人士对光热发电产业充满了信心。
北京工业大学传热强化与过程节能教育部重点实验室主任马重芳认为，在当前经济下行压力很大的情况下，国家仍然给出1.15元的电价（美国的电价约合0.9～1.1元/kWh），这一价格虽然没有达到1.2元的预期值，对此，我们应该怀着一颗感恩的心。
业内人士表示，制定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价政策，对一定的装机规模进行价格支持，引导企业采用先进技术、开发优质光热资源，既有利于对光热发电产业的经济性进行探索和试验，支持友好型可再生能源健康发展；也有利于防止相关产业依赖高额补贴盲目扩张，尽可能降低全社会用电成本，提高电价附加资金补贴效率。
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。另外，十三五期间的可再生能源规划虽尚未颁布，但已基本确定，到2020年，计划光热发电达到500万千瓦的装机规模。
对此，国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，《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。
光热发电蓄势待发
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。
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，处在类似发展阶段的光热行业，或将迎来爆发期。根据国家规划，“十三五”期间我国光热发电装机目标总量将不低于5吉瓦，按此估算，市场规模最少将达到1500亿元，整个光热板块有望迎来大幅改善。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。
另外，有业内人士表示在未来光热成本有望进一步下降，发展潜力将会继续增大。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%。
中国科学院院士金红光指出，光热发电需要创新来推动实实在在的技术革命。我国光热发电要实现产业化必须突破战略、技术、标准、政策等方面的瓶颈，但其中最为关键的是技术突破。针对目前存在成本高、效率低等问题，要加强国际技术合作的同时，也要充分考虑我国光热电站建设的特点。
针对成本高的问题，马重芳认为要依靠创新来驱动发展，提高发电效率，强化可靠性，使成本至少下降30%～50%，成本如果只下降10%，其实质意义并不是很大，所以至少要下降一半，只有这样，才能使整个行业独立健康发展，而不是一直依赖于国家的补贴政策。基于此，我们应该注重技术研发，相信科学，同时反对商业炒作。
中国能源建设集团有限公司工程研究院副院长许继刚认为，国家的政策是保障，科研创新和产业化是动力，此外，我国光热产业还需以下两方面的助力。一是要加大标准的鞭策力度，标准化虽然需要成熟经验的总结，但是行业的发展还更需标准的引领和规范化。二是要有对工程的第三方的评估检测和验证机构。
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。
业内人士纷纷表示，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。
十余年的行业期待
光热发电是光伏之外的太阳能利用又一重要技术领域，同等装机规模下，无论是发电效率还是电源的稳定性都远胜光伏。我国从“七五”时期便一直支持太阳能热发电技术研究，在专利数、论文数方面都走在了世界前列，但和光伏产业的高速增长大相径庭，受制于政策环境、成本等问题，光热产业迟迟未能启动。
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。而据CSPPLAZA研究中心统计，2015年，全球建成光热发电装机容量约4940.1兆瓦，比2014年增加9.3%，其中，西班牙装机总量近2400兆瓦，美国约1900兆瓦，两者合计占全球装机总容量的90%。
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。
2015年11月，国家能源局在北京召开全国首批光热发电示范项目现场比价会，意味着光热发电终于迎来了转机。2016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。
2016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。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。
如何借助电价“东风”
此次公布的光热标杆电价在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，也让业内人士对光热发电产业充满了信心。
北京工业大学传热强化与过程节能教育部重点实验室主任马重芳认为，在当前经济下行压力很大的情况下，国家仍然给出1.15元的电价（美国的电价约合0.9～1.1元/kWh），这一价格虽然没有达到1.2元的预期值，对此，我们应该怀着一颗感恩的心。
业内人士表示，制定全国统一的太阳能热发电标杆上网电价政策，对一定的装机规模进行价格支持，引导企业采用先进技术、开发优质光热资源，既有利于对光热发电产业的经济性进行探索和试验，支持友好型可再生能源健康发展；也有利于防止相关产业依赖高额补贴盲目扩张，尽可能降低全社会用电成本，提高电价附加资金补贴效率。
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。另外，十三五期间的可再生能源规划虽尚未颁布，但已基本确定，到2020年，计划光热发电达到500万千瓦的装机规模。
对此，国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，《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。
光热发电蓄势待发
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。
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，处在类似发展阶段的光热行业，或将迎来爆发期。根据国家规划，“十三五”期间我国光热发电装机目标总量将不低于5吉瓦，按此估算，市场规模最少将达到1500亿元，整个光热板块有望迎来大幅改善。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。
另外，有业内人士表示在未来光热成本有望进一步下降，发展潜力将会继续增大。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%。
中国科学院院士金红光指出，光热发电需要创新来推动实实在在的技术革命。我国光热发电要实现产业化必须突破战略、技术、标准、政策等方面的瓶颈，但其中最为关键的是技术突破。针对目前存在成本高、效率低等问题，要加强国际技术合作的同时，也要充分考虑我国光热电站建设的特点。
针对成本高的问题，马重芳认为要依靠创新来驱动发展，提高发电效率，强化可靠性，使成本至少下降30%～50%，成本如果只下降10%，其实质意义并不是很大，所以至少要下降一半，只有这样，才能使整个行业独立健康发展，而不是一直依赖于国家的补贴政策。基于此，我们应该注重技术研发，相信科学，同时反对商业炒作。
中国能源建设集团有限公司工程研究院副院长许继刚认为，国家的政策是保障，科研创新和产业化是动力，此外，我国光热产业还需以下两方面的助力。一是要加大标准的鞭策力度，标准化虽然需要成熟经验的总结，但是行业的发展还更需标准的引领和规范化。二是要有对工程的第三方的评估检测和验证机构。