)文/能源观察研究院
2016年是光热发电启动元年。能源观察获悉首批20余个示范项目有望在3月公布，项目装机容量1.3GW,规模超过能源局提出的1GW规划。光热发电项目经济性主要取决于上网电价政策，首批项目上网电价有望核定在1.24元/千瓦时左右（包含补贴、税收）。
目前，国家能源局正在与发改委价格司协调最终上网电价。已经获批的中控德令哈电站示范电价为1.2元/千瓦时，这一标准是新项目的重要参考。
太阳能光热发电是利用光学系统聚集太阳辐射能，通过加热工质产生高温蒸汽，驱动汽轮机发电。其工作原理简言之就是将光能转化为热能，再转化为电能。光热发电包括聚光、吸热、储热三大核心技术。
经过20多年的技术研究，近年来国际太阳能热发电进入产业化发展期。国内光热发电项目受益于国家产业政策支持进入商业化示范前期。
2015年9月30日，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》，引发示范项目申报热潮，100余个光热发电项目提交申报材料，并公布各申报项目的申报电价。申报电价集中在1.18元～1.25元的区间内，最高申报电价为西藏某槽式项目申报的1.5元，最低申报电价为宁夏某槽式项目申报的1.05元。
从技术路线看，申报示范项目分为槽式导热油、塔式熔盐、塔式水工质、槽式熔盐、菲涅尔式导热油、菲涅尔式熔盐、菲涅尔式水工质、塔式熔盐二次反射等8种技术路线。
从各方参与热情来看，光热发电正在实现“从0到1”的跨越。加之光热自带储能，光热发电具有连续性、稳定性，光热与光伏协同发电，对解决弃光、电网负荷波动性问题有正向作用。国家能源局希望第一批申报项目在2017年年底投入运行，在此基础上推进光热技术装备国产化、大规模推进光热发电规模。
国家能源局提供的数据显示，2014年全球太阳能热发电新增装机110万千瓦，西班牙、美国、印度等国家建成一批商业化规模的太阳能热发电工程。截至2014年底，全球建成太阳能热发电装机453万千瓦，在建规模达到270万千瓦，越来越多的国家把太阳能热发电作为战略性新能源产业。
目前国内重点光热项目包括：中控科技集团在青海德令哈建成自主研发的1万千瓦试验电站；中广核太阳能公司在青海德令哈建设了太阳能热发电试验场；中国科学院在北京延庆建成太阳能热发电实验室。国电投集团与美国亮源公司及上海电气集团合作，已完成引进技术本地化制造的技术方案，将在青海建设单机容量13万千瓦的太阳能热发电工程。
在战略规划层面，国家能源局《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》正式提出，到2020年底，要实现太阳能热发电总装机容量达到1000万千瓦，太阳能热利用集热面积保有量达到8亿平方米的目标。重点在青海、甘肃、内蒙古等西部太阳能资源条件好，未利用土地资源和水资源相对丰富的地区，积极推进一批太阳能热电站示范项目，打造若干个百万千瓦级的太阳能热发电示范基地。
根据目前光热发电30元/瓦的投资成本测算，“十三五”期间光热发电投资规模在3000亿元以上。由于成本高昂，光热发电项目的经济性主要依靠上网电价。对比传统火电和光伏发电，光热发电的初始投资成本和度电成本均相当于传统火电的4倍，是光伏发电的2倍。
高成本是制约光热发展的重要约束，对比光伏行业发展，成本大规模下降驱动产业规模快速上升。在多种技术路线中，槽式、塔式光热发电技术在国内外项目中应用权重最高，槽式电站成本下降的空间不断缩小，塔式技术最具成本竞争优势。
业内专家介绍，塔式光热电站其吸热器中的工作介质的温度在500 -1000℃，高温度决定了高热值转化效率。同时，相对于槽式系统，由于省掉了管道传输系统，热损失小，系统效率高，也更便于存储热量。这一技术优势决定了在同样规模的投资水平下，塔式比槽式电站的单位投资可下降一大截。
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