2016年9月，國家能源局發布《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，20個項目入選首批示范項目名單，總裝機容量為1.349GW，由此開啟了我國光熱發電的商業化進程。經過3年的發展，我國光熱發電產業取得了顯著成就，6個示范項目并網，打通了光熱發電產業鏈，我國成為全球第8個掌握光熱發電技術的國家，光熱企業加快走向國際市場。

但是，光熱發電產業尚處于示范階段，其可持續發展仍然需要穩定的政策支持，給產業鏈企業時間和空間補齊技術短板，通過規模化發展大幅降低成本，最終實現無補貼的商業化運營。

1.過半示范項目“遲到”“早退”

2016年開展示范項目建設以來，我國光熱發電產業取得了巨大的成就。6個示范項目已經投入運營（中廣核德令哈50MW槽式光熱發電站、首航節能敦煌100MW塔式光熱發電站、中控德令哈50MW塔式光熱發電站、中電建青海共和熔鹽塔式50MW光熱發電站、中電工程哈密50MW塔式光熱發電站、蘭州大成敦煌熔鹽菲涅爾50MW光熱發電站）。在示范項目的帶動下，光熱發電產業鏈初步形成，設備和材料的國產化率達到90%以上。但是，由于我國光熱發電產業尚處于示范階段，出于種種原因光熱發電示范項目實際建設推進緩慢，“遲到”和“早退”成為常態。

按照計劃，首批20個示范項目原則上均應在2018年底前建成投產。然而，只有3個項目于2018年底前并網，3個項目于2019年底前并網，我國大型商業化光熱電站累計裝機容量350MW。目前，還有2個項目即將投運，裝機容量共計150MW。其余項目，有4個退出，有8個因資金等問題停止建設或尚未開工。有實質進展的8個示范項目裝機容量僅500MW，與當初1.349GW的發展目標相去甚遠。

2.產業規模化尚需“爬坡過坎”

盡管我國已經初步形成完整的光熱發電產業鏈，但是國內光熱產業核心技術還不成熟，光熱發電站的建設和發電成本仍然較高。尤其是，面對可再生能源補貼快速退坡的“后補貼”時代，光熱發電成本過高的劣勢更加凸顯。光熱發電必須突破技術、成本兩大瓶頸，才能有效應對補貼退坡實現規模化發展。

（一）核心技術亟待突破，關鍵設備尚需實踐驗證

雖然我國光熱產業鏈已經相對完整成熟，但是部分核心環節依然存在技術短板。光熱發電系統一般由太陽島、儲熱島和常規島構成，分別實現太陽能集熱、熱能傳儲和熱電轉換等功能。從系統設備和材料來看，除了吸熱器涂層材料無法完全自給以外，其他設備基本上實現自主生產，國產化率達到90%以上。但是由于國產吸熱器、熔鹽泵、熔鹽閥和流量計等設備的可靠性、安全性有待驗證，為了保證電站正常運行和系統效率，很多示范項目仍然傾向于選擇向具有充足運行經驗的外國廠商進口設備。

除了核心設備技術薄弱以外，國內光熱系統集成經驗不足。光熱電站涉及多種系統集成，集合光學、熱學、材料、機械等多個學科領域，跨學科、跨領域的系統集成經驗非常重要。目前，我國光熱電站才剛剛開始運行，整體設計和系統集成經驗不足，光熱電站系統模擬和仿真技術欠缺，具備光熱電站系統集成能力的企業較少。

（二）設備和融資成本高，成本降低空間大

示范項目推進困難，成本是最為關鍵的因素之一。由于國內光熱產業還處于示范階段，光熱電站裝機規模較小，尚未形成設備和材料的規模化產能，成本較高。從初始投資成本看，示范光熱電站的單位千瓦投資成本在2.5-3.5萬元，是傳統煤電站的3-4倍、陸上風電的3-4倍、光伏電站的4-5倍，關鍵的太陽島和儲熱島固定投資分別占50-60%和15-20%，并且儲熱時間越長，投資成本越高。

從度電成本看，據業內估算塔式光熱電站的度電成本在1元/kwh左右，相當于煤電的3-4倍、陸上風電的2.3倍、光伏的1.4-2倍。由于光熱發電還是新興行業，金融機構投資較為謹慎，有時候會適當提高融資利率，大幅增加融資成本，導致目前光熱電站融資成本高達全生命周期成本的30%。如果光熱產業實現規模化發展，并匹配優惠的融資政策支持，建設成本將大幅降低，并有望在2030年實現平價上網。

（三）補貼退坡大勢所趨，光熱發電預期不明朗

由于度電成本很高，即便以現行1.15元/kwh的標桿電價核算，光熱電站的利潤仍然十分微薄。多數光熱發電站位于青海和甘肅等西北省份，按照這些省份的煤電標桿電價核算，補貼占光熱發電站收入的70-80%，光熱發電產業仍然高度依賴補貼。就目前來看，由于補貼發放周期長，投運的光熱發電站運營企業已經面臨資金鏈斷裂的風險。

但是，從整個可再生能源行業的發展來看，光伏和陸上風電的成本已經能夠支持平價上網，加之可再生能源補貼缺口巨大，未來補貼退坡進程將逐步加快。“后補貼”時代，在國家相關產業政策尚未明確的情況下，光熱產業的發展預期更加迷茫。

3.多措并舉助力產業持續發展

鑒于我國光熱發電產業所處的發展階段和面臨的問題，建議從以下三個方面發力，助推產業實現持續發展。

（一）保持產業政策穩定性，適當給予政策傾斜

我國光熱發電產業還處于示范階段，距離規模化尚有一定距離。如果此時產業政策發生重大調整，大幅下調補貼，整個行業的發展將再無預期支撐，會直接出現斷崖式下滑，可能會導致剛剛培育起來的新興產業夭折，十多年來的努力將功虧一簣。

因此，應該給光熱發電產業一個合理的政策緩沖期，盡快建立光熱電價補貼目錄申報和發放綠色通道，確保已投產的項目能夠及時足額獲得補貼。

此外，通過創新豐富產業政策工具箱。光熱發電產業是資金密集型產業，光熱發電項目的融資需求巨大。但是，由于光熱發電技術是試驗示范階段的新技術，尚缺乏長期運營的成功案例，金融機構投資熱情不高，項目融資困難。因此，應盡快將光熱發電納入現行的新能源行業優惠政策體系中，加快出臺綠色信貸政策，降低光熱電站的非技術成本。通過多種方式支持光熱發電產業發展，打破對補貼的依賴。

（二）聚焦攻克關鍵技術，盡快實現自主發展

我國的自然和氣候條件對光熱發電提出了更高的技術要求，直接使用國外設備、套用國外系統集成經驗，可能會導致我國光熱發電產業走更多的彎路。因此，應該結合我國實際加快集熱、傳熱儲熱和系統集成等關鍵領域的自主創新。一方面，應認真總結示范項目建設運營經驗，找到國內外核心部件的技術差距，從國內實際需求出發開展技術攻關，提高國產設備和材料的可靠性和穩定性。另一方面，充分發揮國家間行業性組織和技術聯盟的作用，搭建國際合作交流平臺，加強技術信息共享，在全球范圍內積極推動我國光熱利用技術的發展和推廣。

（三）推動更大規模應用，推動成本快速下降

根據國際能源署的研究，光熱發電站的工程造價可隨電站規模增加而迅速下降，該趨勢在產業發展初期更為明顯。當電站規模裝機由50MW增至100MW，造價將下降12%；增至200MW，造價將下降20%。我國首批示范項目單個電站裝機規模偏小，基本為50-100MW。因此，應該在系統總結第一批示范項目經驗的基礎上，推出第二批示范項目，適當提高光熱電站裝機容量，以規模化效應推動成本快速下降。