三、国内光热发电行业发展情况
（一）相关政策情况
中国《可再生能源发展“十二五”规划》和《太阳能发电发展“十二五”规划》中均对光热发电行业发展做出了部署，要求加大技术开发和装备制造力度，并在具备较好资源和条件的地区积极推动光热发电示范项目建设，2015年装机目标为100万千瓦。《产业结构调整指导目录》也已将光热发电系统制造列人鼓励类范畴。但与光伏发电相比，当前国内缺乏针对光热发电行业的专项政策，其中最为关键的标杆电价和并网保障措施尚未出台。
（二）项目建设情况
当前国内光热发电行业正处于由实验性向商业性过渡的阶段。自2004年起，由中科院等单位研发的千瓦级光热发电系统（塔式、槽式）陆续在北京、南京等地投运，积累了我国首批光热发电运行数据；2011年，中国首个兆瓦级光热发电项目（塔式）在北京延庆投人运营；2013年，中控太阳能在青海德令哈建成中国首个10兆瓦级光热发电项目（塔式）。
国家能源局已对光热发电行业开展多轮调研，就上网电价等核心问题多次召开会议进行研究。中控德令哈项目电价已获得正式核准，定价为1.2元/千瓦时。业界普遍认为有关管理部门将确立一批国家级示范项目，并公布标杆电价。
四、光热发电项目的经济性分析
目前塔式技术是最为成熟的光热发电技术。以该技术为例，若项目位于青海等光照条件较为优越的地区，单位千瓦造价控制在20000^30000元，上网电价确定为1.2元/千瓦时，则项目能够依托自身现金流实现商业化运营。具有代表性的10兆瓦塔式项目模拟测算指标如表2所示。
影响项目经济效益的主要变量包括发电利用小时数、上网电价等。发电利用小时数每下降100小时，内部收益率降低约0.800。为保证平均偿债覆盖率高于11000，利用小时数至少需达到2000小时。
上网电价每降低0.05元/千瓦时，内部收益率降低约100。为保证平均偿债覆盖率高于11000%上网电价至少需达到1元/千瓦时。
基于上述分析，由于光热发电项目的初始投资高于常规光伏项目，因此，其对运营期发电量波动的承受能力较弱、对于电价补贴的依赖程度较高。在系统成本未出现显著下降之前，尚不具备与光伏发电平价竞争的能力。
