“根据我国到2050年的太阳能发展路线图，如果马上启动国内第一批100万千瓦光热发电示范项目，到2020年光热电价可以降到0.75元左右，但这个电价不是到了2020年就能等来的。如果光热电价再不出台，这个目标就很难实现了！”电力规划设计总院副院长孙锐在参加6月16日召开的中国国际光热电站大会时道出了急盼光热电价出台的心声。
面对台下600位同样焦灼等待电价出台的与会者，孙锐补充说，“设备规模化生产后才能逐步降低电价，没有生产哪能谈得上规模化，又如何能降低成本？尽快出台上网电价对光热发电行业的发展至关重要。”
希望承担用电高峰最大负荷
记者在上述会议上了解到，美国和西班牙是世界太阳能热发电站主要建设地区，印度、中东、非洲、澳大利亚、拉美、中国成为最具增长潜力的区域。
据统计，2015年全球光热发电新增装机容量421.1兆瓦，累积装机容量约4940.1兆瓦，增幅9.3%。目前来看，全球光热呈现几大发展趋势：太阳能光热电站规模逐步增大，尤其以塔式电站最为突出；塔式太阳能热发电技术由于其集热温度高、易于实现大规模长时间蓄热、技术和造价控制进步空间大等特点发展迅速；与传统能源互补结合的高效率太阳能光热利用形式正迅速推广。
“对于我国来说，太阳能热发电目前正处于从试验、探索逐步向规模示范发展过渡的阶段。”水电水利规划设计总院副院长易跃春在会上指出，“工程应用方面，我国一些小型光热试验电站陆续建成发电；在产品制造方面，一些关键设备和产品国内开始尝试生产，部分产品已应用到试验电站中。但是，由于国内太阳能热发电上网电价缺失，热发电站系统集成技术缺乏，产业链相关装备和产品产业化生产进展较慢，还没有建成商业化、规模化的大型电站，产业还处于培育当中。”
根据《太阳能利用十三五发展规划（征求意见稿）》，到2020年底，我国要实现太阳能热发电总装机容量达到1000万千瓦。与光伏相比，在同等装机规模下，无论是发电效率还是电源的稳定性都更胜一筹。因此，光热机组在电力系统中的作用至关重要。对此，孙锐指出，“光热发电机组的优势就在于它能够储能，储热系统优化配置对光热发电至关重要，储热系统能使光热机组维持稳定的电力输出。”
对于光热将在电网中承担的角色，孙锐表示，“根据现在我国光热行业发展的阶段，光热机组24小时连续运行并不现实，比较理想的发电模式是希望光热发电能承担早高峰，中午保持出力，但能给光伏让出空间，晚高峰希望光热发电能达到最大负荷，晚高峰过后停机，这是目前我们光热发电运行比较理想的方式。”
多一毛钱少一毛钱大不一样
5月4日，由国家发改委价格司牵头的光热电价制定征求意见座谈会召开，业内认为电价的正式发布已指日可待，也有消息传出光热电价出台最迟不会晚于6月。
根据水电水利规划设计总院相关负责人在本次会议上透露的信息，相关主管部门已经签署了电价文件，但文件却迟迟没有下发。对此，一位不愿具名的业内人士对记者感慨：“很可能还是因为多方博弈的原因。”
记者还了解到，目前定的电价很有可能是1.1元／千瓦时。而就在此前，业内普遍预估可接受的的电价范围最低在1.18－1.25元／千瓦时。中控太阳能董事长金建祥对此表示，“如果电价是1.2元，电站收益率为20%，如果是1.1元，电站收益率只有0－3%。1毛钱就像是最后一根稻草，多了1毛钱这个行业就有希望很快发展起来，‘十三五’10吉瓦的目标也会实现；如果少了1毛钱，也许有少数示范项目还会建，但对于整个行业的发展是风险很大的。示范项目能否成功不取决于电价高低，但电价却决定了整个产业能否发展起来。”
中海阳相关负责人告诉记者，“表面来看，对于设备商来说是电价越高越好，但从整个行业发展来看，电价过高肯定会导致盲目投资。目前来看，对于第一批100万千瓦的示范项目，国内反射镜和集热管的产能都是相对过剩的，因此电价过高肯定会导致蜂拥而至，劣币驱逐良币。对于热议的1.1元的电价，业内普遍认为偏低了，但是对于已经掌握相关技术的公司来说，也是可以有回报率的。可目前来看，国内大部分公司还没有掌握核心技术和设计能力，包括后期电站运营维护也需要去学习和交学费，可是1.1元的电价就相当于没有学费，需要企业自己去承担，因此风险相对较大。”
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