我光热产业投资兴起。
相较于光伏发电，光热发电具有稳定性高，可连续发电的特点，能够在新能源领域形成互补作用。
近日，国家能源局公布了入选国内首批20个光热发电示范项目名单。按照规划，此次获批的20个示范项目，总装机134.9万千瓦需在2018年前建成投产。而到2020年底，国内要实现光热发电总装机容量达到10GW。招商证券估计，远期10GW容量将对应近3000亿元的投资落地。
不过，前期投入大，发电成本高依旧是光热产业加速发展的阻碍，发改委核定的每千瓦时1.15 元光热标杆上网电价仅适用于上述20个示范项目。
实际上，目前我国光热发电的产业链还不够完善，鲜有企业能够打通全产业链，而这也给国内光热产业投资带来机遇。
20个示范项目获批
近日，国家能源局正式发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》(简称“通知”)，共20个项目入选国内首批光热发电示范项目名单，总装机容量134.9万千瓦，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙、新疆等省市及自治区。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，“国内光热产业起步较早，但此前发展一直较为缓慢。实际上，光热技术能够弥补光伏技术一些缺陷，能够在新能源领域达到互补作用。在未来能源结构调整过程中，光热技术在新能源领域同样具备巨大的发展潜力。”
据了解，光热发电是一种通过聚光装置将太阳光汇聚到吸热装置，并经传热换热产生高温气体或流体，再通过机械做功直接转化为三相交流电的发电形式。主要包括槽式、塔式、菲涅尔式、蝶式四种技术路线。此次首批示范项目包括前述三种技术路线。
光热行业业内人士介绍，由于高温液体的热能具有易储存性，光热电站配置的储热系统能够将白天多余热量储存到晚上应用发电，实现光热电站24小时连续供电，保证电站输出电流稳定性，不会对电网造成冲击。
“光热电站适合我国西部地区太阳能直接辐射强度高的地区，也能配备足够储能系统。而光伏则对地域要求不高，是城市分布式发电主要选择，两者可以协同发展。”该业内人士称。
去年12月15日，能源局下发《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》提出，到2020年底，要实现光热发电总装机容量达到10GW，光热发电建设成本要达到20元/W以下，发电成本接近1元/kWh.
据统计，截至2015年底，全国已建成光热发电装机规模约18.1MW，约20个试验项目处于前期阶段，中控太阳能公司德令哈50MW塔式光热发电站一期工程电价已获国家发改委核准，批复上网电价为1.2元/kWh.
发电成本阻碍
此前9月1日，发改委已发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，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。
天风证券研报表示，据光热产业专家公开资讯，1.2元/kWh的上网电价可以保证电站收益约20%水平，而1.1元/kWh则使得电站处于较低的收益水平。因此，发改委核发1.15元/kWh，可以在光热产业发展初期，保证企业一定的回报率水平，从而刺激产业投入的积极性，推动产业示范项目建设。
“前期投入大，发电成本高依旧是光热发展的阻碍。标杆电价出台能够促进光热产业的发展。不过这个价格未来肯定会下降。国内光热产业技术提升，国产化率提高，规模化生产将是降低成本的主要途径。”林伯强介绍。
实际上，按照《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》，十三五期间为我国光热发电产业化的重要阶段，将主要从三个层面加快产业技术发展，包括建立国家级光热发电技术创新与检测平台、实现光热发电技术突破、建立标准体系和认证平台。
而《通知》显示，各示范项目应在今年9月30日前完成备案，原则上应在2018年底前建成投产。
华泰证券研报表示，“考虑到光热项目的建设周期，预计在各地完成项目备案后，业主方推动项目开工建设的意愿较强，年内4季度有望成为光热电站总包与分包商集中披露光热中标公告的窗口期。”
招商证券估计，按当前每瓦30元的造价水平，目前1.35GW的示范项目将促成300多亿投资，远期10GW容量将对应近3000亿元的投资落地。
“光热产业投资在多个政策推动下将迎来投资热潮，但应避免出现扎堆过热现象，此前光伏产业的产能过剩便是前车之鉴。光热产业投资需要结合地方资源，谨慎选择项目和技术路线。同时在产业上游的投资也同样如此，避免出现产能过剩现象。” 林伯强表示。
相较于光伏发电，光热发电具有稳定性高，可连续发电的特点，能够在新能源领域形成互补作用。
近日，国家能源局公布了入选国内首批20个光热发电示范项目名单。按照规划，此次获批的20个示范项目，总装机134.9万千瓦需在2018年前建成投产。而到2020年底，国内要实现光热发电总装机容量达到10GW。招商证券估计，远期10GW容量将对应近3000亿元的投资落地。
不过，前期投入大，发电成本高依旧是光热产业加速发展的阻碍，发改委核定的每千瓦时1.15 元光热标杆上网电价仅适用于上述20个示范项目。
实际上，目前我国光热发电的产业链还不够完善，鲜有企业能够打通全产业链，而这也给国内光热产业投资带来机遇。
20个示范项目获批
近日，国家能源局正式发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》(简称“通知”)，共20个项目入选国内首批光热发电示范项目名单，总装机容量134.9万千瓦，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙、新疆等省市及自治区。
厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，“国内光热产业起步较早，但此前发展一直较为缓慢。实际上，光热技术能够弥补光伏技术一些缺陷，能够在新能源领域达到互补作用。在未来能源结构调整过程中，光热技术在新能源领域同样具备巨大的发展潜力。”
据了解，光热发电是一种通过聚光装置将太阳光汇聚到吸热装置，并经传热换热产生高温气体或流体，再通过机械做功直接转化为三相交流电的发电形式。主要包括槽式、塔式、菲涅尔式、蝶式四种技术路线。此次首批示范项目包括前述三种技术路线。
光热行业业内人士介绍，由于高温液体的热能具有易储存性，光热电站配置的储热系统能够将白天多余热量储存到晚上应用发电，实现光热电站24小时连续供电，保证电站输出电流稳定性，不会对电网造成冲击。
“光热电站适合我国西部地区太阳能直接辐射强度高的地区，也能配备足够储能系统。而光伏则对地域要求不高，是城市分布式发电主要选择，两者可以协同发展。”该业内人士称。
去年12月15日，能源局下发《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》提出，到2020年底，要实现光热发电总装机容量达到10GW，光热发电建设成本要达到20元/W以下，发电成本接近1元/kWh.
据统计，截至2015年底，全国已建成光热发电装机规模约18.1MW，约20个试验项目处于前期阶段，中控太阳能公司德令哈50MW塔式光热发电站一期工程电价已获国家发改委核准，批复上网电价为1.2元/kWh.
发电成本阻碍
此前9月1日，发改委已发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，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。
天风证券研报表示，据光热产业专家公开资讯，1.2元/kWh的上网电价可以保证电站收益约20%水平，而1.1元/kWh则使得电站处于较低的收益水平。因此，发改委核发1.15元/kWh，可以在光热产业发展初期，保证企业一定的回报率水平，从而刺激产业投入的积极性，推动产业示范项目建设。
“前期投入大，发电成本高依旧是光热发展的阻碍。标杆电价出台能够促进光热产业的发展。不过这个价格未来肯定会下降。国内光热产业技术提升，国产化率提高，规模化生产将是降低成本的主要途径。”林伯强介绍。
实际上，按照《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》，十三五期间为我国光热发电产业化的重要阶段，将主要从三个层面加快产业技术发展，包括建立国家级光热发电技术创新与检测平台、实现光热发电技术突破、建立标准体系和认证平台。
而《通知》显示，各示范项目应在今年9月30日前完成备案，原则上应在2018年底前建成投产。
华泰证券研报表示，“考虑到光热项目的建设周期，预计在各地完成项目备案后，业主方推动项目开工建设的意愿较强，年内4季度有望成为光热电站总包与分包商集中披露光热中标公告的窗口期。”
招商证券估计，按当前每瓦30元的造价水平，目前1.35GW的示范项目将促成300多亿投资，远期10GW容量将对应近3000亿元的投资落地。
“光热产业投资在多个政策推动下将迎来投资热潮，但应避免出现扎堆过热现象，此前光伏产业的产能过剩便是前车之鉴。光热产业投资需要结合地方资源，谨慎选择项目和技术路线。同时在产业上游的投资也同样如此，避免出现产能过剩现象。” 林伯强表示。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201609/30/156976.html
