业内人士认为，由于光热发电市场尚处于起步阶段，仍需要产业政策保驾护航。
光热项目建设蹄疾步稳
与风电、光伏相比，光热发电有其不可比拟的优势，集发电与储能于一身，是稳定的可控电源。近年来，特别是2019年以来，光热发电蹄疾步稳，其中以2018年年底并网发电的青海中控德令哈50兆瓦光热示范项目尤为抢眼，截至2019年12月25日，该电站12月份(青海省电力公司抄表月度统计周期为上月26日至当月25日)总发电量1084.4万度，发电量达成率达97.6%，创下电站投运以来月度发电量达成率最高记录。
与此同时，中电工程哈密50MW塔式光热发电项目、中电建青海共和50兆瓦熔盐塔式光热发电项目、鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程50兆瓦光热发电项目接连成功并网发电……2019年以来，光热发电示范项目中已有多个项目陆续建成，实现并网发电，并且运行表现优异。
业内人士认为，通过光热示范项目建设，我国光热产业链不断成熟和发展，从已建成项目的验收数据来看，光热发电已表现出其优势，为“十四五”产业发展规划提供参考。
“虽然我国光热发电起步较晚，但部分技术已经走在国际前列。”电力规划设计总院副院长孙锐说，通过首批示范项目，带动了相关企业自主创新，突破了多项核心技术，并形成了完整的产业链，设备和材料等国产化率达到90%以上。
北京首航艾启威节能技术股份有限公司董事长黄文佳也表示：“经过多年技术积累，小试、中试、企业示范项目和国家首批示范项目建设，光热产业积累了许多设计、制造、安装、运维等方面的人才，培养了多家系统集成商，吸取了大量经验与教训，为下一批项目减少建设成本、提高效率提供借鉴和依据，将有力地提高光热发电的经济和社会价值。”
诸多问题待解
业内预计，随着光热发电技术和产业链日趋成熟，光热发电产业的规模将会越来越大。
但也应看到，从2016年国家能源局启动第一批20个光热发电示范项目建设以来，仅有6个投入商业运行，3个项目正在施工、安装和建设中，建成并网的光热发电项目不足一半。“‘十三五’期间规划的光热发电装机容量为5GW，按照目前的情况看，装机目标无法完成。”孙锐表示。
为什么会出现首批示范项目建设进度低于预期这种情况?业内表示，光热发电仍面临政策、成本、技术等诸多挑战。
与美国、欧洲相比，我国光热发电领域起步较晚，正处于技术引进—消化—吸收—创新阶段。“光热发电由镜场、储热换热以及透平发电等系统组成，工作过程复杂，对技术和设备要求高。”国家可再生能源产业技术创新战略联盟理事长张平表示，目前，光热发电在一些关键设备依赖进口，仍需要技术攻关和突破，比如熔盐泵和熔盐阀、汽轮发电机组、集热管等。
另一个影响光热发电发展的原因是，光热电站建设成本和度电成本目前仍是制约光热规模化发展的最大挑战。孙锐表示，由于我国光热发电产业刚刚起步，远没有达到经济规模，致使光热发电建成本高，目前工程投资在2.5万-3万元/千瓦。
孙锐进一步表示，光热发电项目都集中在西部地区，当地燃煤发电标杆上网电价较低，如新疆煤电机组标杆上网电价0.25元/千瓦时、甘肃省0.3元/千瓦时，按照此种方式确定上网电价，光热发电难以摆脱对电价补贴的依赖。
更为重要的是，在新能源电价补贴政策调整的背景下，光热发电行业也进入政策调整期。一位业内人士表示，由于上网电价等相关政策并不明确，并且遭遇融资难、贷款难窘境，致使一些示范项目建设受阻。
仍需政策扶持
与光伏发电、风电相比，光热发电，光热发电行业尚处于示范发展阶段，且对技术要求高、工作原理相对复杂，建设周期相对较长，仍然需要政策的支持。
“光热发电需要国家电价政策支持。”在张平看来，倘若上网电价等相关政策发生重大调整，会使光热发电产业建设停滞不前。
孙锐也坦言，在光热发电产业发展初期阶段，继续给予电价补贴是一举多得的政策保障措施。黄文佳建议，尽快明确上网电价及金融、财税、土地、并网保障等相关扶持政策。同时，创新项目融资模式，成立国家引导的产业基金，推动光热PPP模式的实践。
与此同时，光热发电行业也需要整个产业链的协同合作。张平表示，光热发电行业只有规模的扩大和产业链完善，才能降低电站系统成本。“需要有更多的企业参与到光热产业发展中来，共同做大光热发电市场。”
孙锐也认为，要不断推动光热发电行业全产业链的完善和整体技术水平的提高，不断降低光热发电项目的度电成本、工程建设和融资成本，推动行业高质量发展。“目前，光热发电项目的造价约2.5万-3万元/千瓦，根据相关机构的研究，如果我国光热发电产业实现规模化，预测光热发电项目的造价可降低到1.5万元/千瓦，发电成本可降至0.75元/千瓦时。”
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