“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。”
对此，易跃春表示，最终光热发电电价的确定，既要考虑产业发展初期的风险，又要考虑社会的承受能力。
启动示范项目刻不容缓
“如果电价再不出台、再不启动第一批光热示范项目，将来面临更加复杂多变的电力市场环境的时候，光热发电这条路会走得更加困难。希望在这一批示范项目中能有一批项目达到预期效果，这样才有理由、有信心往下走。“水电水利规划设计总院新能源部副主任王霁雪说。
除了期盼光热电价尽快出台，对于电价真正落地后，光热发电行业的技术水平、装备制造、电站运营维护等更值得关注。
孙锐指出，要充分认识太阳能热发电工程的复杂性。光热发电是通过聚光集热、储热换热、热功转换等复杂的过程，最终实现由光到热到电的转换，其设备、管路阀门等系统连接复杂，自动控制逻辑严格，因此机组的性能好坏取决于系统的集成性能；机组的事故率是系统中所有设备事故率的叠加，因此要保证机组的可靠性，不仅对每个设备的可靠性要求高，连接系统的管路、阀门及管件的可靠性同样重要；由于日照强度的季节变化和实时变化使机组的运行情况复杂多变，需要对各种运行工况进行模拟，对系统的实施检测和自动控制要求就更高了；使用的导热油辅助燃料等易燃易爆物质，安全设计绝不能忽视，发生一次火灾和安全事故对电厂来说就是灾难性的损失。
“因此，电价出台后，国内光热发电行业真正掌握技术的集成商有多少，生产的设备是否符合标准，复制国外的标准是否适合国内的环境，电站并网后的运营维护能否做好，这反而是我更加关注的问题。”上述不愿具名的业内人士不无担忧地告诉记者。
多位与会人士对记者说，示范项目不可能所有的都成功，但一定要有试错的勇气，通过示范项目去不断地发现问题、解决问题。
“通过示范项目建设，形成国内太阳能热发电设备制造产业链，培育工程建设运行能力，为今后光热发展打好基础。国内光热发电产业部分还处于试验到示范阶段，到底成本怎么样，建设完成后能否尽快达到设计要求，调试期多久等都需要实践来验证。如果第一批示范项目做好并起到示范作用，将有利于国家研究更多促进行业发展的政策和措施，推进光热规模化、商业化发展。希冀产业不回避问题，对出现的问题进行分析、研究、解决，避免在以后的项目中重复犯错，并不断提高水平。示范项目既是开发企业和设备制造企业的示范，也是国家和行业的示范，把成功的经验总结好，是示范项目推进要着重关注的地方。”易跃春说。
