业内认为，补贴退坡是大势所趋，但应该是一个渐进的过程，不同产业区别对待，不搞“一刀切”。目前，光热发电产业尚需一段时间，使刚刚建立起来的产业链得到规模化发展，从而降低成本，***终完全走向市场。
获得政策大力支持的光热发电项目，今年底或将迎来“大丰收”。刚刚过去的9月，中电建青海共和50MW熔盐塔式光热发电项目、鲁能海西州集成优化***示范工程50MW光热发电项目成功并网发电。有知情人士向记者透露：“预计今年年底前，我国有望再并网4个项目，新增装机250MW左右。”
自2005年发展***今，我国光热发电产业从无到有，已经具备了相当的产能规模，规模效应逐渐显现。然而，喜悦伴随着焦虑。采访中多位业内人士表达了“补贴若突然退坡，可能导致光热发电产业发展停滞”的担心，期望给予合理的缓冲期。
1、示范效果显著 设备国产化率已超90%
从2016年***能源局启动首批20个光热发电示范项目以来，光热发电装机规模总量达1.35GW，开启了我国光热发电的商业化进程，并带动了一批材料、设备制造以及电站建设企业快速发展。截***目前，首批示范项目中共有4个建成投产，并网运行的光热发电项目累计装机量达到320MW。
据相关统计数据显示，2018年全球光热发电建成装机容量新增936MW，总装机在2017年5133MW的基础上增***约6069MW，增幅为18.23%。而在中国市场方面，2015年中国光热发电新增装机容量仅仅为0.1GW，累计装机容量为18.1GW。到了2017年中国光热发电累计装机容量达到29.W。随着项目的不断建成并发电，2018年我国光热发电累计装机容量呈现爆发式增长，达到244.3MW，新增光热发电装机215MW,占全球总新增装机量的22.97%。
2014-2018年中国光热发电新增、累计装机容量统计情况
数据来源：前瞻产业研究院整理
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告诉记者，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，目前设备国产化率超过90%。
据统计，截***2018年底，我国具有槽式玻璃反射镜生产线6条，槽式真空吸热管生产线10条，机械传动箱生产线5条，液压传动生产线2条，导热油生产线3条，熔融盐生产线3条，定日镜生产线5条，槽式集热器生产线3条，塔式吸热器生产线3条。
“例如，塔式聚光集热系统，在国际上也只有几家公司掌握该项技术，首航节能和中控太阳能等龙头企业，通过自主研发掌握了关键技术。项目建成投运后，运行性能良好。另外，兰州大成通过自主研发，掌握了熔盐菲涅尔式聚光集热技术，并率先开展了世界***商业化电站建设。正在建设中的玉门鑫能项目，也是全球***个采用二次反射塔式聚光集热技术的商业电站。”孙锐介绍说。
北京首航艾启威节能技术股份有限公司(简称“首航节能”)董事长黄文佳告诉记者，“经过多年技术积累，小试、中试、企业示范项目和***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、提高效率提供了借鉴和依据，将有力地提高光热发电的经济和社会价值。”
“示范项目所展现出的技术创新和工程能力，带动了产业链成本下降。”浙江中控太阳能技术有限公司(简称“中控太阳能”)董事长金建祥表示。
来自光热发电的新需求，化解了部分燃煤发电设备的过剩产能。“伴随着我国能源转型步伐的加快，传统煤电设备制造业产能过剩，正面临生存的困境。光热发电使用的汽轮机发电机组、蒸汽发生系统、换热器、泵、阀门、高温管道等设备和材料，正是煤电设备制造企业的优势产品，我国光热发电的发展将为煤电设备制造业提供绝好的转型机遇。”孙锐表示。
2、集发电储能于一身 能源转型光热不可或缺
孙锐分析说：“光热集发电和储能于一身，同一地点、同等容量的光热发机组的发电量是光伏的2.6倍，能够提供100%电力保障，可以显著减少高比例风电和光伏接入后电力系统对储能电站容量的需求，与光伏、风电形成互补。”
孙锐认为，随着我国新能源占比不断提升，煤电占比持续降低，西部地区风电和光伏依赖煤电打捆外送的模式将不可持续。以甘肃酒泉***湖南的±800千伏祁韶线为例，该输送通道已经建成投运，原规划设计外送电量的60%为煤电，配套煤电机组600万千瓦，其中新建400万千瓦。然而在全国煤电机组过剩情况下，能源主管部门暂停了200万千瓦煤电机组的建设。由于缺少调节电源，该通道的输电功率与设计值相差甚远，当地的风电、光伏电力送不出去，弃风、弃光严重。
“如果建设200万千瓦光热发电替代被暂停的煤电机组，外送的可再生能源电力比重将提升到80%以上，目前地方政府已开展了相关研究工作。”孙锐透露。
3、尚需政策缓冲 宜先“规模化”后“市场化”
光热产业方兴未艾，如何破解发电成本高企难题，黄文佳和金建祥早已成竹在胸，再经过2-3轮示范项目的持续建设，光热发电有望实现调峰平价。“迪拜、智利的业主来华考察我们的项目时，对国内技术发展和成本下降的速度感到十分惊讶。”黄文佳表示。
孙锐分析认为，如果光热发电装机每年保持一定的增长规模，使产业链逐渐发展壮大，保守估算，到2025年，光热发电成本将下降***0.76元/千瓦时，到2030年将下降到0.7元/千瓦时以下。“如果参照国际经验，依据负荷侧的峰谷分时销售电价叠加电网的输配电价格确定发电侧的上网电价，光热发电依靠自身的技术优势，可将发电量优化调整到高峰和平峰时段，不仅满足了系统的调峰要求，也实现了自身可靠、灵活电力的经济价值，在市场中一定能够得到很好的发展。”
采访中，多位业内人士担心，我国光热产业尚处于示范发展阶段，如果补贴政策发生重大调整，不仅会导致产业陷入停滞不前的窘境，还有可能让刚刚培育起来的产业夭折。而一旦失去国内的创新及产业链成本优势，中国企业在国际市场的竞争力将不复存在。
“补贴退坡是大势所趋，但应该是一个渐进的过程，具体产业区别对待，不搞‘一刀切’。”孙锐认为，目前光热产业尚需一段时间，使刚刚建立起来的产业链得到规模化发展，从而降低发电成本，***终完全走向市场。
“如果每年保持一定的装机规模，光热发电产业将得到快速发展，发电成本将可以大幅下降，同时，伴随上网电价形成机制的市场化改革，有望在2025年左右摆脱对补贴的依赖。”孙锐表示。
“光热发电项目建设周期长，同时，我国西北部独特的气候环境导致有效工期不足8个月，因此首先要因地制宜、实事求是，给光热产业发展一个合理的缓冲期，以免造成大起大落。”***太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长***志峰坦言。
更多数据来源及分析请参考于前瞻产业研究院发布的《》。
(文章来源：中国能源报——补贴退坡引发光热发电行业焦虑)
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