太陽能作為一種清潔的可再生能源，具有光伏和風力發電無法比擬的優勢。光熱發電最大的特點是可以將太陽能以熱能的方式儲存起來，并在必要時轉化為電能輸送到電網。這種將發電與儲能相結合的方式，對于彌補太陽能發電的間歇性，以及對電網的調峰能力具有非常重要意義。
電價腳步日漸臨近光熱發電將獲多重利好
不過這一局面即將改變。根據“十三五”規劃征求意見稿，到2020年底光熱發電總裝機容量達到1000萬千瓦，有關人士透露甚至可達到1500萬千瓦，重點是積極推進一批太陽能熱電站示范項目，打造若干個百萬千瓦級的太陽能熱發電示范基地。經過篩選，首批示范項目名單和上網電價將在近期公布，未來國家還將研究出臺系列扶持政策。
有機構預測，2016年將是光熱發電啟動元年，“十三五”將形成數千億元市場規模。有業內人士指出，國產化和規模化是光熱發電成本降低的途徑，同時要盡快出臺相關標準，避免走光伏產業無序競爭的老路。
電價預計最快本月出臺
來自國家發改委價格司近日牽頭召開的光熱電價制定征求意見座談會上的消息稱，光熱電價的制定已邁出新的一步。
據悉，此次座談會是電價主管部門國家發改委價格司首次主動牽頭組織針對光熱電價的溝通會議，而在此前的多輪溝通中，多是由國家能源局新能源司牽頭組織召開，這種轉變在一定程度上表明光熱電價的制定已經正式進入了價格司的工作日程表，電價的正式發布已指日可待。
此前有媒體報道稱，光熱電價遲遲未能出臺的主要原因，很可能是因為國家能源局給出的建議電價為不低于1.18元/千瓦時，但鑒于棄風棄光問題日益嚴峻，新能源補貼資金缺口巨大等客觀現實，國家發改委價格司對光熱電價的心理預期極低，甚至可能在1.1元/千瓦時以下。而事實上，光熱行業可接受的電價范圍最低在1.18-1.25元/千瓦時。
但從此次會議來看，價格司方面并未表現出要極力壓低電價的態度，此前流傳的可能低于1.1元/千瓦時的消息也很有可能是因電價遲遲不出，導致業內人士過度解讀。此外，在整體經濟下行壓力下，價格司此前數月忙于輸配電價改革等，五月以來，光熱電價問題正式列入價格司電價處的工作日程，預計最快在本月就有可能正式出臺，最遲不會晚于六月。
企業等待已久
早在2011年8月，國家發改委發布了太陽能光伏發電上網全國統一的標桿上網電價，改變了我國光伏企業對國外市場的過度依賴，促進我國光伏產業快速發展。“光熱電價如果及時出臺，必將極大推動中國光熱行業快速發展，使得很多光熱項目進入實質運營階段。”業界資深人士胡磊介紹說。
胡磊進而指出，受制于自然條件，我國光熱電站建設的實際施工期較短，6月如能出臺光熱電價政策，部分項目在今年仍能趕上較多的可施工期加速建設，若再拖一兩個月，本年度能推進項目實際建設的時間將十分有限，這意味著將浪費掉近一年的時間。
國家發改委能源研究所研究員時璟麗在接受媒體采訪時也表示，“近兩年，部分企業已經啟動光熱項目，但苦于沒有電價政策出臺，連貸款都很難。”據她介紹，光熱發電是未來太陽能發電的重要方向，一些企業已經建成了光熱設備生產線，技術也不斷成熟，有的甚至已經備產兩年，如果再拖下去，企業經營將面臨很大的困難。
隨著電價出臺倒計時，國內光熱千億級市場的開啟也順理成章。在眾多知名學者看來，根據2015年底國家能源局下發的《太陽能利用“十三五”發展規劃征求意見稿》，國內光熱電站預計總投資額達3000億元，超出市場此前預期3-5GW的裝機規模。
數千億元市場蓄勢待發
據公開資料，光熱發電相對于光伏發電而言，可以在很大程度上解決目前影響新能源利用的棄光問題。另外，光熱發電通過前端聚光集熱與后端傳統熱電技術結合，可實現24小時連續發電，實現作為基礎電源、基礎熱源使用，甚至可以調峰，這是光伏發電無法比擬的。
近年來，全球光熱發電市場步入高速發展期，全球總計裝機容量的年均增長率接近50%。從2015年全球光熱市場發展來看，光熱發電技術和應用市場正從發達國家向發展中國家過渡，包括印度、南非等新興經濟體，都開始陸續推進光熱發電技術研發和項目建設。
事實上，國內光熱發電行業發展雖然不盡如人意，但是其發展前景依舊為業內看好。在“十三五”規劃中，從光熱發電裝機為10吉瓦，以1吉瓦示范電站有300億元的市場規模來測算，光熱發電將形成2000億—3000億元的市場規模。
中國光伏行業協會的相關專家指出，目前國內光熱發電主要集中在西北高寒地區，高寒地區一般對光熱發電技術的要求比較高，為了發揮光熱電站的最大效益，不但需要引進國外技術，也需要自主創新并研發具有我國特色的先進技術。
據了解，目前我國光熱發電核心部件的國產化率已經達到90%，年供貨能力達到近1吉瓦，這表明我國光熱發電具有成長空間和競爭力。“十三五”期間，伴隨著光熱行業各項扶持性政策的落實到位，以及光熱發電市場的不斷成熟完善，光熱發電將實現從“緩慢發展”到“集中發展”的轉變。
