太陽能光熱發電是利用光學系統聚集太陽輻射能，通過加熱工質產生高溫蒸汽，驅動汽輪機發電。其工作原理簡言之就是將光能轉化為熱能，再轉化為電能。
相比于光伏而言，光熱發電由于電力輸出穩定而易被電網消納，因此廣受推崇。在“十二五”規劃中，國家為光熱發電制定了“到2015年末，光熱發電裝機將達100萬千瓦”的目標，在未來國內能源消費結構中，為其預備了一席之地。
盡管光熱發電作為清潔能源的重要一份子被業界看好，且得到政策一定重視，但“十二五”推進至今，國內光熱發電商業化推廣步履蹣跚，截至2013年底，裝機規模相較于“十二五”目標數字幾乎為零，其背后主要成因在于上網電價政策始終未出臺。
近日，據報道，國內光熱發電示范項目上網電價，最終有可能鎖定在1.2元-1.25元/千瓦時之間，相關文件有望于近期發布。據了解，這一價格是針對國內首個商業化運營的青海德令哈50兆瓦光熱發電電站的融資成本核定的。由于目前政策層面尚未全盤掌握國內光伏發電項目的平均發電成本，因此將對后續的示范項目上網電價采用“一事一議”原則核定。
針對此消息，業內外人士均紛紛指出，此次政策方擬定的上網電價盡管不具有普遍性，但對于撬動國內光熱發電項目后續集中開建，進而催生市場規模化啟動具有標志性意義。
據了解，在擬定示范項目上網電價之外，政策制定方也正在醞釀推進產業進一步做大的實質性動作。據國家太陽能光熱產業技術創新聯盟秘書長劉曉冰介紹，在正式的示范項目上網電價出臺之后，預計從2015年開始，國家將陸續啟動一系列光熱發電示范項目的招投標，總規模將達1吉瓦。這意味著未來國內光熱發電規模化發展將在政策強力推進下進入“快馬加鞭”階段。
劉曉冰表示，未來每個示范項目都將根據項目自身綜合條件及初始投資情況，核定其并網運行后的上網電價標準。“光熱發電上網電價制定缺乏統一的參考數據，在國內外均是普遍現象。當前國內光熱發電還不能像風電、光伏那樣，分資源區劃定統一的標桿電價。”劉曉冰表示，根據實際情況，未來核定的電價有望高出上述針對青海德令哈項目核定的1.2元/度的水平。他解釋稱，由于德令哈項目采用光熱發電結合天然氣發電的模式運行，其成本電價比單純光熱發電要低，因此，后續示范項目的定價水平有可能高于1.2元/度。
多家上市公司提前布局
早在兩年前太陽能行業“十二五”規劃出臺伊始，市場對于光熱發電潛在的商業前景就做過充分展望。據中信證券研究報告分析，按照“十二五”規劃擬定的到2015年和2020年光熱發電裝機分別達1吉瓦和3吉瓦的目標數字，以當前國內光熱發電 3萬元/千瓦的綜合投資成本進行測算，“十二五”末1吉瓦的裝機規模將創造300億元的市場空間，而到2020年這一市場規模可達1000億元的級別。
根據國家太陽能光熱產業技術創新聯盟的研究，我國太陽能熱發電裝機潛力約為16000吉瓦。這意味著光熱發電產業真正大規模發展后的市場潛在空間將突破萬億元以上。
劉曉冰介紹，國內光熱發電行業起步相對較晚，到目前尚未形成一條完整的產業鏈。這也決定了未來可觀的市場蛋糕，在“烹飪”過程中，產業各個環節“成熟”的節奏各不相同，市場釋放節奏的快慢也有差別。
據權威光熱市場研究機構CSP PLAZA統計，中國國內當前已經有所推進的重點商業化光熱發電項目近25個，總裝機近1600兆瓦。由于兆瓦級的光熱電站初始投資動輒以億元計，眾多民營資本望而卻步，上述25個示范項目多數被傳統五大電力所囊括。
但仍有一些資金量充裕的民企進入其中，成為行業未來發展的標桿。例如上述獲得國家第一個核準上網電價的青海德令哈50兆瓦項目，其項目開發商便為杭州中控集團子公司。該項目一期10兆瓦電站已經并網發電，并成為國內首個并網發電的光熱電站。業內普遍預計，一旦上述1.2元/度上網電價正式核定，該項目將隨著后期裝機規模擴大，而成為國內首個成功商業化運行的標志性項目。
一些上市公司也已提早布局光熱發電的浩瀚商海之中。近期備受關注的中小板公司首航節能，其依托于中科院電工所專家研發的技術，早在2012年8月就斥巨資設立子公司，專注于太陽能光熱電站EPC總承包。去年9月，首航節能全資子公司敦煌首航節能新能源有限公司獲得甘肅省發改委復函，同意由該公司開展敦煌10兆瓦熔鹽塔式光熱發電項目前期工作。按照業內預計，該項目有望被納入國家發改委后續1吉瓦示范電站陣營，獲得國家核定的示范上網電價。
興業證券研究員分析稱，在國家電價補貼下，上述示范項目前期巨額初始投資給開發商帶來的資金壓力將得到緩解。更為重要的是，通過前期示范項目運行積累的技術儲備和項目運行經驗，將為這些公司未來在千億元甚至萬億元的光熱發電市場藍海遨游時積蓄超越其他同行的長期優勢地位。
該研究員表示，從產業鏈角度分析，任何新興產業從起步到成熟，其上游的制造業必定也將率先崛起。這一點在風電、光伏等行業已有驗證，未來的光熱發電也不例外。
根據興業證券整理統計，目前的A股市場上，進入光熱發電制造業領域的上市公司不下5家，主要涉及上游光熱發電主要設備包括采光鏡、集熱管和導熱介質等的制造。例如，杭鍋股份早在幾年前便向杭州中控太陽能增資5000萬元獲得20%股份，而隨著杭州中控太陽能熱發電項目獲得1.2元/度的上網電價，項目商業化運作后的收益必將被杭鍋股份分得。航空動力和三花股份也均在碟式太陽能熱發電關鍵裝置領域耕耘數年。而金晶科技則在2003年通過與美國PPG公司進行戰略合作的方式，涉足光熱發電的基礎部件超白玻璃的生產領域。
度電成本下降很關鍵
對于光熱發電近段時間市場關注度的持續升溫，也有不少研究員持相對謹慎態度。記者在采訪中發現，他們所指出的光熱發電當前最致命的短板便是成本問題。“盡管任何新能源發電形式都會獲得政策青睞，但放眼未來，隨著國家補貼政策逐漸下調直至取消，它們都要被推向市場，到時候，決定其競爭力的關鍵因素還在于發電成本。”
當前來看，太陽能熱發電的成本，無論是相對于火電，還是與其“同根生”的光伏發電來說，均存在較大劣勢。綜合行業多個研究報告的權威說法，目前國內光熱發電的初始投資成本在2.9萬元/千瓦左右，度電成本為1.38元/度上下。對比傳統火電和光伏發電，光熱發電的初始投資成本和度電成本均相當于傳統火電的4倍，是光伏發電的2倍。
劉曉冰也坦承，目前擺在光熱發電全行業面前的最關鍵問題便是，如何推動行業整體投資和度電生產成本的迅速下降。
有光伏行業分析師對中國證券報記者表示，曾經一度是市場“寵兒”的光伏行業，經過長達數十年的規模化擴張，技術幾輪升級換代，制造業產品價格一路下跌，目前其度電成本也僅降至1元/度，最低也在0.8元/度上下。以此進程來類比分析光熱發電，其當前裝機規模不及光伏1/10，且制造業技術水平整體偏低，并缺乏成功商業化案例，如此現狀下，要實現度電成本下降，顯然并非易事。
不過，劉曉冰表示，未來隨著國家政策扶持力度的不斷加大，憑借自身的天然優勢，光熱發電還是有望在新能源發電領域實現“彎道超車”的。
劉曉冰解釋稱，光熱發電行業未來成本下降的空間十分巨大，這主要體現在技術路線優化升級以及關鍵部件國產化替代上。
在技術路線問題上，目前國內外均以槽式和塔式為主流，其中槽式光熱發電站的裝機規模為塔式的數倍，處于絕對優勢地位。但劉曉冰認為，從行業發展趨勢上，目前槽式發電技術的成本下降空間已經飽和，未來最具成本競爭優勢的是塔式技術。他解釋道，塔式光熱電站其吸熱器中的工作介質的溫度在500 -1000℃，高溫度決定了高熱值轉化效率。同時，相對于槽式系統，由于省掉了管道傳輸系統，熱損失小，系統效率高，也更便于存儲熱量。這一技術優勢決定了在同樣規模的投資水平下，塔式比槽式電站的單位投資可下降一大截。
而在光熱設備方面，劉曉冰指出，僅以光熱發電的聚焦集熱管這一關鍵部件為例，其在全球發展近30年，一直以來被德國肖特和西門子兩家企業壟斷，產品售價居高不下。近兩年，隨著國內光熱發電開始起步，已有十余家企業試制出樣管，其規模化生產后的價格可較國外產品下降一半以上。“這意味著光熱設備全面國產后的替代成本下降空間潛力十分可觀。”
按照中信證券的研究分析，在國內市場，光熱發電單位投資如果在5萬元/千瓦以上，市場難以推廣;如果降到3萬元/千瓦，市場開始出現;如果再降到1.5萬元/千瓦，有較大市場;若降到1萬元/千瓦，市場不可估量。
劉曉冰樂觀地表示，光熱發電進入“平價上網”時代，有望在十年左右時間內實現。
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