2016年9月，国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，20个项目入选首批示范项目名单，总装机容量为1.349GW，由此开启了我国光热发电的商业化进程。经过3年的发展，我国光热发电产业取得了显著成就，6个示范项目并网，打通了光热发电产业链，我国成为全球第8个掌握光热发电技术的国家，光热企业加快走向国际市场。但是，光热发电产业尚处于示范阶段，其可持续发展仍然需要稳定的政策支持，给产业链企业时间和空间补齐技术短板，通过规模化发展大幅降低成本，最终实现无补贴的商业化运营。

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过半示范项目“迟到”“早退”

2016年开展示范项目建设以来，我国光热发电产业取得了巨大的成就。6个示范项目已经投入运营（中广核德令哈50MW槽式光热发电站、首航节能敦煌100MW塔式光热发电站、中控德令哈50MW塔式光热发电站、中电建青海共和熔盐塔式50MW光热发电站、中电工程哈密50MW塔式光热发电站、兰州大成敦煌熔盐菲涅尔50MW光热发电站）。在示范项目的带动下，光热发电产业链初步形成，设备和材料的国产化率达到90%以上。但是，由于我国光热发电产业尚处于示范阶段，出于种种原因光热发电示范项目实际建设推进缓慢，“迟到”和“早退”成为常态。

按照计划，首批20个示范项目原则上均应在2018年底前建成投产。然而，只有3个项目于2018年底前并网，3个项目于2019年底前并网，我国大型商业化光热电站累计装机容量350MW。目前，还有2个项目即将投运，装机容量共计150MW。其余项目，有4个退出，有8个因资金等问题停止建设或尚未开工。有实质进展的8个示范项目装机容量仅500MW，与当初1.349GW的发展目标相去甚远。
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产业规模化尚需“爬坡过坎”

尽管我国已经初步形成完整的光热发电产业链，但是国内光热产业核心技术还不成熟，光热发电站的建设和发电成本仍然较高。尤其是，面对可再生能源补贴快速退坡的“后补贴”时代，光热发电成本过高的劣势更加凸显。光热发电必须突破技术、成本两大瓶颈，才能有效应对补贴退坡实现规模化发展。

（一）核心技术亟待突破，关键设备尚需实践验证
虽然我国光热产业链已经相对完整成熟，但是部分核心环节依然存在技术短板。光热发电系统一般由太阳岛、储热岛和常规岛构成，分别实现太阳能集热、热能传储和热电转换等功能。从系统设备和材料来看，除了吸热器涂层材料无法完全自给以外，其他设备基本上实现自主生产，国产化率达到90%以上。但是由于国产吸热器、熔盐泵、熔盐阀和流量计等设备的可靠性、安全性有待验证，为了保证电站正常运行和系统效率，很多示范项目仍然倾向于选择向具有充足运行经验的外国厂商进口设备。
除了核心设备技术薄弱以外，国内光热系统集成经验不足。光热电站涉及多种系统集成，集合光学、热学、材料、机械等多个学科领域，跨学科、跨领域的系统集成经验非常重要。目前，我国光热电站才刚刚开始运行，整体设计和系统集成经验不足，光热电站系统模拟和仿真技术欠缺，具备光热电站系统集成能力的企业较少。
（二）设备和融资成本高，成本降低空间大
示范项目推进困难，成本是最为关键的因素之一。由于国内光热产业还处于示范阶段，光热电站装机规模较小，尚未形成设备和材料的规模化产能，成本较高。从初始投资成本看，示范光热电站的单位千瓦投资成本在2.5-3.5万元，是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍、光伏电站的4-5倍，关键的太阳岛和储热岛固定投资分别占50-60%和15-20%，并且储热时间越长，投资成本越高。从度电成本看，据业内估算塔式光热电站的度电成本在1元/kwh左右，相当于煤电的3-4倍、陆上风电的2.3倍、光伏的1.4-2倍。由于光热发电还是新兴行业，金融机构投资较为谨慎，有时候会适当提高融资利率，大幅增加融资成本，导致目前光热电站融资成本高达全生命周期成本的30%。如果光热产业实现规模化发展，并匹配优惠的融资政策支持，建设成本将大幅降低，并有望在2030年实现平价上网。
（三）补贴退坡大势所趋，光热发电预期不明朗
由于度电成本很高，即便以现行1.15元/kwh的标杆电价核算，光热电站的利润仍然十分微薄。多数光热发电站位于青海和甘肃等西北省份，按照这些省份的煤电标杆电价核算，补贴占光热发电站收入的70-80%，光热发电产业仍然高度依赖补贴。就目前来看，由于补贴发放周期长，投运的光热发电站运营企业已经面临资金链断裂的风险。
但是，从整个可再生能源行业的发展来看，光伏和陆上风电的成本已经能够支持平价上网，加之可再生能源补贴缺口巨大，未来补贴退坡进程将逐步加快。“后补贴”时代，在国家相关产业政策尚未明确的情况下，光热产业的发展预期更加迷茫。
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多措并举助力产业持续发展

鉴于我国光热发电产业所处的发展阶段和面临的问题，建议从以下三个方面发力，助推产业实现持续发展。