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1.15元/kwh：可支撑首批示范项目有效启动
根据此次发布的通知，核定全国统一的太阳能热发电（含4小时以上储热功能）标杆上网电价为每千瓦时1.15元（含税）。“虽然这一电价水平低于此前的预期，但1.15元/kwh的价格还是可以有效支撑第一批示范项目的启动。”9月13日，在全国工商联新能源商会、光热发电专委会举办的“标杆电价、光热启航”产业分析暨媒体见面会上，首航节能光热技术股份有限公司董事、总经理兼技术总监姚志豪告诉记者，根据公司目前在敦煌已经建设完成的一期项目，经过实地研发和装备测试，1.15元/kwh的电价对于100MW的二期项目是可以达到投资收益要求的。
“去年国家能源局在组织示范项目申报时对资本的内部收益率有明确规定，当时按照一期项目的保守计算报价在1.2-1.3元/kwh左右，随着第一批项目的开工建设，如果产能进一步扩大，各方面成本能够下降，1.15元/kwh的电价应该能够有效启动第一批国家示范项目。”针对这一价格水平，北京工业大学传热强化与过程节能教育部重点实验室主任马重芳表示，目前光热项目在美国的招标电价约合0.9-1元/kwh，在我国经济发展进入新常态的背景下，1.15元/kwh的价格足以体现国家对于光热发电甚至是整个可再生能源电力的支持力度。
与现行的光伏和风电定价不同，此次发布的光热电价为全国统一的标杆电价，不再区分地域和技术类型。国家发改委能源研究所研究员时璟丽认为，这一方式有利于优势项目的先期开发，能够使技术较为先进和相对成熟的项目在前期阶段优先推出。同时，姚志豪也表示，这也是符合光热行业自身特性和技术要求的。“因为光热利用的是太阳的直射光，与光伏能够利用总辐射的方式不同，所以必然在直射光资源好的地方建设，全国统一价也是希望把项目都驱动到优质资源地带集中建设。”
当前，我国光热行业尚处于初级的起步阶段。此次发布的通知也传递出产业培育的政策信号。时璟丽指出，在经济性方面，光热产业还面临着较大挑战。通过此次标杆电价的核准，可能会建设一批示范项目，通过一个较为短暂的技术产业和市场培育期，从而推动光热发电的技术进步和产业体系建立，进一步降低成本。“希望通过示范项目的培育，可以在‘十四五’前后使成本进入快速下降期。”
4小时以上储热：调峰电源的发展方向
值得关注的是，通知中明确指出，享受1.15元/kwh的光热发电须具备4小时以上储热功能，这也表明了光热与光伏、风电等可再生能源的重要区别——储能。“直观地说，它可以实现全天侯发电。”中投亿星新能源投资有限公司董事长李亚斌介绍，在众多储能技术中，光热发电采用的熔盐储能技术是利用白天的光照把储热介质熔盐加热后储存起来，到夜晚释放，通过换热产生蒸汽，利用蒸汽机发电。
鉴于这一特性，全国工商联新能源商会专业副会长兼秘书长曾少军指出，光热发电未来的发展方向和战略布局应该致力于大型可再生能源基地，使其替代火电成为其它可再生能源的调峰电源。姚志豪透露，不久前，水科院在内蒙古二连浩特组织评估了7个集群项目，其中有3个项目就是利用部分光热承担火电的调峰功能。“在二连浩特，本身太阳光资源很不错，如果附带8-10小时储热，就完全可以实现一个年发4000-5000小时的火电厂的调峰功能。”
同时，从供给侧改革角度，由于光热项目多为大型工程且在建设过程中与传统火电项目有诸多相似，所以在消化玻璃、钢材等产能方面大有潜力。此外，也将给工业锅炉、化工仪表等装备制造业带来新的发展动能。
2018年底完工：前期准备启动在即
按照通知规定，只有在2018年12月31日以前全部投运的太阳能热发电项目方可执行标杆上网电价。不足两年半的时间，工期紧张与否也成为行业关注的焦点。
9月14日，国家能源局已正式发布消息，公布首批示范项目名单。经组织专家对有关地区推荐申报项目进行评审，确定第一批太阳能热发电示范项目共20个，总计装机容量134.9万千瓦，分布在青海、甘肃、河北、内蒙古和新疆。
针对整个项目运转的时间进度，姚志豪告诉记者，进入名单的业主可能现在就要开始做采购、施工、融资等一系列准备工作，并在今年年底前基本完成前期准备。“按照最终的时间节点，企业还有两年左右的施工期，一些经验相对丰富的成熟公司是能够完成的，但是如果是一些准备不足或者欠缺业绩、经验的公司，完成起来还是有难度的。”
同时，专家也指出，虽有明确的工期要求，但对于整个行业而言，提升产品和工程质量仍是最核心的环节。此次推动的示范项目，关系到整个光热产业能否借助这一机遇正式、全面地发展起来，所以产品质量的把控和技术指标的实现才是第一位的。
据与会专家透露，根据尚在拟定中的“十三五”可再生资源规划，到2020年，我国光热发电规模将达到500万千瓦。“但这一目标更多的是起导向性作用，光热发电在替代化石能源方面的贡献度更主要取决于未来产业技术的成熟度。”
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