曾经相当火热、之后一度沉寂的光热发电产业，在两会期间又热了起来。这起源于两件事：两会前夕，国家能源局会同国家发展改革委价格司，组织各大光热发电项目开发商和行业专家召开了光热发电示范项目电价政策座谈会；两会期间，全国工商联向全国政协提交了《关于扶持太阳能光热发电产业发展》的提案。

　　对于众多有意进军或者已经进入光热产业的市场主体来说，电价政策是核心要素。已经在光热领域耕耘多年的中海阳能源集团对光热电价翘首企盼，“国家能源主管部门能够召开专题会议研究光热电价，释放了很好的信号，对光热发电产业是一个很大的提振。”该公司董事长薛黎明对本报记者表示。

　　全国工商联在提案中给出明确的电价建议：在无其他额外特殊优惠政策（如贷款利率优惠）支持的条件下，建议给予我国光热发电示范项目1.38元/千瓦时的电价补贴标准。

　　光热发电不是一个新名词，自2003年起，我国就开始逐步意识到光热发电产业的重要性，并开始酝酿建设光热电站示范项目。

　　此后，国家在多个政策导向性文件中都明确提出大力发展光热发电产业，并给出指导性规划，一些企业也开始在这一领域跃跃欲试，伺机进入。十余年过去，光热产业虽然在技术研发、装备制造、系统集成等领域均有所进展，但距离商业化、大规模产业化依然道路漫长。

　　是什么原因让光热发电产业没有像风电、光伏那样快速崛起？全国工商联在提案中认为，是缺乏关键性的具体扶持政策：“近几年来虽然纳入建设计划的商业化光热电站已有十余个，但商业化电站在建项目却没有一个。为切实推动我国光热发电产业的市场化发展，建议参照鼓励光伏、风电产业发展时的做法，尽快研究制定光热发电的一揽子扶持政策。”但在业内显然也有其他声音。全国政协委员、广东省电力开发公司总经理孙丹萍在接受本报记者采访时就指出，光热发电未能像光伏发电一样规模化发展，除了国家政策的原因，主要原因还是由于核心部件未能大规模的生产。“最重要的还是要提高光热发电核心部件的国产化水平，才能推动产业发展。”薛黎明的观点则更为明确。他认为首先是电价因素，实现商业化大规模发展的前提条件是光热电站本身应具备一定的经济效益，并能带动整个产业链向前发展。目前，虽然光热发电具有基础、稳定、可调度等诸多其他类别新能源不太具备的优势，但在无电价的情况下，无法进行经济效益的测算。

　　其次才是技术的实际检验应用因素。目前，国内已具备生产太阳能热发电的关键装备能力，部分部件也具备了大规模商业化条件，太阳能热发电产业链逐步形成；尤其以槽式真空管和玻璃反射镜更为突出。中海阳的反射镜产品去年正式下线，并已经通过国际专业检测机构的检测认证，且已经投入到几个实际项目的运用中；但产品的性能、质量仍然需要真正的大规模现场实装检验。

　　“关键设备制造方面，比如光热电站系统集成技术就更为缺乏，目前国内还没有商业化运行的大功率光热电站，整体系统设计能力和集成技术、太阳能热电站系统模拟及仿真技术均刚刚起步，缺乏电站建设运营的经验积累。”薛黎明指出。

　　国家能源局此次会议透露了相当重要的信号：国家能源局副局长刘琦在会上强调了开展光热发电示范项目建设的重要性，并指出要大力支持光热发电产业发展——这意味着，首先国家高度重视光热发电产业的发展，其次将以示范项目先行的思路推进。

　　对此，薛黎明表示，通过示范项目进行电价的摸索与探讨，是一个相对合理和科学的方法，任何事物发展都有一个从初创摸索期到成熟期的过程，光热产业也应该是这样一种探索模式。但他同时认为，如何通过示范项目快速而平稳地推动光热发电的产业化是个需要全面统筹的系统工程，在此过程中切忌急功近利。“建议应该以技术为基础，市场为牵引，质量为保障，有统筹和前瞻性的进行行业约束，让光热发电产业真正走上良性发展的道路。”示范项目先行，的确是科学道路，但其中有一个问题，就是如何确定示范项目？标准是什么？在示范项目数量有限的情况下，国内各大项目开发商必然要争戴“示范”的帽子。对此，薛黎明认为，确定示范项目是目前产业政策出台的核心所在。光热发电受汽轮机的影响，要获得高效率必须具备一定的规模，商业化运营电站的装机量至少50兆瓦，经济规模优异的最好达到或超过100兆瓦，涉及的投资额较大。

　　“国家示范项目的界定至少包括以下两个核心要素，一是项目建设区域适宜、每个区域项目数量和单体规模科学同时兼顾不同的技术路线；有投资意向的业主方为产业投资者；二是要对国内主要设备供应商、系统集成商进行资格认定和入围，项目正式备案批复之前，业主方、主要设备供应商、系统集成商已经基本形成强有力的联合技术团队。”

　　在公开发表的报道中，参加此次会议的国家发展改革委价格司相关官员在会上对光热发电示范项目的电价核定给出了一些思路和意见。具体思路是什么不得而知。

　　但有一点可以肯定，按照其他能源形态的发展历程来看，在国内没有成熟商业化项目的情况下，示范电价一般会参照国外同类型项目来研究制定。

　　这一点在全国工商联的提案中得到了反映。其在提案中明确指出，要借鉴美国、西班牙等光热发电技术强国模式，启动商业化光热示范电站项目。明确示范项目财政补贴模式及电价招标范围，通过申报示范电站或低“电价权重”的招标方式，保证技术的可靠性，避免恶性价格竞争。

　　对此，薛黎明也认为，对于未来确定的示范项目，应以建设成本为基础，满足融资所需的最低投资回报率，按照国内的光照条件进行测算，再参照国外电价进行示范项目确定电价。

　　这是不是意味着，未来即使是示范项目的示范电价，不同电站由于运行条件不同，示范电价也可能有差异，即国家有可能按照 “一事一议”的原则来定电价？孙丹萍认为，应该这样，一刀切肯定不合适。“由于光热发电系统复杂，每个项目的投资成本可能千差万别，为鼓励产业在初期的发展，建议对每个项目独立制定电价，扶持项目的可持续发展。”孙丹萍告诉本报记者。

　　那么，到底什么样的电价政策才能有力推动光热产业快速发展？全国工商联在提案中给出了这样的答案：参照当前国际上多个光热发电项目的电价支持额度，综合考虑我国的实际电站开发条件，在无其它额外特殊优惠政策（如贷款利率优惠）支持的条件下，建议给予我国光热发电1.38元/千瓦时的电价补贴标准。

　　这一电价水平，显然比目前的光伏、风电等高出不少。全国工商联因此也提出，未来可随着技术的进步和成本的下降，及时对上网电价进行调整。这样的做法也符合新兴能源内在的发展逻辑。

　　薛黎明对于推动光热发电成本下降，最终实现光热发电平价上网，则给出了更为具体的建议：“对电价有计划性的阶段性下浮同时对有较重大技术创新的企业、科研院所进行专项公开嘉奖，综合市场和政策双向激励将有助于企业不断加强科技创新，降低光热发电成本。”薛黎明还建议，在公布此一阶段示范项目电价时，同步征集下一批项目电价降低金额、时间及总量规模，避免出现临时蜂拥而上又无法实际完成项目建设的情况。

　　这会促进整个行业有序发展，使我国光热发电成本渐进式的下降。