各示范项目原则上应在2018年底前建成投产。

近日，2.75GW光伏组件招标价格的文件流出更是引起行业惊呼，其中领跑者高效单晶组件价格跌破3.2元/瓦，普通组件最低价至3.05元/瓦。日前，中国光伏行业协会秘书长王勃华给出了一组数据：2016年上半年，我国光伏组件产量约为27GW，2015年上半年19.6GW，同比增长37.8%。

年初的时候机遇大于挑战，所以整个光伏行业一路高歌猛进。机电商会光伏分会理事长、晶澳太阳能控股有限公司董事长靳保芳坦言然而经过上半年的抢装潮之后，补贴将正式下调，光伏业面临的挑战已经大于机遇。8月29日山西阳泉领跑者基地招标项目中，报出了0.61元/kwh的低价，引起业界一片哗然。以组件市场为例，大多数光伏组件企业盈利，营收增长超两位数。

进口多晶硅价格受制于需求疲软而进入下行通道，再加之海关进口量交货有一定滞后，较国内多晶硅价格更先开始下滑。光伏企业中报亮眼一年一度中报季来临，光伏企业们陆续交出上半年成绩单。太阳能量密度低、占地大是光热发电的显著特点，土地优惠措施至关重要。

为了更加深入、透彻地理解此次光热电价的政策内容，本报记者采访了光热领域的多位专家。可以说，这5分钱对于投资者是否投资光热起到了决定性作用。电价政策向储能容量提要求记者发现，针对光热储能问题，国家能源局曾在2015年发布《太阳能热发电示范项目技术规范》(试行)，规定储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于1小时(槽式电站)或2小时(融盐塔式电站)。对此，业内专家普遍认为，电价高低没有统一标准，前后定价不同也谈不上孰对孰错。

9月1日，国家发展改革委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》(以下简称《通知》)目前，国有企业投资决策要求投资回报率(IRR)大于8%。

国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书长刘晓冰认为，4小时刚好可以显示光热发电的延时供电能力，同时给业界一个最基本的电站能力建设标尺，为后期的大储热电站建设奠定基础。据金建祥测算，若电价为1.1元/千瓦时，IRR为7%。为了更加深入、透彻地理解此次光热电价的政策内容，本报记者采访了光热领域的多位专家。太阳能量密度低、占地大是光热发电的显著特点，土地优惠措施至关重要。

吴玉庭表示，税收若能有免三、减三的政策，就可缩短投资回收期。当电价为1.15元/千瓦时，IRR将大于8.5%，净资产收益率(ROE)也将提升3.8个百分点;此时若通过严格控制采购成本，实际投资比预算低5%，那么IRR仍将大于10%。虽然大多数企业申报电价为1.2元/千瓦时左右，但面对最终出台的价格，专家普遍认为，企业放弃示范项目的几率不大。国家要求在2018年底前完成示范项目建设，到2019年就可以根据建设成本、运行效益等情况来考虑未来的电价政策，这是一种理性又务实的做法。

对于80%的建设资金来源于银行贷款的光热项目，贷款利息降低两个百分点，则度电成本可降低一毛钱。专家认为，《通知》内容简练、要点明确，体现出国家与地方政府共同推进、多措并举支持光热发电的发展思路，在细节设定上必要且公平。

一般而言，对于蓄能8小时、年发电量1.5亿千瓦时的50兆瓦光热电站而言，标杆电价增减5分钱会导致年利润相差750万元。电价政策向储能容量提要求记者发现，针对光热储能问题，国家能源局曾在2015年发布《太阳能热发电示范项目技术规范》(试行)，规定储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发不少于1小时(槽式电站)或2小时(融盐塔式电站)。

事实上，储能系统是光热发电技术的重要组成部分，没有储热，光热发电就缺少了生存的条件和发展的理由。对此，业界多数人均表示价格可以接受，但也纷纷好奇核定电价到底有没有一个确切的标准?记者了解发现，早在2014年9月，国家发展改革委便给予中控德令哈10兆瓦光热电站上网电价1.2元/千瓦时。可以说，这5分钱对于投资者是否投资光热起到了决定性作用。记者发现，《通知》对1.15元/千瓦时的标杆上网电价给予界定，仅适用于2018年12月31日以前全部投运的光热发电项目，且2019年以后国家将根据太阳能热发电产业发展状况、发电成本降低情况，适时完善太阳能热发电价格政策，逐步降低新建太阳能热发电价格水平。比预期稍低的价格，可促进光热发电示范工程企业尽可能采用先进低成本的技术方案、国产设备及材料。电价高低没有统一标准《通知》最大的亮点在于明确了光热发电标杆上网电价为1.15元/千瓦时。

但也得警醒在阳光资源好的地方集中大规模开发光热发电项目，如果绿色能源的西电东输通道没有建设到位，将产生比光伏更高比例的弃光。那么，这4小时是出于怎样的界定呢?它只是表明光热发电示范工程需配备相当的储能容量。

传热与能源利用北京市重点实验室主任吴玉庭提出，国家规定4小时以上的储能，就是要明确一个态度：不配备相当储能容量的光热发电技术是国家不支持的。此外，文件规定没有列入示范项目名单的项目，无法享受1.15元/千瓦时的电价，也不能列入补贴目录。

价格太高，将加大国家补贴资金的压力，也容易导致市场一哄而上，造成投资浪费;价格太低，则无法调动投资者的积极性，光热产业难以形成规模效应，成本无法快速下降，最终影响产业发展。刘晓冰对此也表示赞同，这将为2019年制定国家十四五规划做参考。

对此，业内专家普遍认为，电价高低没有统一标准，前后定价不同也谈不上孰对孰错。金建祥提出，只要国家层面出台针对光热发电项目提供低息贷款的政策即可，因此绿色信贷最可期待。届时，面临不能按时全部投运的项目，也将减少国家财政资金的压力。另外，浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥表示，《通知》有利于经济性好的方案得到推广，也有利于光资源好的地区得到优先集中开发，便于建设西电东输通道，以减少弃光比例。

电价设定截止期必要且公平在1.15元/千瓦时的电价下，业界如何化解尚处于示范阶段光热的风险呢?除了练好内功外，企业也可从《通知》中获得支持：鼓励地方相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进太阳能热发电产业发展。金建祥认为，上述规定很有必要，并体现了公平的，能督促示范项目尽快实施，避免出现列上名单后迟迟不实施，若干年后再来实施却依旧得享示范电价的尴尬局面。

此番，《通知》核定的光热电价与之相比每千瓦时少5分钱，却又比今年5月业界频传的1.1元/千瓦时略高。贷款利息高低对于度电成本影响巨大。

记者在采访中获悉，这充分体现出光热发电并非仅是国家单方面支持，而是国家、地方共同推进的理念。而此次《通知》明确每千瓦时1.15元(含税)标杆上网电价，针对的是全国统一的太阳能热发电(含4小时以上储热功能)制定的。

因此，国家规定标杆上网电价的截止期是有道理的。吴玉庭表示，未来随着光热发电市场的兴起，能够大幅降低成本。同样，刘晓冰也表示这将给予投机者一定的警醒作用。9月1日，国家发展改革委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》(以下简称《通知》)

中国电力报：近两年，您除了关注光热电价政策，还对其他经济政策有研究?时璟丽：相对于风电和光伏，光热发电的经济政策制定条件和外部环境更为复杂。光热发电规模化应用对缓解我国西部和北部风光限电问题、共同组成清洁能源系统有重要作用，对促进地方经济和缓解钢铁、水泥等传统制造业产能过剩问题也有重要作用。

更重要的是，在电价以及相关政策平台初步建立后，光热发展取决于国内该产业真正的能力和实力，即产业的内功水平。在对我国光热的近期和远期研究中，有什么可以分享的成果?时璟丽：对于近中长远期光热的发展，我们研究并提出了不同的方案和情景设计，规模预期跟基础条件密切相关。

中国电力报：您是如何看待我国光热发电现状的?时璟丽：我们认为，国内光热产业目前正蓄势待发。过高或过低的电价都应尽量避免，如果电价过高，有可能吸引不成熟技术、无前期储备的企业盲目进入投资，短期内可能市场繁荣，但最终会损害整个光热产业。