2017年中国光热发电行业发展现状及未来发展前景分析

　　新兴市场拉动全球光热市场回暖。 2012 年至 2016 年全球光热装机量复合增速为23.3%。自 2014 年起全球光热装机量受西班牙市场影响增长放缓，随后全球光热市场增长点逐渐从西班牙和美国市场转向摩洛哥、南非及中国等新兴市场。 2017 年，全球光热发电装机规模回升，预计新增装机量可达 900MW。随着上述新兴市场项目于近年落地，预计 2018年全球光热市场将会维持回升态势。

全球光热装机量变化趋势（MW）

资料来源：公开资料整理

全球光热装机量分布情况（%）

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　　我国光热首批示范项目 1.35GW 中部分项目预计 2018 年建设完毕，第二批有望在 2018年上半年推出。 首批示范项目推进速度略缓慢于预期，其遇到的困难主要为项目前期土地等手续办理周期较长、融资缓慢、部分技术工作成熟度不够等。 对届时不能按时建成投产的项目，能源局将研究建立相应的价格联动机制。 随着第一批示范项目陆续开工， 第二批示范项目预计将超过 2GW， 并有望在 2018 年上半年推出。

　　能源局于 2017 年 8 月 31 日下发了关于征求对《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》意见的函。《通知》强调，对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品， 实行增值税即征即退 50%的政策，从 2018 年 12 月 31 日延长到 2020 年 12 月 31 日；鼓励银行等金融机构降低贷款利率，对达到优质信贷等级的可再生能源项目投资企业，鼓励按基准利率下浮 10%左右的利率予以支持，并可对可再生能源发电项目适当延长贷款期限并给予还贷灵活性；各地方政府一律不得向可再生能源投资企业收取没有法律依据的资源出让费等费用，已经向风电、光伏发电、光热发电等可再生能源开发投资项目收取资源出让费（或有偿配置项目）的地方政府，应在通知发布一年内完成清退。 目前光热发电项目电价构成中，融资成本的比重在 20%以上，因此若未来推行低息贷款等政策，将有效降低成本、推动项目发展。

国内某项目上网电价构成（典型年）

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　　我们预计到 2020 年， 光热发电项目的工程造价有望降低到 1.5 万元/千瓦以下。美国能源部（DOE）预测， 2020 年上网电价可能降低到 0.06 美元/kWh 以下。未来光热发电上网电价的下降将主要来源于以下几个方面： 一、融资成本及基准利率可能的下降；二、产业链各部分的技术进步带来总效率的提升，如国产汽轮机效率距离国际先进水平差 1-3 个百分点，若总效率提升 2%，则发电量约提升 10%，度电成本下降约 0.1 元/kWh；三、光热电站规模效应带来的成本下降，以塔式电站为例，单塔规模从 50MW 提高到 100MW 可带来度电成本下降约 0.1 元/kWh；四、光热产业供应链进一步发展，预计设备国产化可带来单位千瓦造价下降 15%以上， 带来度电成本下降至少 0.15 元/kWh。

DOE 预测 2020 年光热发电上网电价成本组成

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光热发电成本变化趋势（美元/kWh）

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光热工程造价变化趋势预测（元/kW）

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　　光热发电自带储能的特性使其具备独立发电的可能性， 并使其具备替代传统煤电等一次石化能源发电成为“基电”的独特素质；同时也因为自带储能的特性，具备根据电网用电需求进行调度输出管理的特性。预计未来调峰电站在总的发电负载中占到 20%左右， 若未来全部非化石能源场景下， 光热发电有望成为替代传统火电的基础电源且光热发电和抽水蓄能共同作为调峰电站成为电网的重要补充不失为一种选择。 作为一个刚刚在我国开始兴起的技术，未来光热成本下降空间仍大， 无论从产业技术布局的角度，或是从可再生能源总体结构出发， 光热都是国家政策必须要支持和发展的方向。