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。
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。
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。
光热产业链发展简况
2015年9月，国家能源局下发的《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》明确了示范项目建设的目标：
一是扩大太阳能热发电产业规模。通过示范项目建设，形成国内光热设备制造产业链，支持的示范项目应达到商业应用规模，单机容量不低于5万千瓦；
二是培育系统集成商。通过示范项目建设，培育若干具备全面工程建设能力的系统集成商，以适应后续太阳能热发电发展的需要。
CSPPLAZA认为，从实际情况来看，行业已经实现了首批示范项目的任务目标。据统计，当前我国光热发电产业链关联企业总数量约400家。但其中以光热发电为主业的从业企业数量仅在20~30家左右，占比不到10%。
光热电站系统集成商
我国目前经实际建成项目验证、具备光热电站独立系统集成能力的厂商已有四家：首航节能、中控太阳能、山东电建三公司、兆阳光热。
以中控太阳能、上海电气、首航节能、山东电建三公司为代表的EPC商成为进军海外光热市场的主力军，并带动了国内产业链企业走出去。中外合作愈加紧密，中国企业参与海外光热发电项目开发愈加深入。
2019年，政策不明朗、未来光热市场的不确定性导致系统集成商的公司管理出现资金紧张、人才流失等诸多问题。生存压力之下，个别系统集成商尝试通过裁员等手段缩减开支，通过引入外部资金以维持企业运转。
工程咨询技术服务商
目前，我国经项目实践、具备光热电站工程咨询服务能力的厂商主要由原电力设计院涉入光热业务而来，主要包括：中电工程西北电力设计院、中电工程华北电力设计院、中电建西北勘测设计研究院、内蒙古电力勘测设计院等。
因无甚新增光热项目，政策不明，相较2016~2017年的顶峰时期，设计院2019年在光热领域的咨询业务全线萎缩。以西北院和内蒙院为代表的设计院在海外光热项目上取得突破。
国内光热项目对海外工程咨询服务的依赖度下降，海外服务以集热器技术为主，如鲁能项目、哈密项目采用了海外的定日镜方案，乌拉特槽式电站和中广核德令哈项目选用了欧槽技术。在储罐设计等方面，海外厂商亦有参与。
光热电站关键设备商
*反射镜和集热管：我国现有五大反射镜供货商：瑞环太阳能、大明、台玻、圣普、禅德太阳能。六大集热管供货商：龙腾光热、瑞环太阳能、天瑞星、汇银、宝光、兰州大成。
2019年，反射镜和集热管厂商竞争极为有限的新增市场，竞争惨烈。最大订单迪拜600MW槽式项目的反射镜和集热管订单被外资品牌Rioglass全部拿下，对国内厂商造成了较大打击。
反射镜和集热管工厂投资大、资产重，应对市场变化的灵活性不足，成为光热产业链企业生存难的重灾区，部分厂商的高层管理人员流失，资金链紧张，生存压力大，尝试寻求外部资本合作、并购、转型。
*吸热器：杭锅、东锅、CMI为国内市场主要吸热器供货商。我国已投运的四个塔式电站的实际案例证明，国产吸热器没有问题。
*跟踪系统：跟踪系统关键设备液压驱动/回转减速机/电动推杆因应用领域广泛，相关厂商较多，包括川润、华方、尚驰、恒星传动、恒丰泰及宏霸等主要厂商，光热市场变化未对其造成多少影响。
2019年，川润液压完成鲁能50MW塔式电站供货，实现了塔式电站液压系统的供货突破。旭孚斩获迪拜600MW槽式项目订单，实现首次大规模液压跟踪系统的出口。
*熔盐：联大化工、新疆硝石、盐湖文通、并盛化工为主的熔盐供应商主导了光热项目的熔盐供应。
2019年光热项目熔盐采购较少，熔盐价格相较2018年的高点没有上涨，在大约4500元/吨的水平上。光热项目采购量大将推动熔盐价格快速上涨。稳定的光热市场对稳定熔盐价格非常重要。
*导热油：主要供货商包括国产品牌中能化学、外资品牌首诺和陶氏。槽式项目太少导致导热油厂商几无市场可做。
2019年乌拉特中旗100MW槽式光热发电项目和迪拜600MW槽式项目采购导热油，乌拉特项目由中能化学和中船重工718所中标，迪拜项目订单全部由陶氏化学斩获。
*熔盐泵：主要国产熔盐泵厂商包括江苏飞跃、济南华威、金麟化工等。外资品牌以福斯、苏尔寿为代表。
国产品牌目前已有诸多供货业绩，但供货的多为化盐泵、排盐泵、疏盐泵等辅泵，外资品牌在热盐泵/冷盐泵等主泵上仍具有明显竞争优势。国产品牌在高参数要求的熔盐泵上与外资品牌的差距正在缩小。
*熔盐阀：主要国产熔盐阀厂商包括北京佳洁能、万龙机械、哈电阀门、北阀等。外资品牌以福斯、萨姆森等为代表。
国产品牌正在积累供货业绩，但主要用于开关阀等非关键部位。外资品牌在热盐泵和冷盐泵调节阀，塔式电站下降管大压差调节阀为代表的关键阀门上仍具有明显竞争优势。国产品牌正在逐步参与关键阀门的供货，差距亦在缩小。
*汽轮机：东方汽轮机、哈尔滨汽轮机、上海汽轮机及杭州汽轮机为代表的国产汽轮机拿下6个示范项目，与西门子为代表的外资品牌形成有力竞争。
*支架：槽式集热器支架受制于专利，国内两个槽式项目均与外方合作，以取得欧槽的技术授权。塔式定日镜支架设计因技术方不同而不同。
在支架生产制造方面，相对2018年的支架供货紧张问题有所缓解，支架制造用普钢的市场价格在4000元/吨左右浮动，环保趋严导致的镀锌产能受限问题依然存在，一般钢结构厂商生产光热高精度支架面临技术和经验问题，需要学习期。
我国商业化光热示范项目的建设推动国产产业链的健全和成熟，示范项目建设采用的设备/材料已经达到90%以上的国产化率。集热管、反射镜等核心产品的关键技术指标已与国际品牌相当，具备一定的国际竞争力。
2019年新增市场容量极为有限，政策不明、市场前景不明，导致产业链企业信心严重不足。业务单一聚焦于光热市场的厂商数量较少，普遍生存更加艰难；绝大多数厂商仅为部分业务涉足光热，应对光热市场变化的能力相对较强。
（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。
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。
（一）保持产业政策稳定性，适当给予政策倾斜
我国光热发电产业还处于示范阶段，距离规模化尚有一定距离。如果此时产业政策发生重大调整，大幅下调补贴，整个行业的发展将再无预期支撑，会直接出现断崖式下滑，可能会导致刚刚培育起来的新兴产业夭折，十多年来的努力将功亏一篑。
因此，应该给光热发电产业一个合理的政策缓冲期，尽快建立光热电价补贴目录申报和发放绿色通道，确保已投产的项目能够及时足额获得补贴。
此外，通过创新丰富产业政策工具箱。光热发电产业是资金密集型产业，光热发电项目的融资需求巨大。但是，由于光热发电技术是试验示范阶段的新技术，尚缺乏长期运营的成功案例，金融机构投资热情不高，项目融资困难。因此，应尽快将光热发电纳入现行的新能源行业优惠政策体系中，加快出台绿色信贷政策，降低光热电站的非技术成本。通过多种方式支持光热发电产业发展，打破对补贴的依赖。
（二）聚焦攻克关键技术，尽快实现自主发展
我国的自然和气候条件对光热发电提出了更高的技术要求，直接使用国外设备、套用国外系统集成经验，可能会导致我国光热发电产业走更多的弯路。因此，应该结合我国实际加快集热、传热储热和系统集成等关键领域的自主创新。一方面，应认真总结示范项目建设运营经验，找到国内外核心部件的技术差距，从国内实际需求出发开展技术攻关，提高国产设备和材料的可靠性和稳定性。另一方面，充分发挥国家间行业性组织和技术联盟的作用，搭建国际合作交流平台，加强技术信息共享，在全球范围内积极推动我国光热利用技术的发展和推广。
（三）推动更大规模应用，推动成本快速下降
根据国际能源署的研究，光热发电站的工程造价可随电站规模增加而迅速下降，该趋势在产业发展初期更为明显。当电站规模装机由50MW增至100MW，造价将下降12%；增至200MW，造价将下降20%。我国首批示范项目单个电站装机规模偏小，基本为50-100MW。因此，应该在系统总结第一批示范项目经验的基础上，推出第二批示范项目，适当提高光热电站装机容量，以规模化效应推动成本快速下降。
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