2月18日，国家能源局会同国家发改委价格司组织召开了光热发电示范项目电价政策座谈会，此举引发行业人士关注。

    据记者了解，本次座谈会是政府层面对当前情况下推进光热发电项目开发的一次交流性活动，并未形成具体的政策决议成果。

    尽管如此，参会人员，特别是企业人员仍对光热发电充满期待，“今年光热发电示范项目的电价政策落地的希望很大，政府或将采用示范电价的扶持形式，先期支持一批光热发电示范工程的建设。”一位参会人士对本报记者表示。

    电价是关键

    “决定这个产业发展快慢的关键在于电价政策，但目前我国光热发电项目的上网电价迟迟未出。”一位企业负责人告诉本报记者，“太阳能热发电与其他可再生能源发电形式一致，成本高于传统发电方式，需要政府的政策扶持。”

    然而，对于示范电价如何确定，相关部门目前仍未有定论。

    参会人士表示，当前光热发电示范电价存在两种选择，即“统一示范电价”和“一事一议原则定电价”，两种方式各有优缺点。统一示范电价执行起来更为简单，但核定也更为困难。因为不同项目的辐照条件、技术路线不同，经济性也就明显不同，统一电价无法做到对每一个项目绝对公平。一事一议原则可以充分考虑各个项目的实际情况，保证项目在保本基础上拥有合理盈利水平。但该方案的缺陷在于，各开发商会不自觉地对比各个项目的电价额度，现阶段也难有充分理由为每个项目确定足够合理的电价。同时，这也可能滋生权力寻租。

    此外，还有业内人士对本报记者表示，“可以尝试分期电价政策，或按装机量出台电价政策，直到实现平价上网为止。”

    据多位行业人士的观点，政府部门采取“一事一议”的原则来定示范项目的电价的可能性很大。“从理论上来讲，这也是当前技术公示期内比较合理的方案。”上述人士称。

    高成本是硬伤

    虽然光热发电具有清洁、稳定等诸多优势，但其在国内的产业化进程却步履蹒跚。

    “国内对是否发展这一技术存在不同的声音。”中国可再生能源学会一位不愿具名的专家告诉本报记者，“目前全球光热发电装机量不过几百万千瓦，个人认为，光热发电短期内在中国的前景不甚明朗，第一技术不过关，第二工程造价太高。”

    有业内人士透露，国内首个太阳能商业化光热发电项目——内蒙古鄂尔多斯50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目中标至今仍未获得明显进展。“工程造价太高，0.9399元/千瓦时的中标价肯定难以维系。”上述人士称。

    对于光热发电项目的造价，此前中控工程实践曾估算，“经成本优化，可将光热电站造价控制在15000元/千瓦之内，随着技术进步、产业规模扩大，未来发电成本有望与光伏持平甚至更低。”

    但是，接受本报记者采访的专家均表示，这一目标的实现难度较大。据了解，北京延庆八达岭塔式光热发电示范项目投资巨大，1MW装机的投资总额达1.2亿。2013年7月并网的青海德令哈50兆瓦太阳能光热发电站规划总装机容量50兆瓦，概算总投资也达9.96亿元。

    尽管如此，企业仍对光热发电项目充满信心。据本报记者了解，在此次国家能源局组织召开的座谈会上，包括中广核太阳能公司、金钒能源、中电投集团、大唐新能源等多家已取得光热发电项目路条的开发商相继对示范项目的电价核定提出了意见和建议。有企业人士乐观预计，今年年中，光热发电示范工程核定及配套示范项目电价政策将有望出台，届时将引发我国光热发电产业发展的小高潮。