光热发电技术的研发起源于20世纪50年代，基本原理是利用大规模镜面汇聚太阳光能产生高温、对导热工质进行加热进而驱动汽轮机发电，其区别于光伏发电的突出特征是通过物理过程而非光伏效应实现光能向电能的转化。目前光热发电的主流技术包括塔式、槽式和碟式三种，其中塔式、槽式技术发展相对成熟，已有商业化运营案例。

光热发电和光伏发电的主要技术特点对比如表1所示。

与光伏发电相比，光热发电的理论效率更高、规模效应更显著，其最大优势一是通过热介质储能将具备调峰能力，有望实现全天24小时连续运行，克服光伏发电出力不稳定、周期波动大的缺陷；二是能够实现热电综合利用，通过将热能分别用于电、水、暖等多种用途，系统整体效率可能达到50%以上。目前光热技术尚处于商业化初期，单位造价显著高于光伏技术，未来具有较大的降本增效空间。

（一）相关政策情况

我国《可再生能源发展“十二五”规划》和《太阳能发电发展“十二五”规划》中均对光热发电行业发展做出了部署，要求加大技术开发和装备制造力度，并在具备较好资源条件的地区积极推动光热发电示范项目建设，2015年装机目标为100万千瓦；《产业结构调整指导目录》也已将光热发电系统制造列入鼓励类范畴。但与光伏发电相比，当前国内缺乏针对光热发电行业的专项政策，其中最为关键的电价政策尚未出台。

（二）项目建设情况

上网电价对项目收益和偿债能力的影响也较为显著。电价每降低0.05元/千瓦时，项目内部收益率降低约1%。为保证7%的公允收益率，电价至少需达到1.1元/千瓦时。为保证平均偿债覆盖率高于110%，上网电价至少需达到1元/千瓦时。见图3。

（一）上游产业链尚未建立，投资成本仍然较高

光热发电产业处于发展初期，项目装机规模较小、数量有限，对设备和组件的有效需求不足。受限于市场容量，上游设备制造企业未形成规模化产能，聚光镜、集热管、追踪器等关键组件的生产成本居高不下。目前槽式、塔式光热的单位造价达到晶硅光伏的3―5倍，就成本效益而言其竞争力相对较弱。

（二）商业化项目数量较少，运行效率需要进一步检验

当前国内投入运营的兆瓦级以上光热发电项目屈指可数，运行时间普遍短于3年，尚未形成具备参考价值的长期运行记录，在不同地区差异性气候和光照条件下的运行数据则更为欠缺。在运行效率得到充分的实践检验之前，行业投资规模难以扩大。

（三）专项扶持政策未出台，投资回报存在不确定性

光热发电的各条技术路线差异程度较大，增加了统一划定标杆电价的难度。目前“一项目一议”的定价方式效率较低，也使投资者难以对项目的收益和回报做出准确的先期判断。此外，涉及补贴、并网等关键问题的专项扶持政策还未出台，投资者对于政府未来支持力度的顾虑难以消除。

（四）技术还需继续完善，储能有待突破瓶颈

光热发电技术目前还存在运行效率不稳定、部分组件故障率高等问题，需要依靠技术创新予以改进，亦有赖于持续投入的研发资金支持。其中油质、熔盐等储能技术是提升光热发电系统效率、实现与光伏技术差异化竞争的关键所在，但当前受限于成本等因素，实际发展未达到预期水平。   五、银行融资支持建议

光热发电当前处于商业化的起步阶段，未来有望与光伏发电形成优势互补的差异化竞争，并成长为推动我国太阳能行业新一轮发展的新兴增长点。在欧美发达国家通过“双反”持续打压遏制我国光伏产业的外部环境下，充分发挥银行的.融资引导作用、支持光热产业健康成长，对于开辟多元化发展路径、巩固我国新能源行业核心竞争力具有积极意义。目前国内银行对光热发电项目的融资支持相对有限，既是出于对新技术的审慎态度，也是由于对行业政策的不确定性存有顾虑。从培育融资市场、推动行业发展的角度出发，建议从图4所示开展工作。

（一）把握政策导向，引导融资支持

电价补贴标准是决定光热发电项目盈利和偿债能力的关键参数，有待国家政策予以明确。金融机构应密切关注标杆电价、专项资金、并网保障等行业相关政策出台情况，在政策导向明晰、外部条件趋于成熟的基础上逐步开展光热发电项目开发评审工作。

（二）加强客户筛选，择优开展合作

光热发电属于资金和技术密集型行业，从防范风险的角度出发，现阶段应选择实力相对雄厚且自身具有一定技术积累的企业作为优先合作对象，一是五大电力、中广核等电力行业央企，二是中控集团等掌握设备核心技术的上下游一体化企业。对于主营业务不突出、缺乏太阳能相关行业投资运营经验的企业，应严格限制授信。

（三）扶持重点项目，树立示范效应

业务起步阶段的项目“贵精不贵多”，应着力于提高成功率、树立示范效应。应结合国家有关部委确定的示范项目清单，选取光照资源条件较好（如青海、宁夏、甘肃等）、技术相对成熟（塔式、槽式）、建设规模适中（10―50兆瓦）、地方政府重视程度较高（如提供额外电价补贴）的项目予以支持，在实践中逐步探索并完善融资模式。

（四）做实信用结构，严格防控风险

考虑到行业起步期的高风险性，信用结构应在传统光伏项目基础上进一步加强。一是提高资本金比例，原则上不低于30%（对于央企可适当放宽）；二是除项目自身收费权质押、资产抵押外，要求股东等关联方提供连带责任保证担保，或补充土地使用权、存单等其他抵质押物；三是引入偿债准备金等风险缓释措施。

（五）建立评价机制，落实贷后监管

对于已提供融资支持的项目，应密切关注其建设和运营情况，定期收集发电量、利用小时数等运行数据，保持与借款人的密切沟通，及时了解技术、运维等方面存在的问题。针对不同地区、不同技术类别的项目建立数据库，为后续项目的信贷决策提供支持。

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