日本多晶硅龙头德山(Tokuyama)28日于日股盘后发布新闻稿宣布，决议将马来西亚多晶硅制造/销售子公司Tokuyama Malaysia出售给南韩多晶硅厂商OCI，退出太阳能多晶硅事业。
从西班牙Torresol能源公司开发的装机20MW的Gemasolar光热电站到美国SolaReserve装机110MW的新月沙丘电站，再到Abengoa在智利开发建设的装机110MW的Atacama1电站（与新月沙丘电站配置相似），以及ACWA电力公司在摩洛哥建设的150MW级NoorIII电站，都无一例外地选择了熔盐储热型塔式光热发电技术路线。据统计，目前全球共有17个公用事业规模的光热发电项目在建，其中15个项目都配备了储热系统。
该研究结论表明，对于一个坐落于像西班牙南部塞维利亚等地的100MW级光热电站而言，要获得最高的收益率，则电站的储热时长最好为12个小时，同时太阳倍数要按照2.75来计算。塔式熔盐传储热或将成为主流据一些业内专家介绍，应用熔盐储热系统的塔式光热电站能够在更高温度下运行，该储热系统的安装和操作更简便，换热效率也更高，因此，业界对熔盐储热技术的认可度颇高。根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告显示，槽式光热电站的传热介质若由导热油转换为熔盐，整个槽式光热电站储热系统的安装成本将会减半。9月13日，国家能源局发布了首批光热示范项目名单，共有20个项目入选，其中18个项目都采用了熔盐储热技术。如果需要连续基荷发电，业主则往往会选择较大规模的储热单元和光场。
据了解，使用导热油作为传热流体（HTF）的塔式光热电站的最高运行温度是565摄氏度，相比之下，槽式导热油光热电站的运行温度最高只限于385摄氏度。更高的工作温度带来的将是成本相对更低同时效率更高的储热系统，而这又会很快地转化为收益。因此，国家规定标杆上网电价的截止期是有道理的。
目前，国有企业投资决策要求投资回报率(IRR)大于8%。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。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。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。
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》)。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%。
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。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。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。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。
同样，刘晓冰也表示这将给予投机者一定的警醒作用。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。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。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)。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。
据金建祥测算，若电价为1.1元/千瓦时，IRR为7%。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
当然，并网消纳、金融、土地、税收等对光热发电发展也十分重要，应结合光热发电产业自身特点积极争取。此外还应考虑在电改、推进电力市场化以及创新可再生能源电价补贴机制的新形势下，光热发电发展定位和发展初期政策的明确性和稳定性。近期最重要的是推进光热发电示范项目中国电力报：您一直对光热发电政策有所研究。只要电价在相对合理的范围内，就会有制造企业投入、开发企业投资以及较为先进和相对成熟的项目推出。在应用端，一些光热发电先锋项目的建成，对国内光热发电产业发展将产生重要影响，可为各类光热发电和系统集成、运行技术在中国不同地区适应性进行初步验证，为项目建设探索有益经验，为支持政策制定提供切实支撑，真正带动全产业的起步和发展。就近期看，我国最重要的是推进示范项目，在首批光热发电项目建成运行后，对光热发电未来在具体时间点的发展规模、路径就能有更明确的预期。
二是通过示范，创造一定规模的国内市场，从而带动产业成长，尤其是自主创新技术和装备的产业化。说到光热发电示范项目，其重要意义就在于示范。
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：电价高低对我国光热首批示范项目的影响程度如何?时璟丽：影响程度存在不确定性。
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。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。
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。从国际价格政策看，近几年光热项目电价呈现稳步下降趋势，显示光热产业技术在持续进步。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。一是对国内不同地区、不同应用领域的各类光热电站的适用性进行技术示范，探索适合于不同地区太阳能、水、土地等资源条件以及电力系统特性和需求的光热发电应用模式。
除电价外，其他政策也对示范项目有影响。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。
但就政策支持体系建设来说，电价是这一支持体系的基石性政策。从发展定位看，光热发电是战略性的可再生能源技术，其规模化应用不存在不可逾越的障碍，可以通过技术可行、成本相对低廉的储热系统实现按电力系统需求发电，既可以作为基础支撑电源，也具备一定的灵活调节能力，既可以独立发电，也可以热电联产，还可以直接替代现有煤电机组中供热源，是未来重要的清洁的替代能源。
三是以示范项目解决产业和政策互相等待的问题。在制造端，槽式、塔式、菲涅尔式等技术的主要部件，我国多家企业拥有生产线和具备产能。
从国内环境看，近期国内能源和电力价格处于低位，电力体制改革不断推进，光热电价首先应满足启动和发展国内光热发电市场的需求，其次应考虑与其他电源之间的比价关系、光热发电出力有一定调整能力的作用等。电价是启动光热发电市场、促进产业发展的基石性政策中国电力报：您认为，电价对我国光热发电的重要性到了什么程度?时璟丽：电价或度电补贴政策对可再生能源发电是最重要的促进政策，尤其是在当前光热发电这样一个起步和成长中的产业和市场而言，明确的相对稳定的电价政策是必须的。从光热发电产业自身特点看，除了太阳能资源、土地、工程建设、并网消纳条件外，储能系统、补燃问题、厂用电等在确定电价时也应该审慎考虑五是光热产业的规模化对光热标准的应用提出了更高要求，更为光热发电标准的完善与发展提供了良好契机，总结经验并进一步助推国内光热发电产业标准化的发展。
在光热发电产业发展初期，标准制定尚缺乏统筹规划协调、顶层设计以及工程实践作支撑。受国家主管部门的委托，中国电力企业联合会正在进行太阳能光热发电标准化组织机构的建设。
加强标准制定力度，将有力指导光热发电生产建设实践，保证电站安全稳定运行。记者：2016全国能源工作会议明确提出推动第一批100万千瓦左右规模的光热发电示范项目建设，通过示范项目有力支持光热发电行业的发展。
促进多种形式技术路线的产业化、成熟化，推动太阳能热发电配套产业链发展和市场培育，初步形成具有市场竞争力的太阳能热发电产业链，并形成较为成熟的行业管理体系。将通过顶层设计与组织搭建，构建国内太阳能光热发电标准化体系和路线图，管理和指导相关标准制定工作，为我国太阳能光热发电站及其相关产业的发展打下坚实的技术标准支撑，进而推动太阳能光热发电站技术及其相关产业的健康有序发展。