一、光熱發電技術簡介
光熱發電技術的研發起源於20世紀50年代，基本原理是利用大規模鏡面匯聚太陽光能產生高溫、對導熱工質進行加熱進而驅動汽輪機發電，其區別於光伏發電的突出特徵是通過物理過程而非光伏效應實現光能向電能的轉化。目前光熱發電的主流技術包括塔式、槽式和碟式三種，其中塔式、槽式技術發展相對成熟，已有商業化運營案例。
光熱發電和光伏發電的主要技術特點對比如表1所示。
與光伏發電相比，光熱發電的理論效率更高、規模效應更顯著，其最大優勢一是通過熱介質儲能將具備調峰能力，有望實現全天24小時連續執行，克服光伏發電出力不穩定、週期波動大的缺陷；二是能夠實現熱電綜合利用，通過將熱能分別用於電、水、暖等多種用途，系統整體效率可能達到50%以上。目前光熱技術尚處於商業化初期，單位造價顯著高於光伏技術，未來具有較大的降本增效空間。
二、國內光熱發電行業發展情況
（一）相關政策情況
我國《可再生能源發展“十二五”規劃》和《太陽能發電發展“十二五”規劃》中均對光熱發電行業發展做出了部署，要求加大技術開發和裝備製造力度，並在具備較好資源條件的地區積極推動光熱發電示範專案建設，2015年裝機目標為100萬千瓦；《產業結構調整指導目錄》也已將光熱發電系統製造列入鼓勵類範疇。但與光伏發電相比，當前國內缺乏針對光熱發電行業的專項政策，其中最為關鍵的電價政策尚未出臺。
（二）專案建設情況
三、光熱發電專案的經濟性分析
上網電價對專案收益和償債能力的影響也較為顯著。電價每降低0.05元/千瓦時，專案內部收益率降低約1%。為保證7%的公允收益率，電價至少需達到1.1元/千瓦時。為保證平均償債覆蓋率高於110%，上網電價至少需達到1元/千瓦時。見圖3。
四、行業發展面臨的主要問題
（一）上游產業鏈尚未建立，投資成本仍然較高
光熱發電產業處於發展初期，專案裝機規模較小、數量有限，對裝置和元件的有效需求不足。受限於市場容量，上游裝置製造企業未形成規模化產能，聚光鏡、集熱管、追蹤器等關鍵元件的生產成本居高不下。目前槽式、塔式光熱的單位造價達到晶矽光伏的3―5倍，就成本效益而言其競爭力相對較弱。
（二）商業化專案數量較少，執行效率需要進一步檢驗
當前國內投入運營的兆瓦級以上光熱發電專案屈指可數，執行時間普遍短於3年，尚未形成具備參考價值的長期執行記錄，在不同地區差異性氣候和光照條件下的執行資料則更為欠缺。在執行效率得到充分的實踐檢驗之前，行業投資規模難以擴大。
（三）專項扶持政策未出臺，投資回報存在不確定性
光熱發電的各條技術路線差異程度較大，增加了統一劃定標杆電價的難度。目前“一專案一議”的定價方式效率較低，也使投資者難以對專案的收益和回報做出準確的先期判斷。此外，涉及補貼、併網等關鍵問題的專項扶持政策還未出臺，投資者對於政府未來支援力度的顧慮難以消除。
（四）技術還需繼續完善，儲能有待突破瓶頸
光熱發電技術目前還存在執行效率不穩定、部分元件故障率高等問題，需要依靠技術創新予以改進，亦有賴於持續投入的研發資金支援。其中油質、熔鹽等儲能技術是提升光熱發電系統效率、實現與光伏技術差異化競爭的關鍵所在，但當前受限於成本等因素，實際發展未達到預期水平。 五、銀行融資支援建議
光熱發電當前處於商業化的起步階段，未來有望與光伏發電形成優勢互補的差異化競爭，併成長為推動我國太陽能行業新一輪發展的新興增長點。在歐美髮達國家通過“雙反”持續打壓遏制我國光伏產業的外部環境下，充分發揮銀行的.融資引導作用、支援光熱產業健康成長，對於開闢多元化發展路徑、鞏固我國新能源行業核心競爭力具有積極意義。目前國內銀行對光熱發電專案的融資支援相對有限，既是出於對新技術的審慎態度，也是由於對行業政策的不確定性存有顧慮。從培育融資市場、推動行業發展的角度出發，建議從圖4所示開展工作。
（一）把握政策導向，引導融資支援
電價補貼標準是決定光熱發電專案盈利和償債能力的關鍵引數，有待國家政策予以明確。金融機構應密切關注標杆電價、專項資金、併網保障等行業相關政策出臺情況，在政策導向明晰、外部條件趨於成熟的基礎上逐步開展光熱發電專案開發評審工作。
（二）加強客戶篩選，擇優開展合作
光熱發電屬於資金和技術密集型行業，從防範風險的角度出發，現階段應選擇實力相對雄厚且自身具有一定技術積累的企業作為優先合作物件，一是五大電力、中廣核等電力行業央企，二是中控集團等掌握裝置核心技術的上下游一體化企業。對於主營業務不突出、缺乏太陽能相關行業投資運營經驗的企業，應嚴格限制授信。
（三）扶持重點專案，樹立示範效應
業務起步階段的專案“貴精不貴多”，應著力於提高成功率、樹立示範效應。應結合國家有關部委確定的示範專案清單，選取光照資源條件較好（如青海、寧夏、甘肅等）、技術相對成熟（塔式、槽式）、建設規模適中（10―50兆瓦）、地方政府重視程度較高（如提供額外電價補貼）的專案予以支援，在實踐中逐步探索並完善融資模式。
（四）做實信用結構，嚴格防控風險
考慮到行業起步期的高風險性，信用結構應在傳統光伏專案基礎上進一步加強。一是提高資本金比例，原則上不低於30%（對於央企可適當放寬）；二是除專案自身收費權質押、資產抵押外，要求股東等關聯方提供連帶責任保證擔保，或補充土地使用權、存單等其他抵質押物；三是引入償債準備金等風險緩釋措施。
（五）建立評價機制，落實貸後監管
對於已提供融資支援的專案，應密切關注其建設和運營情況，定期收集發電量、利用小時數等執行資料，保持與借款人的密切溝通，及時瞭解技術、運維等方面存在的問題。針對不同地區、不同技術類別的專案建立資料庫，為後續專案的信貸決策提供支援。
