发挥我国与亚洲及世界其他国家强大的互补性，加强光伏区域合作，抓住全球新能源转型的机遇，更多地走出去，在一带一路建设框架推进下，把能源基础设施建设作为重要内容。

也就是说，在经历初期的混乱之后，随着产品多元化、客户多元化，在产品和消费者的互动中，市场机制开始发挥作用，并推动市场生态获得了新的演变和进化，低价低质的产品便再也难以统占市场。对于光伏市场而言，一时的混乱或也并非完全是坏事，但如何实现健康、可持续的发展，以避免劣币驱逐良币的现象长期存在，却是我们必须要时时警惕的事。

一个企业也好，一个行业也罢，一时的热闹或者寂寞，并不能说明什么，只有走得远、活得久，才是王道。作为绿色产业的光伏，难道就只有依靠贴身肉搏的价格战才能向前发展吗?笔者不禁陷入了思考之中。但我们需要反思的是，为什么每一条新的出路最终都会越走越窄?似乎，我们已经习惯了这样一种循环，总是在费了很大劲儿趟出一个新方向后，很快就在各路人马拼死拼活挤独木桥式的竞争中，造成市场大乱，然后谁也玩不下去。在笔者参加的一次培训课上，老师用一线两极思维来批评某些企业经营行为。从宏观的角度来看，无论是国家的补贴政策，还是电力改革，以及即将全面启动的碳交易市场，都显示出政府在优化清洁发展机制方面的思路非常清晰。

但是，当我们所有的注意力都被价格这一因素左右时，原本看起来很完善的市场机制，却逐步偏离了最初的设计意图，而演变成越便宜越好这样一种单线条导向。当下的光伏市场，是否也陷入了这样一种一线两极思维中了呢?特别是在目前这种市场价格出现断崖式跳水的阶段，光伏项目的招标者们，也许应该尝试着跳出价格这条线，去看看还有什么是被忽略了的但却至关重要的维度。通常情况下，通过熔盐储热，相比使用热油，可以提高储热的温度、容量和效率。

建立这种以技术为背景的机构，在面对当地特有的条件时，例如中国西部地区，可以提供合适的应对解决方案，当然通过国际合作的方式也可以提供因地制宜的解决办法。例如，在光热电厂产生的高温热能可以驱动制氢生产过程中的化学转化。对此，Giaconia认为，光热发电技术的发展非常快，当前还无法预测未来哪种技术更具有吸引力，但可以预测的是，两种技术将并存发展，并通过有效匹配实现最高利用效率。光热发电市场已经从兴起迈入到了成长阶段，如今在世界不同地区都已经有大型光热电站建成，这是光热技术走向成熟的标志。

这些是使光热发电在能源市场上拥有越来越多的吸引力和竞争力关键，也是当前工程研究和开发的重点。而线性聚光系统，都是模块化技术，通常使用400℃的热油作为热传输流体。

中国巨大的市场份额无疑对全球范围内光热技术的发展产生了深远、重要的驱动力。光热技术走向成熟中国市场是巨大驱动力据Crescenzi介绍，目前全球范围内已经有许多大型光热电厂，总装机容量数字庞大。高成本是当前全球光热电站发展共同面临的问题，有人认为减少未来全球光热发电成本主要取决于中国的努力，Crescenzi对此观点表示认同，并指出中国上网电价的推出必将加快光热技术在世界范围内的突破：一方面产量将大幅提高，另一方面安装成本也会降低。此外，光热技术也代表了可再生能源对建设电网友好型能源系统的积极回应──通过热储存技术来储存太阳能，以实现按需供应能源。

意大利国家新技术、能源和可再生经济发展研究所能源技术部研究员AlbertoGiaconia指出，在光热电厂产生的高温热能可以直接满足几个工业过程中完全或部分所需能量，取代燃烧传统燃料，可以大幅减少温室气体排放，并且节省燃料。当前塔式光热发电允许产生高达550~600℃的热度，因此适合高效率发电。光热和光伏两种技术并存发展有助能源市场稳定与光伏发电相比，光热发电最大优势在于储能。据了解，针对光热发电的四种技术形式(槽式、塔式、菲涅尔式、碟式)，Crescenzi认为，光热发电技术并非是最好的技术，但是每种技术都会有一些特定的功能，更适用于某个特定的方案，例如工厂的位置、规模、土地可用性、环境约束等。

意大利能源研究所专家对此表示，光热市场成长很快，得益于政府的激励政策，截至目前，全球可再生能源技术几乎实现了电网平价，这当然也包括光热产业。意大利能源研究所的研究结果显示，碟式光热发电非常适合分布式、小规模发电，但是不能和长时间蓄能系统相结合;所以碟式光热发电在产能输出方面可以和太阳能系统竞争。

图为菲涅尔式光热发电系统。近日，本报记者就光热产业发展对意大利能源研究所(ENEA)两位专家TommasoCrescenzi和AlbertoGiaconia进行了采访，国际合作是支柱因地制宜是关键9月1日到2日，中国光热产业终于迎来了期待已久的标杆上网电价，这被誉为具有里程碑和划时代的意义。

图片来源：CSP2016年被许多业内人士看作是我国光热发展的启动元年，光热发电在热储能技术的支持下，通过将聚光集热与传统热电技术结合，实现了打破光照条件、日照时间等限制的目标，不仅可以作为基础电源、热源，还可以参与调峰。但只依赖一种技术的政策风险非常大，所以需要两种技术同时发展，以便拥有替代选择。Giaconia强调，很显然，光伏发电和光热发电，是为了目标最大化利用太阳能而做出的两个选择国家能源局公布的信息显示，今年一季度全国弃光限电量约19亿千瓦时，超过了去年全年的40%，问题最严重的新疆，弃光率高达52%。同时，6月30日大限过去后，光伏抢装潮偃旗息鼓，光伏组件价格出现了剧烈下降，也是发改委考虑扩大下调幅度的原因之一。不过，林伯强认为，出于稳定市场的考虑，2017年的降幅不会扩大到10%以上。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对财新记者介绍，由于电力行业整体产能过剩，光伏发电的竞争更加激烈，最近几次项目招标的价格都出现了明显下调。不过，和风电一并给出2016年和2018年两次调价幅度不同，《通知》给未来光伏电价的调整留下了弹性空间，只是说2017年以后的价格另行制定。

值得注意的是，目前化石能源价格较低，可再生能源发电受到明显冲击。2016年一类、二类资源区的光伏发电上网标杆电价每千瓦时分别降低0.1元和0.07元，资源条件相对较差的三类资源区仅降低0.02元。

此前彭博社援引知情人士的表态称，中国发改委正在考虑在2017年扩大部分地区光伏电价的下调幅度，将第三类资源区的光伏电站标杆上网电价从2016年的每千瓦时0.98元下调至约0.85元，下调幅度从原定的约2%，加大至约13%。国家发改委相关部门负责人9月28日告诉记者，最近几次竞价结果发映出这一情况，但扩大到多少，具体细节才刚刚开始研究。

新能源技术进步导致发电成本下降很快，适当扩大新能源上网电价降幅是有必要的。国家发改委在2015年底发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，明确提出实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策不过，和风电一并给出2016年和2018年两次调价幅度不同，《通知》给未来光伏电价的调整留下了弹性空间，只是说2017年以后的价格另行制定。值得注意的是，目前化石能源价格较低，可再生能源发电受到明显冲击。

国家发改委在2015年底发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，明确提出实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。同时，6月30日大限过去后，光伏抢装潮偃旗息鼓，光伏组件价格出现了剧烈下降，也是发改委考虑扩大下调幅度的原因之一。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对财新记者介绍，由于电力行业整体产能过剩，光伏发电的竞争更加激烈，最近几次项目招标的价格都出现了明显下调。2016年一类、二类资源区的光伏发电上网标杆电价每千瓦时分别降低0.1元和0.07元，资源条件相对较差的三类资源区仅降低0.02元。

国家发改委相关部门负责人9月28日告诉记者，最近几次竞价结果发映出这一情况，但扩大到多少，具体细节才刚刚开始研究。此前彭博社援引知情人士的表态称，中国发改委正在考虑在2017年扩大部分地区光伏电价的下调幅度，将第三类资源区的光伏电站标杆上网电价从2016年的每千瓦时0.98元下调至约0.85元，下调幅度从原定的约2%，加大至约13%。

国家能源局公布的信息显示，今年一季度全国弃光限电量约19亿千瓦时，超过了去年全年的40%，问题最严重的新疆，弃光率高达52%。不过，林伯强认为，出于稳定市场的考虑，2017年的降幅不会扩大到10%以上。新能源技术进步导致发电成本下降很快，适当扩大新能源上网电价降幅是有必要的太阳能量密度低、占地大是光热发电的显著特点，土地优惠措施至关重要。

那么，这4小时是出于怎样的界定呢?它只是表明光热发电示范工程需配备相当的储能容量。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。

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。虽然大多数企业申报电价为1.2元/千瓦时左右，但面对最终出台的价格，专家普遍认为，企业放弃示范项目的几率不大。

因此，国家规定标杆上网电价的截止期是有道理的。电价设定截止期必要且公平在1.15元/千瓦时的电价下，业界如何化解尚处于示范阶段光热的风险呢?除了练好内功外，企业也可从《通知》中获得支持：鼓励地方相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进太阳能热发电产业发展。