新能源“接力棒”

光伏發電、風力發電受挫的壞消息，并不影響人類對新能源追求和探索的腳步。如今，光熱發電又拿下了接力棒

巍峨的群山、皸裂的黃土、奔騰的黃河、蒼茫的草原、浩瀚的沙漠……印象中的大西北，神奇的自然景觀與原生態的民族風情交相輝映。如今，置身其中，還能觀察到類似的場景：在鐵路、高速公路兩旁，新能源公司的廣告牌競相綻放；高壓電線網絡也密集排列，縱橫交錯。它們出現前，西北諸省已踏上了大開發的征途，并將能源向東部源源不斷地輸送。

這樣的情景始于五年前。在地方政府政績與唯GDP主義的推動下，風力發電與光伏發電都曾上演過狂飆突進。受益于此，金風科技、華銳風電、無錫尚德、江西塞維等一批企業驟然名聲大震。現在，因為市場受挫、銀根收緊、持續虧損等原因，光伏電站擱置、風機停止轉動又成為常態，而質量隱患相繼浮出水面，又促使業界開始唱空并反思當初的沖動之舉。

接踵而至的壞消息，并不影響人類對新能源追求和探索的腳步。現在，光熱發電又拿下了接力棒。雖然其能否破除悲劇命運的魔咒尚未可知，但政策指引無疑先讓產業界吃下了定心丸。今年6月，國家發改委頒布實施了《產業結構調整指導目錄》，在鼓勵新增的新能源門類中，光熱發電被放在了首位。更有消息稱，即將出臺的《可再生能源發展“十二五”規劃》中，光熱發電目標為2015年裝機達100萬kW，在2020年達300萬kW。

在國際上，太陽能熱發電也被視為最有前景的解決未來能源問題的可再生能源發電技術途徑，并將之視為未來的主力能源。按權威機構歐洲能源中心的預測，在2050年，光熱發電在能源構成中占20%～30%的比例，而到2100年，這一比例將會達到60%～70%。

有了兒時用放大鏡點燃火柴的記憶，自然很容易理解光熱發電的技術原理。光熱發電是利用太陽能集熱器，通過聚集太陽能加熱工質，通過工質產生水蒸汽，推動汽輪機發電。目前，主流的光熱發電形式有槽式、塔式，碟式（或盤式）三種系統。

然而，同屬太陽能大類，光熱與光伏為何際遇兩然？與太陽能光伏發電相比，太陽能熱發電光電轉化效率高，壽命長，且更加安全可靠，電網也更樂于接受。因為太陽能、風力不穩定，光伏發電和風力發電的波動較大，造成供需不一致。需要用電時，可能沒有風或太陽，其應用就受到限制。所以電網對風電、光伏發電往往沒有完全接納。在電網中，兩者只能占較小的比例，否則可能對其安全性、可靠性帶來挑戰。

而光熱發電在將光轉化成熱的過程中，可以將多余的太陽能以熱量的形式蓄積起來，在需要的時候，再輸送熱量發電。而光伏發電和風力發電是直接把可再生能源變成電能，沒有中間的蓄熱過程，需要即發即用，或者只能用蓄電池儲能，而蓄電池成本較高，壽命較短。

同時，煤電對化石燃料依賴嚴重且并不環保；水電也受到諸多詬病；核電安全問題已經歷歷在目；風電不穩定因素太多了，其對電網的安全性帶來考驗；光伏發電也存在很多爭議，在提煉多晶硅過程中就存在高耗能、高污染問題。綜合比較，光熱發電利好更多。

北京工業大學吳玉庭研究員指出，太陽能還有量的優勢。他對各種可再生能源進行量的比較后發現，“如果把太陽能的量比作一個杯子，那么生物質能、風能就是一個杯子底，地熱能更少。而每個國家都有太陽能，只要世界上的沙漠利用1/100，就可以滿足全世界的能源需求。”

技術遇冷

其實，集合了眾多利好的光熱發電技術算不上什么新發現，該技術存在已久。1950年，原蘇聯設計了世界上第一座太陽能塔式電站，建造了一個小型試驗裝置。上世紀70年代，太陽能電池價格高，效率較低，相對而言，太陽熱發電效率較高，技術比較成熟，因此，當時許多工業發達國家都將太陽熱發電作為重點，投資興建了一批試驗性太陽能熱發電站。

據不完全統計，從1981～1991年，全世界建造的太陽能熱發電站（500kW以上）約有20余座，發電功率最大達80MW。按太陽能采集方式劃分，太陽能熱發電站主要有塔式、槽式和盤式三類。這些電站基本上都是試驗性的。例如，日本按照陽光計劃建造的一座1MW塔式電站，一座1MW槽式電站，完成了試驗工作后即停止運行。美國10MW太陽1號塔式電站，進行一段時間試驗運行后及時進行技術總結，很快將它改建為太陽2號電站。

上世紀80年代中期，人們對建成的光熱發電站進行技術總結后認為，雖然光熱發電在技術上可行，但投資過大，且降低造價十分困難，所以各國都改變了原來的計劃，使光熱發電站的建設逐漸冷落下來。而當時石油價格偏低，又從側面抑制了變革的沖動。例如，美國原計劃在1983～1995年建成5～10萬kW和10～30萬kW太陽能熱電站，結果都沒有實現。

正當人們懷疑太陽能熱發電的時候，美國和以色列聯合組成的路茲太陽能熱發電國際有限公司，自1980年開始進行光熱發電技術研究，主要開發槽式太陽能熱發電系統，5年后奇跡般地進入商品化階段。該公司從1985年至1991年在美國加州沙漠建成9座槽式太陽能熱電站，總裝機容量353.8MW。電站的投資由1號電站的5976美元/kW，降到8號電站的3011美元/kW，發電成本從每kW/h的26.5美分降到8.9美分。該公司滿懷信心，計劃到2000年，在加州建成裝機容量達800MW槽式太陽能熱發電站，發電成本降到每kW/h為5～6美分。

遺憾的是，1991年因路茲公司破產而使計劃中斷。路絲熱電站的成功實踐表明，不能簡單地否定太陽能熱發電技術，而應繼續進行研究開發，不斷完善，使其早日實現商業化。為此，以色列、德國和美國幾家公司進行合作，繼續推動太陽能熱發電的發展，他們計劃在美國內華達州建造兩座80MW槽式太陽能熱電站，兩座100MW太陽能與燃氣輪機聯合循環電站，在西班牙和摩洛哥分別建造135MW和18MW太陽能熱發電站各一座。

在中國，光熱發電技術起步較晚。除了受科技管理機構的偏頗認知影響外，該領域還受到經費和技術條件的限制，前期開展的研發工作較少。只在“六五”期間建立了一套功率為lkW的太陽能塔式熱發電模擬裝置和一套功率為lkW的平板式太陽能低熱發電模擬裝置。吳玉庭告訴記者，當時，盡管有學者多次諫言發展光熱發電技術，但時任科技部官員卻將美國1991年之后光熱發電技術的停滯總結為該項技術的沒落，不愿意支持其發展。

產業冰融

當學者將已有充分論證的材料遞交到時任科技部相關司局后，后者又通過對歐美發達國家的成熟技術進行考察，最終才恍然大悟。當時間來到2006年，中國政府決策層對光熱發電的“成見”，也逐漸隨著化石能源短缺與環境污染及氣候變化壓力的提升而改變。

這一年，中國才立了一個比較大的光熱發電項目，即由中科院電工所牽頭，在八達嶺延慶投資建設一個1MW的光熱發電示范項目。“這個電站做得很慢，現在還在調試，能夠發電還需半年到一年時間。”吳玉庭說。因此，直到目前，中國還沒有一個真正的光熱電站建成。

2011年1月20日，位于內蒙古鄂爾多斯的50MW太陽能光熱發電特許權示范項目開標，作為國內當前最大的太陽能熱發電項目，該項目被寄望正式開啟中國光熱發電之門。在此后不到十個月的時間里，各地就有近400MW的電站項目相繼啟動。業內人士預計，2012年光熱發電市場規模至少在300MW，甚至可能達到1000MW，由此按照每kW3萬元左右的投資成本推算，屆時將形成超過100億元投資總量。

據了解，以國電、大唐、華電、華能、中電投這五大電力集團為首的發電企業，都成立了專門的研究團隊涉足光熱發電，而且在青海、寧夏等地一些項目已經進入實質性的前期準備階段。其中最引人矚目的是，大唐在內蒙古鄂爾多斯，中電投在青海格爾木、華電在甘肅金塔、中廣核在青海德令哈、國電在新疆、華能在西藏都開始運作不同規模的光熱發電。

10月12日，寧夏鹽池哈納斯投資的亞洲首座槽式太陽能—燃氣聯合循環（ISCC）發電站近期破土動工。其實，自2010年4月以來，哈納斯就組織了數十位國內外光熱領域的專家，對光熱發電進行了充分的調研、技術論證和經濟性分析。同時，其還聯合華北電力設計院、西門子等公司共同就項目建設的關鍵環節和重要問題，進行了多次充分的交流和協商。

除了電力巨頭外，設備制造商并沒有閑著，他們也在開始加緊部署。據了解，中海陽新能源電力股份有限公司在成都投資的光熱發電設備生產基地，由今年4月份啟動至今，一期工程項目投資將由原計劃的5億元追加到10億元，而原計劃滿足800MW光熱電站建設需求的規劃產能，也將翻一番，滿足1500MW～2000MW電站建設的市場需求。

據中海陽董事長薛黎明判斷，隨著設備的國產化、技術的準備、發電的電價以及業主的資金相繼到位，到2012年下半年國內光熱發電項目才會進入實質性的開工階段，且在青海、新疆、內蒙古、寧夏等西北地區，會有幾個單體規模在50MW以上的大項目開工。

此外，皇明、力諾、中航通用等企業也紛紛加快了產業鏈布局。今年7月，皇明成功向西班牙輸出長達27000米的太陽能熱發電核心部件——鍍膜鋼管。這些核心部件將被用于西班牙建設的一座30MW菲涅爾式太陽能熱發電站。該電站預計年底安裝完成，明年初實現并網發電。據相關人士透露，從2008年開始，皇明公司就向德國諾瓦蒂公司供應了鍍膜鋼管，用于建立世界上首個商業菲涅爾式太陽能熱發電示范站。

桎梏猶存

不為人知的是，在內蒙古鄂爾多斯的50MW太陽能光熱發電特許權示范項目開標臨門一腳，眾多企業卻打起了退堂鼓。據了解，盡管有11家企業購買了標書，但最后只有三家企業參與投標，分別是國電電力發展股份有限公司、中國大唐集團新能源股份有限公司、中廣核太陽能開發有限公司。根據標書規定，投標的企業不得少于三家。此次招標險些流產。最終參與競標的都是央企，更多企業認為該示范項目并非一筆“劃算的買賣”。

直至10月中旬，該項目仍未動工，目前還處于設計階段。“由于目前內蒙地區已經上凍，估計今年內開不了工。項目近期才通過發改委的核準，開工沒有那么快，之所以過程拉得比較長是因為項目單體規模大，同時又是國內第一個項目，而且關鍵設備沒有達到國產化水平，成本降不下來，所以節奏控制得比較穩。”業內知情人士告訴媒體。

項目進展緩慢，成本過高是始作俑者。據悉，該項目總投資規模高達16億元，每千瓦投資成本高達3萬元，是目前光伏發電項目投資成本的近3倍。而且，該項目招標時每度0.93元的中標價格，被業界稱為賠本賺吆喝。對此，作為聯合中標企業皇明的一位相關負責人向媒體坦言，作為核心部件供應商，對國內第一個特許權招標項目確實做出了讓步，企業毫無利潤可言，甚至要承擔一定的虧損。而在業內人士看來，即使考慮國產化程度可以降低成本的因素，國內的光熱發電電價也應該在每度2元左右。

吳玉庭指出，“光熱發電從實驗室到商業化存在斷層。”的確，國內雖然有廠家在對光熱發電系統的關鍵設備在進行研發，但只是在實驗室中獲得突破了，市場量產還有待時日。除了技術設備上的問題，光熱發電產業的商業化還面臨著相關產業配套建設不足的缺陷。

他還指出，盡管我國光熱發電產業商業化示范項目已開始起步，但對企業來說，過去的技術研發都是針對單個器件，最大的缺陷在于沒有系統集成的太陽能光熱發電項目經驗。“由于太陽能熱發電的成本還高于常規電站，因此太陽能熱發電技術的推動，最關鍵的還是需要政府在政策上的指導和支持。”他說。

最讓吳玉庭擔心的是，“在中國的普遍現象是，看到某項技術賺錢了，就一哄而上。市場并沒有那么大，造成重復建設嚴重，最后形成惡性競爭，都通過壓低價格，技術也沒什么進步。能否從國家層面，控制這種情況的發生？根據產業的市場容量，合理適度地發展，不要一下發展太塊。光伏發電、風力發電都曾出現過產能過剩的情況。”

對于打造我國太陽能光熱產業鏈，中國科學院電工研究所研究員馬勝紅認為，需要突破三個瓶頸：“一是需掌握關鍵零部件技術，并經過商業實踐的考核；二是大型發電系統建設和調試國內缺乏經驗，需要與國外企業和專家合作；三是目前招標電價過低，希望國家能有扶持政策讓企業有積極性，同時對電站選址、規劃要有具體的要求，早布局、早測量。”