光熱發電方興未艾

太陽能光伏發電曾經風光一時，而今陷入產能過剩的泥淖，為數不少的光伏企業在逆境中艱難度日，有些或將面臨倒閉的風險。與此同時，曾經默默無聞的光熱發電漸漸進入人們的視線，作為太陽能的另一利用形式，其能否為光伏發電的“寒冬”帶來一抹春光？

光熱發電優勢漸顯

太陽能光熱發電是一種可集中規模化發電的清潔能源利用方式。它將太陽的直射光聚焦采集，通過加熱水或者其他介質，將太陽能轉化為熱能，然后利用與傳統的熱力循環相同的過程，即形成高壓高溫的水蒸氣來推動汽輪機發電機組工作，最終將熱能轉化為電能。

與光伏發電相比，光熱發電的特點和優勢在于：通過熱儲存技術，能夠提供穩定的電力，具備調頻、調峰能力，對電網沖擊很小；系統效率高，發電成本低；可以與傳統熱電站結合，形成聯合發電模式；規模效益顯著；避免了昂貴的硅晶光電轉換工藝，成本及污染度降低等。

近日在北京舉行的中國國際清潔能源博覽會（CEEC）吸引了眾多光熱企業的目光。展會期間，浙江中控太陽能技術有限公司市場副總監張宇在接受《中國對外貿易》記者采訪時說，“光伏是不穩定的能源，受太陽光影響較大。相比而言，光熱發電有蓄能性，是把光轉化為熱，熱再轉化為電，輸出的電能相對穩定。同時，光熱發電可以帶動玻璃、建筑、機電等十幾個相關常規產業的發展，蘊含很多機會。”

目前，光熱發電在全球范圍內也日益受到重視，技術也日漸成熟。近日，全球領先的行業研究機構SBI Energy發布的最新報告稱，長期以來受壓制的聚光光熱（CSP）發電技術將在2012年及未來5年內再度爆發。到2011年年底，全球公共事業級CSP電站安裝量為2GW，2012年另有2.5GW-3.5GW聚光光熱電站將投入運營。

CSP發電技術主要有以下四種：槽式、塔式、碟式和菲涅爾式聚光熱發電。目前，全球93%的CSP電站利用的是槽式聚光熱發電技術。隨著塔式聚光熱發電技術的逐漸普及，到2015年槽式聚光熱發電技術所占市場份額預計將降至70%。

據悉，CSP技術還可與傳統化石燃料電站相配合，以滿足白天的電力需求，降低風機規模或滿足監管要求。融合了太陽能和傳統燃料的混合電站是向偏遠地區輸送電力的最佳方式，適合在全球很多地方推廣利用，具備成本優勢。

投資者聚焦“光熱”

太陽能光熱產業作為戰略性新興產業，市場潛力開始凸顯。2011年6月，國家發改委頒布實施的《產業結構調整指導目錄》中，太陽能光熱發電被放在鼓勵類新增新能源門類的首要位置。到2020年，全國太陽光能熱發電總容量計劃將達到2000兆瓦。同時在國家電力“十二五”規劃中，明確指出“十二五”期間，將在甘肅、寧夏、新疆、內蒙古選擇條件適合的地區建設太陽能熱發電示范電站。

國際能源經濟協會(IAEE)公布的資料顯示，2010年全球累計安裝光熱機組面積為2.46億平方米，其中中國占64%，2010年全球新增裝機量3300萬平方米，中國占新增量的80%，2011年仍呈現上升態勢。

與此同時，光熱產業也吸引了眾多投資者的目光。在目前光伏電池板等產品產能嚴重過剩的情況下，投資界對其避之唯恐不及，著力尋找新的產業增長點，光熱產業適時出現了。

分析人士認為，光熱發電有望成為投資熱點，其在技術上有很大的改善空間，其發展需要資金支持，實現技術突破。此外，太陽能熱發電技術有多種技術發展方向，不像光伏發電那樣投資過于集中。因此，光熱發電技術將有一定的市場空間。

去年1月20日，內蒙古鄂爾多斯50兆瓦槽式太陽能光熱發電項目開標。這是我國首個光熱發電特權招標項目，標志著我國光熱發電朝商業化邁出了重要一步。各大電力集團也開始聚焦光熱發電項目。

不僅如此，天威集團、航空動力、金晶科技、華儀電氣等公司也將目光瞄準了光熱發電，都已經在光熱發電系統研發和項目建設，或光熱發電相關核心材料和設備制造上布局。

發展“瓶頸”待解

國際上，太陽能集熱發電已經完全經過了試驗階段，正開始進入大規模商業運行階段。與目前國外已有數十萬千瓦建設運行的光熱電站相比，國內光熱發電仍處于兆瓦級示范階段。業內人士認為，技術、成本和政策是限制國內光熱發電發展的三大“瓶頸”。

“目前，光熱發電造價過高，技術不完善等問題仍待解決。國內熱發電起步較晚，目前仍在起步階段。”張宇對記者說。

雖起步較晚，國內企業正著力加強自主研發，實現技術升級。浙江中控開發了完全自主知識產權的模塊化太陽能塔式熱發電系統解決方案，已經掌握太陽能聚光、光熱轉換、高效蓄熱和系統集成等方面的核心技術。目前，其塔式熱發電技術的精度、能力都達到一定的水準，在能源轉化效率方面，峰值已達到23%，平均為17-18%。其位于青海省德令哈市的50MW塔式熱發電示范項目工程預計年底投產、并網發電。

成本方面，目前光熱發電價格還較高，高于其他可再生能源發電形式。然而，CSP與常規化石能源在熱力發電上原理相同，電能質量優良，可直接無障礙并網。同時，可儲能、可調峰，實現連續發電。更重要的是，光熱發電在熱發電環節與火電相同，CSP更適合建造大型電站項目，可通過規模效應實現成本迅速下降。

國際能源署（IEA）預測，到2015年全球CSP累計裝機將達24.5GW，五年復合增速為90%，到2020年上網電價有望降至10美分/千瓦時以下。

科技部“高效規模化太陽能熱發電的基礎研究”項目首席科學家黃湘在接受媒體采訪時表示，光熱發電產業實現大規模商業化后，上網電價將有較大幅度下降，并逐步接近現行風電標桿電價。考慮到光熱發電的儲熱能力及負荷輸出特性，其成本優勢將會體現出來。

據悉，按照科技部的規劃，2011年底將驗收1兆瓦實驗電站及研究基地。技術可行性得到證實之后，將逐步在2015年建設10兆瓦-100兆瓦示范電站；2020年建成荒漠地區100兆瓦-1000兆瓦商業實用電站；預計2020年后，光熱發電開始規模化建設。

另外，政策方面，有專家表示，盡管總體政策扶持力度很大，但還沒有實質性細則，如強制購電和補貼等扶持政策。若這些不確定因素不消除，國內供應鏈企業有可能去迎合國外市場配置資源。

“作為企業，在光熱產業的起步階段，我們希望國家盡快出臺相關的扶持政策，特別是電價方面的優惠政策，之后通過產業規模化來逐步大幅降低光熱發電的電價。”張宇表示，“光熱發電的發展有一個過程，這與其他新能源的起步歷程一致。我相信太陽能熱發電將成為未來新能源的主導發電產業。”