中國儲能網(wǎng)訊：在應對全球氣候變暖的背景下，大力發(fā)展可再生能源以替代化石能源已成為眾多國家能源轉(zhuǎn)型的趨勢。在當前眾多備選的可再生能源中，太陽能無疑是未來世界最理想的能源之一，在各國中長期能源戰(zhàn)略中占有重要地位。
太陽能熱發(fā)電（以下簡稱光熱）以其與電網(wǎng)匹配性好、光電轉(zhuǎn)化率高、連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電和調(diào)峰發(fā)電的能力較強、發(fā)電設備生產(chǎn)過程綠色、環(huán)保，不產(chǎn)生有毒物質(zhì)等特點受到人們的高度關注。根據(jù)專業(yè)機構(gòu)的測試，在整個生命周期中，光熱發(fā)電每千瓦時二氧化碳排放量的中位數(shù)僅有18克，遠低于光伏的110克，是真正的清潔能源。光熱具備較為經(jīng)濟的可儲熱性和可補燃性，兼具光伏（清潔能源）和火電（電網(wǎng)親和性）的優(yōu)勢，是我國新能源戰(zhàn)略的必然選擇。
一、國際太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀與特點
（一）全球投運光熱電站裝機近5GW，西班牙、美國領跑
從上世紀50年代光熱發(fā)電技術誕生至今，全球太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了多個發(fā)展階段。當前全球太陽能熱發(fā)電市場呈現(xiàn)出西班牙、美國裝機總量領跑，新興市場裝機開始釋放，整個產(chǎn)業(yè)全球范圍蓬勃發(fā)展的局面。盡管不同來源數(shù)據(jù)略有出入，但粗略算來，截至2015年12月底，全球已建成投運的光熱電站已接近5GW。
全球太陽能熱發(fā)電累計裝機容量（2006～2015年）
國際可再生能源署（IRENA）統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2015年12月底，西班牙在運光熱電站總裝機容量為2300MW，占全球總裝機容量近一半，位居世界第一；美國總裝機量為1777MW，位列世界第二；兩者合計光熱裝機超過4GW，約占全球光熱裝機的88％。其后是印度、南非、阿聯(lián)酋、阿爾及利亞、摩洛哥等國。
各國在運太陽能光熱發(fā)電站裝機容量（截至2015年12月）
（二）新興市場國家光熱發(fā)展迅速，裝機增長超過西、美
2015年，全球太陽能熱發(fā)電新增裝機容量主要來自于摩洛哥、南非和美國，來自新興市場的裝機增長首次超過西班牙和美國兩大傳統(tǒng)市場。
根據(jù)國際能源署太陽能熱發(fā)電和熱化學組織（SolarPACES）統(tǒng)計，截至2016年2月底，全球在建太陽能光熱發(fā)電站裝機容量約1．4GW。其中摩洛哥在建裝機容量最高，達350MW，包括裝機200MW的NOORII槽式光熱電站和裝機150MW的NOORIII塔式光熱電站。中國近幾年也開始發(fā)展光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)，在建裝機容量位居第二位，為300MW（與國內(nèi)統(tǒng)計數(shù)據(jù)略有出入）。印度在建項目的裝機容量達278MW，位居第三位，其后是南非、以色列、智利等國。
各國在建太陽能光熱發(fā)電站裝機容量（截至2016年2月）
（三）槽式發(fā)電占比最多，塔式發(fā)電前景看好
當前太陽能熱發(fā)電按照太陽能采集方式主要可劃分為槽式發(fā)電、塔式發(fā)電、菲涅爾式發(fā)電和蝶式發(fā)電。
據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2016年2月，在全球建成和在建的太陽能光熱發(fā)電站中，槽式電站數(shù)量最多，約占建成和在建光熱電站總數(shù)的80％，塔式電站占比超過11％，菲涅爾式電站占比不足9％。
各種太陽能熱發(fā)電技術裝機容量和發(fā)電量統(tǒng)計（粗略統(tǒng)計，截至2016年2月）
由于塔式光熱發(fā)電系統(tǒng)綜合效率高，更適合于大規(guī)模、大容量商業(yè)化應用，在規(guī)劃建設的光熱電站項目中，塔式所占的比例已經(jīng)超出了槽式技術。綜合判斷，未來塔式光熱發(fā)電技術可能是光熱發(fā)電的主要技術流派。
二、國內(nèi)太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀與特點
（一）我國光熱發(fā)電尚處于系統(tǒng)示范階段
與國外光熱發(fā)電技術在材料、設計、工藝及理論方面長達50多年的研究相比，我國太陽能光熱發(fā)電起步相對較晚，直到20世紀70年代才開始一些基礎研究。截至2015年底，我國光熱裝機規(guī)模約18MW，其中純發(fā)電項目總裝機約為15MW，除了中控德令哈10MW塔式電站有商業(yè)化規(guī)模以外，其它均為小型的示范和實驗性項目。
2013年7月16日，青海中控德令哈50MW塔式太陽能熱發(fā)電站一期10MW工程順利并入青海電網(wǎng)發(fā)電，標志著我國自主研發(fā)的太陽能光熱發(fā)電技術向商業(yè)化運行邁出了堅實步伐，填補了我國沒有太陽能光熱電站并網(wǎng)發(fā)電的空白。
（二）民營資本積極，浙江中控、首航節(jié)能領跑，中央企業(yè)后來居上
從當前參與投資建設的主體看，民營企業(yè)領跑我國光熱發(fā)電市場，成為推動光熱產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主力軍。浙江中控太陽能以自有資金投資建設了10MW水工質(zhì)塔式電站于2013年7月并網(wǎng)運營（現(xiàn)已完成熔鹽改造）；首航節(jié)能用自有資金投資建設了亞洲第一座可24小時發(fā)電的10MW熔鹽塔式電站，累計在光熱發(fā)電領域的投資已近10億元；其它如中海陽、天瑞星、濱海光熱等都用自有資金投入多年。
2014年，國家發(fā)改委核準了我國首個光熱發(fā)電示范項目電價，即中控德令哈10MW電站的電價為1．2元／kWh，這吸引了更多企業(yè)和資本開始關注并陸續(xù)進入光熱發(fā)電行業(yè)，更多項目投資商開始規(guī)劃投建光熱電站，對光熱發(fā)電行業(yè)的發(fā)展起到了很好的促進作用。2015年9月，國家能源局發(fā)布《國家能源局關于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設的通知》，中國光熱發(fā)電示范項目建設啟動，中核、華能、大唐、華電、國電、國家電投、神華、中節(jié)能、中信等中央企業(yè)均有項目申報并入選，占據(jù)了入選的20個項目的半壁江山；民營企業(yè)中，中控、首航、中海陽、兆陽光熱、大成、博昱等光熱企業(yè)參與；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上報。中央企業(yè)的加入，更加堅定了對行業(yè)發(fā)展的信心。
（三）建設成本相對較低，90％以上設備可實現(xiàn)國產(chǎn)化
由于材料、人工、土建等成本低，據(jù)有關預測，同等條件下國外的光熱電站建設成本要比中國企業(yè)參與的情況下高30％。國內(nèi)建設成本相對較低的優(yōu)勢也為我國建造大規(guī)模太陽能光熱電站創(chuàng)造了有利條件。
2014年，國家能源局委托電力規(guī)劃設計總院、中科院電工所及其它部門聯(lián)合對國內(nèi)光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)進行了調(diào)研。從調(diào)研的結(jié)果來看，全國光熱發(fā)電裝備的國產(chǎn)化率已經(jīng)達到90％以上，一些部件具備了商業(yè)生產(chǎn)條件，太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈逐步形成，具備了在國內(nèi)大規(guī)模推廣的基礎。
（四）示范項目和標桿上網(wǎng)電價重磅出臺，光熱發(fā)電開啟歷史轉(zhuǎn)折
2016年9月2日，國家發(fā)改委公布標桿上網(wǎng)電價為1．15元／kWh（含稅）；9月13日，國家能源局發(fā)布《關于建設太陽能熱發(fā)電示范項目的通知》，共20個項目入選國內(nèi)首批光熱發(fā)電示范項目名單，總裝機容量1349MW。根據(jù)最新的國家能源局《太陽能利用“十三五”發(fā)展規(guī)劃（征求意見稿）》，“十三五”光熱裝機規(guī)模到2020年完成10GW。按當前光熱電站建設每瓦30元的造價水平，短期1GW示范項目對應300億元投資市場規(guī)模，而到2020年的10GW目標對應的總市場容量接近3000億元?？紤]造價成本的降低因素，空間也可超千億元，我國光熱發(fā)電已經(jīng)開啟新的歷史轉(zhuǎn)折。
按照IEA預測，中國光熱發(fā)電市場到2030年將達到29GW裝機，到2040年翻至88GW裝機，到2050年將達到118GW裝機，成為全球繼美國、中東、印度、非洲之后的第四大市場。以此推算，未來中國光熱市場有望撬動一萬億級資金。
三、太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的經(jīng)驗與教訓
（一）光熱產(chǎn)業(yè)初期發(fā)展需倚重政策扶持
相對于火電、水電、光伏等發(fā)電形式，目前光熱電站投資成本很高，單位千瓦投資成本在4000～8000美元，具體取決于項目所在地太陽能輻照資源和容量系數(shù)，而容量系數(shù)又取決于儲能系統(tǒng)規(guī)模、太陽能場規(guī)模。據(jù)我國內(nèi)蒙古鄂爾多斯的50MW槽式太陽能光熱發(fā)電特許權示范項目的工程報告顯示，該項目單位造價為2．6萬元／kW，幾乎是光伏發(fā)電造價的3倍，是火電的4倍。
鑒于前期投入大，發(fā)電成本高的特點，光熱產(chǎn)業(yè)在發(fā)展初期離不開國家的各項扶持政策，政策與光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期的電站融資情況息息相關。政策支持力度越大，光熱發(fā)電項目的融資問題越好解決。
以美國為例，得益于美國能源部推行的貸款擔保計劃和ITC，美國的多個大規(guī)模光熱電站得以順利開工建設。貸款擔保計劃支持的光熱電站項目包括當時世界上最大的塔式電站、最大的太陽能儲熱電站和最大的槽式電站。這些項目的建設加速了光熱發(fā)電成本下降，為光熱電站開發(fā)積累了經(jīng)驗，并為此后開工建設的光熱電站提供更快速、更高效的開發(fā)方案。盡管隨后貸款擔保計劃由于某些項目債務無法追回而被迫中止，使美國光熱電站開發(fā)商不得不從其他渠道尋求項目融資，如通過ITC獲得支持等。但已被支持的大規(guī)模電站運行后，光熱電站的優(yōu)勢正在逐漸被證明，這無疑為光熱行業(yè)未來發(fā)展起到了良好的示范作用。
（二）光熱發(fā)電全面產(chǎn)業(yè)化需破解成本難題
政策扶持的意義在于為培養(yǎng)光熱產(chǎn)業(yè)生存能力和競爭力保駕護航，如果政策扶持未能促進光熱發(fā)電技術進步和成本持續(xù)下跌，那么光熱產(chǎn)業(yè)很難擺脫對政府依賴，更難以獲得長足發(fā)展。以西班牙、美國為例，西班牙是采用固定FIT機制推動光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，由于政府難以承受與日俱增的電力赤字，2012年西班牙取消了對新建光熱電站的電價補貼，同時要求征收7％能源稅，直接導致光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)遭遇斷崖式危機。ITC政策是美國支持太陽能發(fā)展的核心政策，投資太陽能發(fā)電可享受最高相當于其投資額30％的聯(lián)邦稅收減免。美國的目標是到2020年光熱發(fā)電能夠?qū)崿F(xiàn)無補貼上網(wǎng)，度電成本（LCOE）下降至6美分／kWh。2015年，美國帶儲熱的光熱項目度電成本已被削減至13美分／kWh。
（三）光熱市場健康發(fā)展需發(fā)揮市場競爭機制
在光熱項目開發(fā)過程中，選擇最佳運營商，優(yōu)化資源配置，形成富有競爭性的市場機制，才能賦予行業(yè)最大的降本動力，才能賦予發(fā)電成本更大的下降空間。近年來，新興市場在發(fā)展太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)時大多都采用了競爭性項目投標制，即根據(jù)中標電價的高低來決定各個項目最終的上網(wǎng)電價。競爭性投標帶來競爭加劇，隨之帶來更低的LCOE和更優(yōu)惠的融資支持，這無疑會驅(qū)動光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)進一步發(fā)展。
以南非為例，隨著技術進步和越來越多的廠商加入競爭，南非光熱項目的中標電價呈逐步下降的趨勢。第一輪光熱發(fā)電項目平均中標電價為22美分／kWh，第二輪光熱發(fā)電項目平均中標電價約為21美分／kWh。第三輪招標中，由美國Solar Reserve和沙特ACWA領銜組成的聯(lián)合體獲得了裝機100MW的Redstone塔式光熱發(fā)電項目的開發(fā)權，該項目的投標電價為第一年12．4美分／kWh，剩余合同期內(nèi)收購電價為15美分／kWh，幾乎只是上兩輪光熱發(fā)電項目招標電價的一半。
（四）光熱項目開發(fā)需以光伏為前車之鑒
同樣是得到政策支持的新能源產(chǎn)業(yè)，光伏行業(yè)在過去的十年中經(jīng)歷了大起大落。這種劇烈波動的發(fā)展軌跡，凸顯了國內(nèi)光伏市場開發(fā)培育不足、生產(chǎn)能力過剩、產(chǎn)業(yè)鏈不健全等問題。2011年光伏標桿電價政策出臺后，當年光伏電站裝機容量同比增長超過700％。由此推測，隨著太陽能熱發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的出臺，處在類似發(fā)展階段的光熱行業(yè)在多個政策的推動下也將迎來投資熱潮。此時最應避免出現(xiàn)扎堆過熱現(xiàn)象，此前光伏產(chǎn)業(yè)的產(chǎn)能過剩便是前車之鑒。光熱產(chǎn)業(yè)投資需要結(jié)合地方資源，探索和試驗光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的經(jīng)濟性，謹慎選擇項目和技術路線，開發(fā)優(yōu)質(zhì)光熱資源。同時在產(chǎn)業(yè)上游的投資也同樣如此，防止產(chǎn)業(yè)依賴高額補貼盲目擴張，避免出現(xiàn)產(chǎn)能過?，F(xiàn)象。從政府到業(yè)界都應該從光伏行業(yè)曲折的發(fā)展歷史中吸取教訓，并且將相關的經(jīng)驗應用在光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的培育過程之中。
