太陽能光熱發電進入成長期

深圳陽能科技啟動安裝世界首臺24小時不問斷聚光儲能式光熱發電機組，憑借出色的技術和成本控制，一舉將人類利用太陽能光熱發電的歷史向前推動了一大步，“這臺光熱發電機組徹底邁過了市場化的門檻，現在就等著投資進入，大規模的光熱發電時代即將到來”，一位業內人士激動說。繼水電、風電、核電、光伏發電等投資熱潮之后，近兩年光熱發電漸漸升溫，進入投資者和戰略決策者的視野。由于光熱發電彌補了光伏、風電、地熱等新能源不穩定、不連續的等缺陷，許多國家在未來能源規劃中將其定位為電力的基礎負荷。歐盟計劃在未來10年內投資4000億歐元，在中東及北非地區建立一系列并網的太陽能熱發電站，來滿足歐洲15％的電力需求以及電站所在地的部分電力需求。

國內對光熱項目更為看重。《可再生能源中長期發展規劃》指出，“十一五”期間，在甘肅敦煌和西藏拉薩建設大型并網型太陽能光伏電站示范項目，在內蒙古、甘肅、新疆等地建設太陽能熱發電示范項目。到2020年，全國太陽能光伏電站總容量達到2000兆瓦，太陽能熱發電總容量也將達到2000兆瓦。973（國家重點基礎研究計劃）中國電氣協會副理事長黃湘估算，到2020年，中國光熱發電市場規模可達22．5萬億至3O萬億元，熱發電總量可占全年總發電量的30％-40％。

相比與光伏、地熱等方式，光熱具有低成本、零污染、穩定性和連續性強等優勢，最適合并網發電，多年前就有中國企業已經開始著手對光熱發電的技術研究，相比與光伏世界加工廠的尷尬定位，光熱發電技術率先在國內取得突破，業內多年期待的這一時刻終于到來，光熱發電的優勢將展現的淋漓盡致，整個光熱產業即將進人爆發期。

這一時刻終于隨著深圳陽能科技的光熱發電機組正式安裝而到來，與專家對光熱的期盼一樣，這臺光熱發電機組成本更低、穩定性更強、污染性更小，特備是深圳陽能科技擁有全部的知識技術產權，其實際效果甚至超過了專家的預期。按照專家的測評，這臺發電機組的原理和模式已經完全具有了大規模并網發電的基礎，另一位專家強調，“國內對這項重大技術研究也沒有幾年，這么快就取得突破有些出乎我的意料，但社會的需要促使這項技術加快成熟也在必然。但不管怎么樣，世界都將由此進入光熱時代”。

2020年光熱發電將進入大發展期

電力規劃設計總院副院長孫銳曾表示，“十三五”期間是為我國光熱發電產業打基礎的時期，2020年-2030年這十年才是光熱發電的大發展時期。隨著產業鏈貫通、規模化發展、成本大幅下降，未來，光熱發電將有條件逐步擔當基礎電力負荷的新能源，成為我國新能源發展的“重頭戲”。

正是為進一步推動光熱發電產業快速發展，探索切實可行的路徑，為2020年之后的光熱大發展奠定基礎，在青海省海西州政府、青海省德令哈市政府的大力支持下，以“聚焦清潔能源高地，打造世界光熱之都”為主題，以“科學落實發展規劃”為目的，2017第二屆中國·德令哈光熱大會將于9月22-23日在青海省德令哈市海西會議中心召開。

根據《太陽能發展“十三五”規劃》明確提出，到2020年太陽能光熱發電裝機目標達到500萬千瓦。機構預計，建成太陽能光熱發電項目500萬千瓦，市場規模達到1500億元。

但業內人士表示，“十三五”是光熱發展的關鍵時期，基本任務是產業升級、降本增效，實現不依賴于國家補貼的市場化自我持續發展之路。不過，光熱發電產業化目前仍面臨資源不足、初始投資成本居高不下以及運營經驗缺乏等諸多挑戰。而對于處在發展初級階段的光熱發電行業來說，技術創新是推動其發展的重要途徑，也是降成本的重要舉措。

光熱發電技術應用

與火電廠聯合發電，這種運行方式將成為光熱發電的一個重要發展趨勢。光熱發電與光伏發電形成互補效應，建設光熱+光伏的綜合電站。在同一個發電區域內平衡光熱和光伏之間的電力生產和輸送，可消除光伏的間歇性問題，這兩大技術的結合從總體上可有效降低整體系統的發電成本。美國的新月沙丘項目則是光熱&光伏全集成的項目，該電站向需要全天候電能供給的礦業供電。建立分布式發電系統，這種發電系統有助于解決偏遠山區的供電問題，蝶式發電系統最適合，但由于其發電技術還不成熟，因此多采用槽式發電系統。太陽能中高溫熱利用。太陽能熱發電站的聚光鏡場，可以用來產生蒸汽供工業應用，比如用于海水淡化、紡織行業、化工和稠油開采等，國內已有部分示范項目。海南樂東、臨高有太陽能海水淡化的示范項目，廣東番禺有太陽能中溫產生蒸汽供紡織廠用的示范，新疆克拉瑪依太陽能預熱天然氣蒸汽鍋爐用于稠油開采等。

未來幾年，光熱成本有望進一步下降，發展潛力將會繼續增大。在一個行業剛起步的時候，成本高是不可避免的，光伏剛起步的時候也是近40元一瓦。國際上來看光熱發電電價已經降到15美分，美國將降到6美分左右。而光熱示范工程電價為1.09～1.4元/瓦左右，再加上未來投資成本下行驅動因素包括電站規模化和核心部件國產化等，如果后續大面積鋪開，造價有望不斷下降。根據綠色和平組織預測，到2050年的光熱發電成本將降至1.6萬元/千瓦，降幅可達40%。另外，光熱發電由于具備儲能優勢，是未來新能源發展的重要方向。根據IEA和ESTELA預測，到2030年，光熱將滿足全球6%的電力需求，到2050年該比例將上升至12%。光熱將逐步和光伏一樣，成為主要的清潔能源，未來10～15年是光熱市場的快速發展期。

光熱發電發展面臨的挑戰和發展路徑

1、技術發展層面

技術發展層面的挑戰主要在兩個方面。

1）國內光熱發電系統集成和運維技術尚需要大型電站長期運行驗證。光熱發電關鍵設備、系統集成、電站運行等技術要求高，雖然近年來我國在集熱、反射鏡、聚光器、儲熱等核心裝備上的技術水平有了長足進步，但萬kW級電站僅有1座有3年連續運行的經驗，對于技術種類多樣化的光熱發電來說，在技術可行性、集成技術適用性和長期運行可靠性方面仍存在潛在風險。

2）依據國內實際需求創新光熱發電技術是必然。我國的自然和氣候條件對光熱發電技術提出了不同于國外光熱發電市場地區（美國南部、西班牙、南非、北非等）的要求，如“三北”地區風沙大、溫差大、污染重，聚光系統及其跟蹤部件需要有很強的抗風、防沙、防塵能力，集熱、傳熱和儲能系統需要適應大溫差和溫度的快速變化等。因此，完全照搬國外技術、直接使用國外部件和產品集成、套用國外商業化運行的光熱電站的運行模式，在我國應用可能會遇到較多的問題，可能會使我國的光熱發電發展走彎路。集熱、傳熱、儲熱、系統集成、電站運行技術的創新是必須的。

示范項目推進為我國光熱發電產業提供了自主技術發展和技術進步的契機，制造業必須注重自主技術的創新，基于本土環境和條件研發技術并進行產業鏈建設，一方面要適應我國特殊的條件，更重要的是要避免走國內某些制造業曾經經歷的大量引進技術和生產線、多環節簡單重復、惡性競爭、貿易紛爭不斷的老路，建立真正自主的光熱發電產業。通過示范項目，可積累項目建設運行經驗，驗證國產化設備和材料的可靠性、性能指標，推動形成核心設備自主知識產權，培育系統集成能力，真正掌握核心和關鍵技術。

2、經濟性層面

光熱發電的經濟性和競爭力尚有待提升。隨著技術的進步，光熱發電的成本已實現了較大幅度的下降，國外新投運光熱電站電價水平已從2010年的30～35美分/kWh降低到2015年的15美分/kWh左右，2016年智利招標項目中，光熱發電的投標價更低至6.3美分/kWh；我國光熱發電成本也下降顯著，2010年到2016年降低了近60%。但與其他電源相比，光熱發電成本仍偏高，目前光熱發電電價約是煤電的3.3倍，是風電的2.3倍，是光伏發電的1.3倍。通過培育市場帶動國內產業發展，通過產業發展推動技術進步、規模提升，進而實現成本下降，是光熱發電適宜的發展路徑。

光熱發電成本降低潛力大。許多國際機構對光熱發電成本競爭力有較好預期，主要基于光熱發電設備制造、效率提升及系統集成技術、運行技術方面的進步潛力。IEA預期，2020年前后光熱發電的平準化成本可達10美分/kWh；2025年光熱發電的平準化成本，國際可再生能源機構（IRENA）和美國能源部（USDOE）分別預期達到9美分/kWh和5～7美分/kWh。經過5年左右的培育期，隨著國內光熱制造業成熟，我國光熱發電成本也有望在目前的基礎上降低1/3左右。

3、政策機制層面

在電價政策出臺后，并網消納、金融、土地、稅收等政策對光熱發電發展也至關重要，應結合光熱發電產業自身特點積極爭取。在上述電價文件中，也提出了相應建議，“鼓勵地方相關部門采取稅費減免、財政補貼、綠色信貸、土地優惠等措施，多措并舉促進光熱發電產業發展”。

1）在稅收方面，目前國家對大部分可再生能源實行增值稅優惠政策，如風電享受增值稅50%即征即退，農林廢棄物發電和垃圾發電等增值稅100%即征即退，光伏發電在2013～2018年也享受增值稅50%即征即退等。初步測算，光熱發電如享受增值稅50%即征即退，可降低電價需求約6分/kWh。

2）金融政策方面，對于光熱發電示范項目，可考慮爭取專門的貸款安排。初步測算，利率降1%，可降低電價需求約6分/kWh。

3）用地政策方面，土地能否利用及合適的征地費和使用費標準對光熱發電市場持續發展十分重要。可借鑒并申請與光伏發電同等的土地政策，即利用荒漠土地且不涉及專用，不占用土地年度計劃指標，考慮采用劃撥或租賃的形式獲得用地。

光熱發電發展趨勢

1、需求和優勢

光熱發電是戰略性的可再生能源技術，雖然當前尚有前述的一些技術、產業和經濟性問題需要解決，但發展光熱發電并不存在不可逾越的障礙。相對于其他電源，光熱發電具有如下獨特的優勢。

1）大規模發展光熱發電有助于推動可再生能源的整體發展和電力供應結構轉型。我國政府提出要推動能源生產和消費革命，發展可再生能源是不可或缺的途徑之一。2015年底我國風電和光伏發電并網裝機容量分別達到1.29億kW和4318萬kW，80%以上容量為西部、北部大基地集中開發。但由于光伏和風電難以存儲，已呈現出嚴重的限制出力問題，部分地區的限電比例超過40%。而光熱發電可通過技術可行、成本相對低廉的儲熱裝置實現按電力調度需求發電，既可作為基礎支撐電源，也具備較為靈活的調峰能力。大規模開發光熱發電可緩解西部和北部的風電、光伏限制出力情況，并共同組成清潔發電系統，大幅提高可再生能源在電源結構中的比例。

2）發展光熱發電對經濟和相關產業的拉動作用顯著。光伏和光熱發電的產業鏈均很長，但與光伏產業鏈不同的是，光熱發電產業鏈的絕大部分環節為傳統制造業，如太陽集熱島所需的大量鋼材、玻璃、水泥、鍍膜、儲熱材料等，1個5萬kW裝機配4～8h儲熱的光熱發電系統，需要鋼材、玻璃、混凝土都在萬噸級，發展光熱發電可適度緩解我國鋼鐵、玻璃、水泥等產能過剩問題；此外，汽輪機、發電機也是我國的傳統優勢產業，光熱發電系統集成、運行控制則有潛力成為新興產業。因此，光熱發電不僅是提供一種清潔能源供應方案，更為重要的是，其可拉動經濟和多項傳統、新興產業的發展。

2、潛力和前景展望

光熱發電發展潛力巨大。我國太陽能資源豐富，從資源支撐角度，大型光熱發電項目的建設需要考慮到自然資源條件及當地基礎設施建設條件，主要有太陽能法向直射輻射、地形和土地、水資源和建設地區電網基礎設施等。根據中科院電工所對國內集中式光熱發電開發潛力評估，我國太陽能直接輻射資源不低于5kWh/（m2·d）的光熱開發潛力為160億kW，其中不低于7kWh/（m2·d）的光熱開發潛力為14億kW；此外，東中部地區還有光熱資源較為豐富、適于建設分布式熱電聯產的廣闊區域。

光熱發電市場面廣，未來發展可著眼于兩大類市場：一方面是建設配備儲能裝置的大規模光熱電站，以及建設光熱天然氣聯合電站、光熱煤電聯合電站、20萬kW及以下煤電機組改造光熱電站等；另一方面是光熱發電的分布式應用，包括在海島、偏遠地區利用光熱發電實現供電、供熱和海水淡化，在有工業用熱需求的地區推廣建設光熱熱電聯產、光熱工業蒸汽等。

“十三五”光熱發電規劃目標尚未正式公布，當前討論中的目標為2020年裝機達到500萬kW，這一目標是導向性目標，體現國家發展光熱發電的決心和方向。從中長期發展角度，我國政府已提出2030年非化石能源占一次能源比例達到20%的目標。初步測算，要實現這一目標，屆時風電、太陽能發電均需要達到4～5億kW裝機的水平，光熱發電貢獻度將取決于未來5年內的技術成熟度、產業規模和經濟競爭力。