新能源“接力棒”

光伏发电、风力发电受挫的坏消息，并不影响人类对新能源追求和探索的脚步。如今，光热发电又拿下了接力棒

巍峨的群山、皲裂的黄土、奔腾的黄河、苍茫的草原、浩瀚的沙漠……印象中的大西北，神奇的自然景观与原生态的民族风情交相辉映。如今，置身其中，还能观察到类似的场景：在铁路、高速公路两旁，新能源公司的广告牌竞相绽放；高压电线网络也密集排列，纵横交错。它们出现前，西北诸省已踏上了大开发的征途，并将能源向东部源源不断地输送。

这样的情景始于五年前。在地方政府政绩与唯GDP主义的推动下，风力发电与光伏发电都曾上演过狂飙突进。受益于此，金风科技、华锐风电、无锡尚德、江西塞维等一批企业骤然名声大震。现在，因为市场受挫、银根收紧、持续亏损等原因，光伏电站搁置、风机停止转动又成为常态，而质量隐患相继浮出水面，又促使业界开始唱空并反思当初的冲动之举。

接踵而至的坏消息，并不影响人类对新能源追求和探索的脚步。现在，光热发电又拿下了接力棒。虽然其能否破除悲剧命运的魔咒尚未可知，但政策指引无疑先让产业界吃下了定心丸。今年6月，国家发改委颁布实施了《产业结构调整指导目录》，在鼓励新增的新能源门类中，光热发电被放在了首位。更有消息称，即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》中，光热发电目标为2015年装机达100万kW，在2020年达300万kW。

在国际上，太阳能热发电也被视为最有前景的解决未来能源问题的可再生能源发电技术途径，并将之视为未来的主力能源。按权威机构欧洲能源中心的预测，在2050年，光热发电在能源构成中占20%～30%的比例，而到2100年，这一比例将会达到60%～70%。

有了儿时用放大镜点燃火柴的记忆，自然很容易理解光热发电的技术原理。光热发电是利用太阳能集热器，通过聚集太阳能加热工质，通过工质产生水蒸汽，推动汽轮机发电。目前，主流的光热发电形式有槽式、塔式，碟式（或盘式）三种系统。

然而，同属太阳能大类，光热与光伏为何际遇两然？与太阳能光伏发电相比，太阳能热发电光电转化效率高，寿命长，且更加安全可靠，电网也更乐于接受。因为太阳能、风力不稳定，光伏发电和风力发电的波动较大，造成供需不一致。需要用电时，可能没有风或太阳，其应用就受到限制。所以电网对风电、光伏发电往往没有完全接纳。在电网中，两者只能占较小的比例，否则可能对其安全性、可靠性带来挑战。

而光热发电在将光转化成热的过程中，可以将多余的太阳能以热量的形式蓄积起来，在需要的时候，再输送热量发电。而光伏发电和风力发电是直接把可再生能源变成电能，没有中间的蓄热过程，需要即发即用，或者只能用蓄电池储能，而蓄电池成本较高，寿命较短。

同时，煤电对化石燃料依赖严重且并不环保；水电也受到诸多诟病；核电安全问题已经历历在目；风电不稳定因素太多了，其对电网的安全性带来考验；光伏发电也存在很多争议，在提炼多晶硅过程中就存在高耗能、高污染问题。综合比较，光热发电利好更多。

北京工业大学吴玉庭研究员指出，太阳能还有量的优势。他对各种可再生能源进行量的比较后发现，“如果把太阳能的量比作一个杯子，那么生物质能、风能就是一个杯子底，地热能更少。而每个国家都有太阳能，只要世界上的沙漠利用1/100，就可以满足全世界的能源需求。”

技术遇冷

其实，集合了众多利好的光热发电技术算不上什么新发现，该技术存在已久。1950年，原苏联设计了世界上第一座太阳能塔式电站，建造了一个小型试验装置。上世纪70年代，太阳能电池价格高，效率较低，相对而言，太阳热发电效率较高，技术比较成熟，因此，当时许多工业发达国家都将太阳热发电作为重点，投资兴建了一批试验性太阳能热发电站。

据不完全统计，从1981～1991年，全世界建造的太阳能热发电站（500kW以上）约有20余座，发电功率最大达80MW。按太阳能采集方式划分，太阳能热发电站主要有塔式、槽式和盘式三类。这些电站基本上都是试验性的。例如，日本按照阳光计划建造的一座1MW塔式电站，一座1MW槽式电站，完成了试验工作后即停止运行。美国10MW太阳1号塔式电站，进行一段时间试验运行后及时进行技术总结，很快将它改建为太阳2号电站。

上世纪80年代中期，人们对建成的光热发电站进行技术总结后认为，虽然光热发电在技术上可行，但投资过大，且降低造价十分困难，所以各国都改变了原来的计划，使光热发电站的建设逐渐冷落下来。而当时石油价格偏低，又从侧面抑制了变革的冲动。例如，美国原计划在1983～1995年建成5～10万kW和10～30万kW太阳能热电站，结果都没有实现。

正当人们怀疑太阳能热发电的时候，美国和以色列联合组成的路兹太阳能热发电国际有限公司，自1980年开始进行光热发电技术研究，主要开发槽式太阳能热发电系统，5年后奇迹般地进入商品化阶段。该公司从1985年至1991年在美国加州沙漠建成9座槽式太阳能热电站，总装机容量353.8MW。电站的投资由1号电站的5976美元/kW，降到8号电站的3011美元/kW，发电成本从每kW/h的26.5美分降到8.9美分。该公司满怀信心，计划到2000年，在加州建成装机容量达800MW槽式太阳能热发电站，发电成本降到每kW/h为5～6美分。

遗憾的是，1991年因路兹公司破产而使计划中断。路丝热电站的成功实践表明，不能简单地否定太阳能热发电技术，而应继续进行研究开发，不断完善，使其早日实现商业化。为此，以色列、德国和美国几家公司进行合作，继续推动太阳能热发电的发展，他们计划在美国内华达州建造两座80MW槽式太阳能热电站，两座100MW太阳能与燃气轮机联合循环电站，在西班牙和摩洛哥分别建造135MW和18MW太阳能热发电站各一座。

在中国，光热发电技术起步较晚。除了受科技管理机构的偏颇认知影响外，该领域还受到经费和技术条件的限制，前期开展的研发工作较少。只在“六五”期间建立了一套功率为lkW的太阳能塔式热发电模拟装置和一套功率为lkW的平板式太阳能低热发电模拟装置。吴玉庭告诉记者，当时，尽管有学者多次谏言发展光热发电技术，但时任科技部官员却将美国1991年之后光热发电技术的停滞总结为该项技术的没落，不愿意支持其发展。

产业冰融

当学者将已有充分论证的材料递交到时任科技部相关司局后，后者又通过对欧美发达国家的成熟技术进行考察，最终才恍然大悟。当时间来到2006年，中国政府决策层对光热发电的“成见”，也逐渐随着化石能源短缺与环境污染及气候变化压力的提升而改变。

这一年，中国才立了一个比较大的光热发电项目，即由中科院电工所牵头，在八达岭延庆投资建设一个1MW的光热发电示范项目。“这个电站做得很慢，现在还在调试，能够发电还需半年到一年时间。”吴玉庭说。因此，直到目前，中国还没有一个真正的光热电站建成。

2011年1月20日，位于内蒙古鄂尔多斯的50MW太阳能光热发电特许权示范项目开标，作为国内当前最大的太阳能热发电项目，该项目被寄望正式开启中国光热发电之门。在此后不到十个月的时间里，各地就有近400MW的电站项目相继启动。业内人士预计，2012年光热发电市场规模至少在300MW，甚至可能达到1000MW，由此按照每kW3万元左右的投资成本推算，届时将形成超过100亿元投资总量。

据了解，以国电、大唐、华电、华能、中电投这五大电力集团为首的发电企业，都成立了专门的研究团队涉足光热发电，而且在青海、宁夏等地一些项目已经进入实质性的前期准备阶段。其中最引人瞩目的是，大唐在内蒙古鄂尔多斯，中电投在青海格尔木、华电在甘肃金塔、中广核在青海德令哈、国电在新疆、华能在都开始运作不同规模的光热发电。

10月12日，宁夏盐池哈纳斯投资的亚洲首座槽式太阳能―燃气联合循环（ISCC）发电站近期破土动工。其实，自2010年4月以来，哈纳斯就组织了数十位国内外光热领域的专家，对光热发电进行了充分的调研、技术论证和经济性分析。同时，其还联合华北电力设计院、西门子等公司共同就项目建设的关键环节和重要问题，进行了多次充分的交流和协商。

除了电力巨头外，设备制造商并没有闲着，他们也在开始加紧部署。据了解，中海阳新能源电力股份有限公司在成都投资的光热发电设备生产基地，由今年4月份启动至今，一期工程项目投资将由原计划的5亿元追加到10亿元，而原计划满足800MW光热电站建设需求的规划产能，也将翻一番，满足1500MW～2000MW电站建设的市场需求。

据中海阳董事长薛黎明判断，随着设备的国产化、技术的准备、发电的电价以及业主的资金相继到位，到2012年下半年国内光热发电项目才会进入实质性的开工阶段，且在青海、新疆、内蒙古、宁夏等西北地区，会有几个单体规模在50MW以上的大项目开工。

此外，皇明、力诺、中航通用等企业也纷纷加快了产业链布局。今年7月，皇明成功向西班牙输出长达27000米的太阳能热发电核心部件――镀膜钢管。这些核心部件将被用于西班牙建设的一座30MW菲涅尔式太阳能热发电站。该电站预计年底安装完成，明年初实现并网发电。据相关人士透露，从2008年开始，皇明公司就向德国诺瓦蒂公司供应了镀膜钢管，用于建立世界上首个商业菲涅尔式太阳能热发电示范站。

桎梏犹存

不为人知的是，在内蒙古鄂尔多斯的50MW太阳能光热发电特许权示范项目开标临门一脚，众多企业却打起了退堂鼓。据了解，尽管有11家企业购买了标书，但最后只有三家企业参与投标，分别是国电电力发展股份有限公司、中国大唐集团新能源股份有限公司、中广核太阳能开发有限公司。根据标书规定，投标的企业不得少于三家。此次招标险些流产。最终参与竞标的都是央企，更多企业认为该示范项目并非一笔“划算的买卖”。

直至10月中旬，该项目仍未动工，目前还处于设计阶段。“由于目前内蒙地区已经上冻，估计今年内开不了工。项目近期才通过发改委的核准，开工没有那么快，之所以过程拉得比较长是因为项目单体规模大，同时又是国内第一个项目，而且关键设备没有达到国产化水平，成本降不下来，所以节奏控制得比较稳。”业内知情人士告诉媒体。

项目进展缓慢，成本过高是始作俑者。据悉，该项目总投资规模高达16亿元，每千瓦投资成本高达3万元，是目前光伏发电项目投资成本的近3倍。而且，该项目招标时每度0.93元的中标价格，被业界称为赔本赚吆喝。对此，作为联合中标企业皇明的一位相关负责人向媒体坦言，作为核心部件供应商，对国内第一个特许权招标项目确实做出了让步，企业毫无利润可言，甚至要承担一定的亏损。而在业内人士看来，即使考虑国产化程度可以降低成本的因素，国内的光热发电电价也应该在每度2元左右。

吴玉庭指出，“光热发电从实验室到商业化存在断层。”的确，国内虽然有厂家在对光热发电系统的关键设备在进行研发，但只是在实验室中获得突破了，市场量产还有待时日。除了技术设备上的问题，光热发电产业的商业化还面临着相关产业配套建设不足的缺陷。

他还指出，尽管我国光热发电产业商业化示范项目已开始起步，但对企业来说，过去的技术研发都是针对单个器件，最大的缺陷在于没有系统集成的太阳能光热发电项目经验。“由于太阳能热发电的成本还高于常规电站，因此太阳能热发电技术的推动，最关键的还是需要政府在政策上的指导和支持。”他说。

最让吴玉庭担心的是，“在中国的普遍现象是，看到某项技术赚钱了，就一哄而上。市场并没有那么大，造成重复建设严重，最后形成恶性竞争，都通过压低价格，技术也没什么进步。能否从国家层面，控制这种情况的发生？根据产业的市场容量，合理适度地发展，不要一下发展太块。光伏发电、风力发电都曾出现过产能过剩的情况。”

对于打造我国太阳能光热产业链，中国科学院电工研究所研究员马胜红认为，需要突破三个瓶颈：“一是需掌握关键零部件技术，并经过商业实践的考核；二是大型发电系统建设和调试国内缺乏经验，需要与国外企业和专家合作；三是目前招标电价过低，希望国家能有扶持政策让企业有积极性，同时对电站选址、规划要有具体的要求，早布局、早测量。”