光热发电方兴未艾

太阳能光伏发电曾经风光一时，而今陷入产能过剩的泥淖，为数不少的光伏企业在逆境中艰难度日，有些或将面临倒闭的风险。与此同时，曾经默默无闻的光热发电渐渐进入人们的视线，作为太阳能的另一利用形式，其能否为光伏发电的“寒冬”带来一抹春光？

光热发电优势渐显

太阳能光热发电是一种可集中规模化发电的清洁能源利用方式。它将太阳的直射光聚焦采集，通过加热水或者其他介质，将太阳能转化为热能，然后利用与传统的热力循环相同的过程，即形成高压高温的水蒸气来推动汽轮机发电机组工作，最终将热能转化为电能。

与光伏发电相比，光热发电的特点和优势在于：通过热储存技术，能够提供稳定的电力，具备调频、调峰能力，对电网冲击很小；系统效率高，发电成本低；可以与传统热电站结合，形成联合发电模式；规模效益显著；避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，成本及污染度降低等。

近日在北京举行的中国国际清洁能源博览会（CEEC）吸引了众多光热企业的目光。展会期间，浙江中控太阳能技术有限公司市场副总监张宇在接受《中国对外贸易》记者采访时说，“光伏是不稳定的能源，受太阳光影响较大。相比而言，光热发电有蓄能性，是把光转化为热，热再转化为电，输出的电能相对稳定。同时，光热发电可以带动玻璃、建筑、机电等十几个相关常规产业的发展，蕴含很多机会。”

目前，光热发电在全球范围内也日益受到重视，技术也日渐成熟。近日，全球领先的行业研究机构SBI Energy的最新报告称，长期以来受压制的聚光光热（CSP）发电技术将在2012年及未来5年内再度爆发。到2011年年底，全球公共事业级CSP电站安装量为2GW，2012年另有2.5GW-3.5GW聚光光热电站将投入运营。

CSP发电技术主要有以下四种：槽式、塔式、碟式和菲涅尔式聚光热发电。目前，全球93%的CSP电站利用的是槽式聚光热发电技术。随着塔式聚光热发电技术的逐渐普及，到2015年槽式聚光热发电技术所占市场份额预计将降至70%。

据悉，CSP技术还可与传统化石燃料电站相配合，以满足白天的电力需求，降低风机规模或满足监管要求。融合了太阳能和传统燃料的混合电站是 向偏远地区输送电力的最佳方式，适合在全球很多地方推广利用，具备成本优势。

投资者聚焦“光热”

太阳能光热产业作为战略性新兴产业，市场潜力开始凸显。2011年6月，国家发改委颁布实施的《产业结构调整指导目录》中，太阳能光热发电被放在鼓励类新增新能源门类的首要位置。到2020年，全国太阳光能热发电总容量计划将达到2000兆瓦。同时在国家电力“十二五”规划中，明确指出“十二五”期间，将在甘肃、宁夏、新疆、内蒙古选择条件适合的地区建设太阳能热发电示范电站。

国际能源经济协会(IAEE)公布的资料显示，2010年全球累计安装光热机组面积为2.46亿平方米，其中中国占64%，2010年全球新增装机量3300万平方米，中国占新增量的80%，2011年仍呈现上升态势。

与此同时，光热产业也吸引了众多投资者的目光。在目前光伏电池板等产品产能严重过剩的情况下，投资界对其避之唯恐不及，着力寻找新的产业增长点，光热产业适时出现了。

分析人士认为，光热发电有望成为投资热点，其在技术上有很大的改善空间，其发展需要资金支持，实现技术突破。此外，太阳能热发电技术有多种技术发展方向，不像光伏发电那样投资过于集中。因此，光热发电技术将有一定的市场空间。

去年1月20日，内蒙古鄂尔多斯50兆瓦槽式太阳能光热发电项目开标。这是我国首个光热发电特权招标项目，标志着我国光热发电朝商业化迈出了重要一步。各大电力集团也开始聚焦光热发电项目。

不仅如此，天威集团、航空动力、金晶科技、华仪电气等公司也将目光瞄准了光热发电，都已经在光热发电系统研发和项目建设，或光热发电相关核心材料和设备制造上布局。

发展“瓶颈”待解

国际上，太阳能集热发电已经完全经过了试验阶段，正开始进入大规模商业运行阶段。与目前国外已有数十万千瓦建设运行的光热电站相比，国内光热发电仍处于兆瓦级示范阶段。业内人士认为，技术、成本和政策是限制国内光热发电发展的三大“瓶颈”。

“目前，光热发电造价过高，技术不完善等问题仍待解决。国内热发电起步较晚，目前仍在起步阶段。”张宇对记者说。

虽起步较晚，国内企业正着力加强自主研发，实现技术升级。浙江中控开发了完全自主知识产权的模块化太阳能塔式热发电系统解决方案，已经掌握太阳能聚光、光热转换、高效蓄热和系统集成等方面的核心技术。目前，其塔式热发电技术的精度、能力都达到一定的水准，在能源转化效率方面，峰值已达到23%，平均为17-18%。其位于青海省德令哈市的50MW塔式热发电示范项目工程预计年底投产、并网发电。

成本方面，目前光热发电价格还较高，高于其他可再生能源发电形式。然而，CSP与常规化石能源在热力发电上原理相同，电能质量优良，可直接无障碍并网。同时，可储能、可调峰，实现连续发电。更重要的是，光热发电在热发电环节与火电相同，CSP更适合建造大型电站项目，可通过规模效应实现成本迅速下降。

国际能源署（IEA）预测，到2015年全球CSP累计装机将达24.5GW，五年复合增速为90%，到2020年上网电价有望降至10美分/千瓦时以下。

科技部“高效规模化太阳能热发电的基础研究”项目首席科学家黄湘在接受媒体采访时表示，光热发电产业实现大规模商业化后，上网电价将有较大幅度下降，并逐步接近现行风电标杆电价。考虑到光热发电的储热能力及负荷输出特性，其成本优势将会体现出来。

据悉，按照科技部的规划，2011年底将验收1兆瓦实验电站及研究基地。技术可行性得到证实之后，将逐步在2015年建设10兆瓦-100兆瓦示范电站；2020年建成荒漠地区100兆瓦-1000兆瓦商业实用电站；预计2020年后，光热发电开始规模化建设。

另外，政策方面，有专家表示，尽管总体政策扶持力度很大，但还没有实质性细则，如强制购电和补贴等扶持政策。若这些不确定因素不消除，国内供应链企业有可能去迎合国外市场配置资源。

“作为企业，在光热产业的起步阶段，我们希望国家尽快出台相关的扶持政策，特别是电价方面的优惠政策，之后通过产业规模化来逐步大幅降低光热发电的电价。”张宇表示，“光热发电的发展有一个过程，这与其他新能源的起步历程一致。我相信太阳能热发电将成为未来新能源的主导发电产业。”