国内外太阳能光热发电产业发展现状及趋势

　　从当前参与投资建设的主体看，民营企业领跑我国光热发电市场，成为推动光热产业发展的主力军。浙江中控太阳能以自有资金投资建设了10MW水工质塔式电站于2013年7月并网运营（现已完成熔盐改造）；首航节能用自有资金投资建设了亚洲第一座可24小时发电的10MW熔盐塔式电站，累计在光热发电领域的投资已近10亿元；如中海阳、天瑞星、滨海光热等都用自有资金投入多年。2014年，国家发改委核准了我国首个光热发电示范项目电价，即中控德令哈10MW电站的电价为1.2元/kWh。在此之后，更多企业和资本开始关注并陆续进入光热发电行业，更多项目投资商开始规划投建光热电站。

　　随着2015年9月国家能源局《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》的发布，中国光热发电示范项目建设启动。华能、大唐、华电、国电、国家电投、神华、中节能、中信等中央企业均有项目申报并入选，占据了入选的20个项目的半壁江山；民营企业中，中海阳、中控、兆阳光热、中核龙腾、首航、大成、成都博昱等光热企业和英利等企业参与；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上报。中央企业的加入，更加坚定了对行业发展的信心。

　　随着“十二五”期间光热行业技术和项目经验的积累，目前我国企业已进入光热发电产业链的上下游环节，现阶段国内已基本可全部生产太阳能热发电的关键和主要装备。从调研的结果来看，全国光热发电装备的国产化率已经达到90%以上，一些部件具备了商业生产条件，光热发电产业链逐步形成，具备了在国内大规模推广的基础。

　　由于材料、人工、土建等成本低，据有关预测，同等条件下国外的光热电站建设成本要比中国企业参与的情况下高30%。国内建设成本相对较低的优势也为我国建造大规模太阳能光热电站创造了有利条件。

　　鉴于前期投入大，发电成本高的特点，光热产业在发展初期离不开国家的各项扶持政策。政策与光热发电产业发展初期的电站融资情况息息相关。政策支持力度越大，光热发电项目的融资问题越好解决。自光热发电市场复苏之时开始，一些国家抓住机遇，采取各种激励政策解决光热电站的项目融资难题，促进光热发电的商业化应用，扶持和发展本国光热产业。

　　以美国为例，得益于美国能源部推行的担保计划和ITC，美国的多个大规模光热电站得以顺利开工建设。担保计划支持的光热电站项目包括当时世界上最大的塔式电站、最大的太阳能储热电站和最大的槽式电站。这些项目的建设加速了光热发电成本下降，为光热电站开发积累了经验，并为此后开工建设的光热电站提供更快速、更高效的开发方案。尽管随后担保计划由于某些项目债务无法追回而中止，使得美国光热电站开发商不得不从多种渠道寻求项目融资，如通过ITC获得支持等。但已被支持的大规模电站运行后，光热电站的优势正在逐渐被证明，这无疑为光热行业未来发展起到了良好的示范作用。

　　就全球范围来看，目前光热发电仍然依赖政府推行的各项扶持政策。由于政策及时到位、支持力度大，全球光热发电运行装机容量自市场复苏以来快速增长，到2015年底已接近5吉瓦。

　　相对于火电、水电、光伏等发电形式，目前光热电站投资成本很高，单位千瓦投资成本在4000～8000美元，具体取决于项目所在地太阳能辐照资源和容量系数，而容量系数又取决于储能系统规模、太阳能场规模。据我国内蒙古鄂尔多斯的50MW槽式太阳能光热发电特许权示范项目的工程报告显示，该项目单位造价为2.6万元/kW，几乎是光伏发电造价的3倍，是火电的4倍。

　　尽管政策扶持有助于解决光热电站开发的融资等问题，但长期依赖于政府的政策支持绝非长久之计，在太阳能光热发电产业推向全面产业化之前，一个不得不思考的问题是，如果没有了政策的支持，光热发电产业怎样才能走向自我维系？

　　虽然目前美国对于光热发电仍有各项激励政策，但美国政府的目标是到2020年光热发电能够实现无补贴上网。美国能源部削减太阳能成本的Sunshot计划中规划到2020年将光热项目的度电成本（LCOE）由2010年的21美分/kWh下降至6美分/kWh。在迈向最终每度电6美分目标的道路上，美国已经取得了一定的进展，截至2015年，带储热的光热项目的度电成本已被削减至13美分/kWh。

　　西班牙是采用固定FIT机制推动光热发电产业发展的典型范例。在光热发电产业发展初期，高额的FIT补贴曾一度带动西班牙光热发电装机跨越式增长，但在高额的固定FIT补贴机制下，现有技术水平已经可以保障项目显著收益，开发商推动技术革新的动力就相对减弱，也就是说，FIT机制未能引导产业向更低电价成本的方向发展，最终政府难以承受与日俱增的电力赤字。2012年，西班牙取消了对新建光热电站的电价补贴，同时要求征收7%能源税，直接导致光热发电产业遭遇断崖式危机。

　　反观美国的经验和西班牙的教训，不难发现，政策扶持的意义在于为培养光热产业生存能力和竞争力保驾护航，如果政策扶持未能促进光热发电技术进步和成本持续下跌，那么光热产业很难摆脱对政府依赖，更难以获得长足发展。光热发电走向全面产业化的根本之道还是要破解成本难题。

　　在光热项目开发过程中，选择最佳运营商，优化资源配置，形成富有竞争性的市场机制，才能赋予行业最大的降本动力，才能赋予发电成本更大的下降空间。近年来，新兴市场在发展光热发电产业时大多都采用了竞争性项目投标制，即根据中标电价的高低来决定各个项目最终的上网电价。竞争性投标带来竞争加剧，随之带来更低的LCOE和更优惠的融资支持，这无疑会驱动光热发电产业进一步发展。

　　以南非为例，南非采用以招标采购为基础的竞争性机制，对项目投标方和对项目最终技术性能提出更为苛刻的要求，避免出现类似印度那样激烈的压价竞争，使最终的项目中标电价仅仅比上限电价低一点点。随着技术进步和越来越多的厂商加入竞争，南非光热项目的中标电价呈逐步下降的趋势。第一轮光热发电项目平均中标电价为22美分/kWh，第二轮光热发电项目平均中标电价约为21美分/kWh。第三轮招标中，由美国SolarReserve和沙特ACWA领衔组成的联合体获得了装机100MW的Redstone塔式光热发电项目的开发权，该项目的投标电价为第一年12.4美分/kWh，剩余合同期内收购电价为15美分/kWh，几乎只是上两轮光热发电项目招标电价的一半。由此可见，充分发挥市场竞争机制，通过市场调节作用，有助于达到优胜劣汰的效果，实现光热市场的健康发展。

　　相比单一的光伏发电，甚至水力发电、风力发电等其他常规可再生能源发电，无论是从电力价格还是从技术成熟度的角度来看，目前开发光热电站都属于昂贵的投资。但光热发电有一项优势不可忽视，即光热电站配置储能系统难度较小。从长远发展的角度来看，稳定可调的太阳能利用方式绝对不应该被低估。太阳能光热发电与储热系统或火力发电结合后，可以实现全天24小时稳定持续供电，具有可调节性，易于并网，相对于光伏或风电季节性、间歇性、稳定性方面的缺陷，光热发电对电网更友好，兼容性更强。也就是说，一旦考虑到将光热发电技术配置储能系统，它与其他可再生能源发电技术孰优孰劣的问题就很难一时定论。光热技术能够弥补其他可再生能源技术的一些缺陷，能够在可再生能源领域达到互补作用。在未来能源结构调整过程中，光热技术具备巨大的发展潜力。要想金融机构加大对光热电站项目的融资支持，为光热电站开发吸引到更多的投资商，务必发挥光热发电可以配置储能系统的优势。

　　同样是得到政策支持的新能源产业，光伏行业在过去的十年中经历了大起大落。这种剧烈波动的发展轨迹，凸显了国内光伏市场开发培育不足、生产能力过剩、产业链不健全等问题。2011年光伏标杆电价政策出台后，当年光伏电站装机容量同比增长超过700%。由此推测，随着太阳能热发电标杆上网电价的出台，处在类似发展阶段的光热行业在多个政策的推动下也将迎来投资热潮。此时最应避免出现扎堆过热现象，此前光伏产业的产能过剩便是前车之鉴。光热产业投资需要结合地方资源，探索和试验光热发电产业的经济性，谨慎选择项目和技术路线，开发优质光热资源。同时在产业上游的投资也同样如此，防止产业依赖高额补贴盲目扩张，避免出现产能过剩现象。从政府到业界都应该从光伏行业曲折的发展历史中吸取教训，并且将相关的经验应用在光热发电产业的培育过程之中。如果成真的话，光热发电行业将发展得更加稳健，带来更好的经济效益和生态效益。

　　在全球可再生能源蓬勃发展的当下，随着光伏和风电装机容量不断提升、发电成本不断下降，以及蓄电池价格的持续削减，为了保持光热发电竞争力，充分发挥其储能和调峰优势，光热开发商们开始日益注重电站的性能改善、标准化以及通过大规模部署以降低发电成本。IRENA预测，至2025年，槽式光热发电技术LCOE将下降至90美元/MWh，塔式光热发电技术的成本将下降至80美元/MWh。IRENA还指出，尽管光热发电现在还处于初级发展阶段，当前的发电成本要比化石能源高，但是随着技术不断进步和相关组件成本的不断降低，未来光热发电技术将非常有竞争力，特别是在融资成本较低的情况下。

　　今年2月，由欧洲太阳能热发电协会（ESTELA）、国际绿色和平组织和SolarPACES三方共同发布的《全球光热发电市场2016年展望报告（SOLARTHERMALELECTRICITYGLOBALOUTLOOK2016）》预测，光热发电到2030年将可满足全球6%的电力需求，到2050年这一比例将升至12%。这一预测是基于最乐观的情景给出的，此情景下，全球光热发电装机至2020年达42吉瓦，到2030年达350吉瓦，到2050年达1600吉瓦。而即便是在中立情景下，到2020年全球光热发电装机仍可达22吉瓦，到2050年达800吉瓦，可满足5%的全球电力需求。但报告指出，上述预测的前提是，有实实在在的政策支持该产业的发展。而在悲观情景即当前政策支持力度下，该报告预测到2030年实现21吉瓦装机，2020年实现11吉瓦装机。

　　多方预测的数据尽管存在差异，但基本已向我们展现出太阳能光热发电产业未来的发展趋势。太阳能光热发电产业以其广阔的市场前景和巨大的发展潜力，必将成为未来新能源产业应用的重点，并将在未来低碳中扮演越来越重要的角色。

　　尽管我国太阳能光热发电起步相对较晚，但从目前的形势来看，随着太阳能光热发电示范项目和标杆上网电价重磅出台，我国光热发电已经开启新的历史转折。

　　根据国家能源局《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》，“十三五”光热装机规模到2020年完成10吉瓦。按当前光热电站建设每瓦30元的造价水平，短期1吉瓦示范项目对应300亿元投资市场规模，而到2020年的10吉瓦目标对应的总市场容量接近3000亿元，考虑造价成本的降低因素，空间也可超千亿元，我国光热发电已经开启新的历史转折。

　　按照国际能源署预测，中国光热发电市场到2030年将达到29吉瓦装机，到2040年翻至88吉瓦装机，到2050年将达到118吉瓦装机，成为全球继美国、中东、印度、非洲之后的第四大市场。以此推算，未来中国光热市场有望撬动一万亿级资金。

　　确信在我国政府和企业的共同努力下，太阳能光热发电产业必将在我国能源利用中发挥越来越重要的作用，未来发展前景广阔。

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　　据山西省住房和城乡建设厅消息显示，山西省可再生能源建筑应用规模持续扩大，全省累计太阳能光热建筑应用面积达4937.8万平方米；全省累计指导培育在建、运行地热能供热项目达992.3万平方米。“十四五”期间，山西将在建筑中探索多种可再生能源多能互补的利用模式。鼓励在近零能耗建筑、大型公共建筑中

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　　6月9日，北京市经济和信息化局发布北京市“十四五”时期制造业绿色低碳发展行动方案，方案指出，加大光伏、光热、地热等可再生能源利用比例，企业新建建筑应安装太阳能系统，鼓励既有企业建筑屋顶实现光伏发电“应用尽用”。打造绿色智慧能源产业集群。鼓励低速风电、高效光电、先进储能等能源领域先进