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编者按：作为两种技术路线，光伏发电与光热发电之争一直存在。从比较优势看，光热发电更适宜基础性能源，最有条件逐步取代火电担当基础电力负荷。而光伏发电更适宜作为城市中能源的补充，应用于分布式能源。以美国、西班牙、德国为首的发达国家已开始将光热发电作为未来替代传统能源的主导选择。光热发电很有可能成为可再生能源领域继风电、光伏发电之后新的投资热点，我国规模化发展光热商业电站前景可期。怎样避开光热产业误区是当前业界的主要命题。
聚光式太阳能热发电技术(Concentrating Solar Power, CSP)正在成为太阳能利用的热点。尽管全球光热发电建成投产的总装机量不足2吉瓦，但以美国为首的发达国家在太阳能领域的利用已越来越偏向于光热发电。
2012年3月，西班牙AbengoaSolar公司、美国BrightSourceEnergy公司和其他一些世界顶级的太阳能公司成立了太阳能光热产业联盟。该联盟将致力于大力发展聚光式太阳能热发电技术(下称光热发电)、热能储存为一体的能源供应体系。该联盟执行主任TexWilkins认为，光热发电是一种稳定、可靠的可再生能源，从经济性分析，已具有规模化发展的条件，可以应对美国乃至世界的能源供应危机。
AbengoaSolar公司是非洲沙漠太阳能计划的主要发起者之一，而BrightSourceEnergy公司是全球塔式光热发电领域的新兴公司，之前获得美国能源部一笔l4亿美元贷款担保用于在莫哈韦沙漠建设三个太阳能塔式热发电厂。
目前，各发达国家对光热发电技术的研发都很积极，投资也是越来越大。据不完全统计，全球已建成和在建的光热发电项目总装机容量已经超过了4吉瓦，已宣布将建设的项目更是高达15吉瓦左右。
光热发电已进入快速发展期
20世纪70年代，石油危机的爆发促使世界各国开发新能源，美围在加州沙漠地区建设大型槽式光热发电站，引发了光热发展的一个小高潮，也是全球光热发电行业的一个启蒙期。随后在石油危机过后，各国对新能源发展的意愿随之降低，市场需求明显减少，在一定程度上影响了太阳能光热技术的规模化应用。
太阳能光热与光伏产业相比，之所以光伏发展更快，是因为太阳能光伏在空间技术尤其是在航空航天领域有着非常重要的应用需求，比如宇宙飞船、人造卫星、空间站等，都需要光伏发电作为动力。而光热发电的应用领域和定位则基本上只能是大型基础性地面项目。而光热发电除了美国、西班牙等少数国家的一些示范项目建设外，没有形成较大规模的市场，所以尽管光热发电技术已经很成熟，却始终还没有进入全球大规模产业化发展。
近期，西班牙、德国等国对新能源的补贴有所调整，特别是1月27日，西班牙已颁布法令取消对面再生能源发电的补贴政策，业内人士纷纷担心此举是否会对整个新能源的发展雪上加霜。
但是，美国对大力发展可再生能源的初衷并未改变。最新公布的美国能源部2013财政年度的总预算为272亿美元，比去年增长3.2%。其中23亿美元将专项用于能源效率研究和发展、汽车技术改进以及生物燃料领域。此外，清洁能源研究资金的额度也比2012财年提高了近30%。美国政府一直致力于支持本国CSP产业，一些大型项目正在实施，其中Brightsource能源公司的400兆瓦级项目和Abengoa公司250兆瓦级发电厂一直得到美国联邦政府的贷款支持。
聚光式太阳能热发电领域全球知名公司
根据彭博新能源的最新数据显示，2011年世界各地在建和已投运的光热发电站同比增长54%。目前太阳能热发电站遍布美国、西班牙、德国、法国、阿联酋、印度、埃及、摩洛哥、阿尔及利亚、澳大利亚等国家。
太阳能热发电技术已经进入快速发展时期。据欧委会预计，欧盟2020年的CSP装机容量将达到3000万千瓦，发电量85太瓦时。欧盟第七研发框架计划( FP7)目前资助的CSP技术研发项目主要集中在：建设应用不同CSP技术的大尺度发电示范工程，进行优化比较和经济上的可行性及适应性;提升其运营操作性和降低成本，促进廉价替代材料的研发及储能技术研究;太阳能混合技术的研发及利用CSP技术生产氢气的研究;大型集中式太阳能科技基础设施建设;25万千瓦级光热发电厂的规范化设计和标准化研发。
今年，英国NurEnergie与德国沙漠技术基金会共同宣布，计划在突尼斯建设2吉瓦聚光太阳能CSP项目，该项目将于2014年开工，计划2016年开始通过海底电缆为意大利提供电力。
澳大利亚发布的《2020零排放固定式能源计划书》中指出，10年内将实现100%的可再生能源供应，基底负载能源由可再生能源提供。其中提到大规模的、有熔盐储存配备的聚焦太阳能系统可以可靠地提供全天24小时的电力供应。计划使用聚光太阳能发电完成60%的电网供电量。
我国光热发电产业化前景可期
中国太阳能光热发电技术的研究始于1979年。经过30多年的发展，中国在太阳能吸热材料、热电转换材料、储能材料、聚光装备、槽式真空管、吸热器、碟式聚光器系统的设计有了较大的进步。
2009年，科技部太阳能光热产业技术创新战略联盟成立，成员目前包括中科院电工所、华电集团、皇明太阳能等企业、大学和研究所组成，该联盟计划“十二五”期间建设1000兆瓦级规模的光热电站。2011年3月1日，中科院电工所代表中国以缔约方的身份正式加入国际能源署太阳能热发电热化学组织。
2011年1月20日内蒙古50兆瓦热发电项目开标，大唐新能源最终以09399元/千瓦时的低价中标，这是国内首个光热发电特许招标项目，是我国光热发电商业化运营重要一步，该项目要求设备国产化率60%以上，应该是国内实际应用方面的典型。但该竞标价格，企业盈利困难，产业发展动力仍然不足，难以推动光热发电产业大规模向前发展。
最近两年来，许多企业纷纷介入光热发电领域，既有央企，也有民企。据不完全统计，国内处于在建和规划阶段的光热项目已达5333.31兆瓦。按照科技部的规划，将逐步在2015年建成10～100兆瓦光热发电示范电站;2020年建成荒漠地区100～1000兆瓦商业实用电站;预计2020年后，光热发电开始规模化建设。
从国外新能源发展模式看，都是先以相关政府部门的投资进行技术研发和项目示范，然后给予政策上的扶持和财政补贴，从而带动整个产业的发展。而我国的新能源发展还在走先有市场需求、然后代工制造、接着引进设备、最后拼低价的老路，这是国内很多产业的一个惯性循环，也是我们创新不足的根本原因。
国内规划在建CSP项目
作为太阳能发电的两种技术路线，光伏与光热之争一直存在。其实光伏与光热各具比较优势，各有适宜的环境和约束条件，并无绝对的优劣之分。从比较优势看，光热更适宜基础性能源，光热最大的优势在于并网友好、规模效应和清洁生产，因此最有条件逐步取代火电担当基础电力负荷。而光伏最大的优势在于灵活高效，对光照要求低、占地小、可模块化部署，因此更适宜作为城市中能源的补充，应用于分布式能源。
经中科院电工研究所测算分析，我国130多万平方公里的沙漠戈壁，超过30万平方公里适宜光热发电，而且只要8万平方公里戈壁建立CSP，其产生的电量就等同于中国2008年全年的发电量。此外，CSP还可以与当前已有的煤、天然气、小水电互补，经过余热利用，提高能源使用效率。
尽管我国光热发电产业化刚刚起步，但并非白手起家，因为光热发电很多组件是传统产业，且有火电站运营经验，产业基础条件好于当年光伏。国内虽已掌握光热发电的技术，但与国外仍有差距，且尚未实现产业化，特别是部分关键组件的生产设备需要进口，比如生产聚光镜的圆柱形半径弯曲设备、外部压制成型设备、深弯设备等被美国Glasstech公司垄断。除了几个小型电站仍处在示范性试验阶段，尚缺乏大型商业化电站的系统运营的经验。
“沙漠技术工业计划”虽然在德国获得了支持，但将太阳能从非洲传输到欧洲的可行性尚未得到论证。
对于企业，光热产业进入门槛相对较高，特别是初始投资成本高。CSP成本大约九成是在初始投资阶段，单机容量大，电站经济装机规模更大，投资回收周期长，对进入企业的抗风险能力要求较高。
目前政府正在寻找的是能够起到替代作用的新能源，光热发电从这个角度来看，应该是最有前景的新能源。政策对于光热产业的进一步发展起着关键作用，2011年5月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录(2011年本)，鼓励新能源门类中，太阳能光热发电位于首位，从政策层面对光热发电的重视程度也显著提升。但相关的实质性细节还需要进一步落实，特别是购电和补贴等扶持政策，消除CSP发展的不确定因素，否则国内供应链企业还将会重蹈覆辙，去迎合国外市场配置资源。
三种情景下我国CSP市场预测
经济性分析：选址和规模效应
对可再生能源的经济分析不仅应考虑绝对成本，也应该考虑其对于传统能源的相对成本。绝对成本影响因素主要有建造成本和运维成本、政府补贴、资本成本和使用寿命等。相对成本主要包括化石能源价格上涨及大幅波动风险、碳成本等。
CSP技术路线多，系统环节多，构造复杂，参数多，而且产业化尚不成熟，因此经济性分析特别是成本测算比较难，从光热发电设备组件分析，不论槽式还是塔式，镜场占比最大，因此是成本下降的主要空间所在。影响经济的因素还包括：
太阳能辐射强度。
由于地区的太阳辐射强度不同，相同投资条件下的发电量不同。太阳辐射强度高的地方，发电量也相应增加。
规模效应。
机组越大，效率越高。相同容量的机组，初参数越高，机组效率就越高。当系统效率提高2%时，每千瓦初始投资成本降低1%。对于塔式电站，当系统效率从15%提高到25%，镜场的投资成本将降低40%，总成本降低20%。当装机容量从50MW增加到100MW时，单位投资成本可降低12%，当规模扩大到200MW时，单位投资成本将下降20%。
运营和维护成本。
尽管CSP电站的建造成本较高，但其运营所需的能源成本低，所以长期效益可观。运维成本主要包括电站运营、燃料费用、冷却水、镜场维护等。常规化石能源电站基建投资占10%，运行维护占90%，而CSP电站成本结构正好相反。一个典型的50兆瓦槽式CSP电站需要大约30名运营人员和10名镜场维护人员，运营成本大约为1.3～3美分/千瓦时。
蓄热装置。
有储能装置的槽式CSP的LCOE(每度电成本计算)要比没有储能装置的下降28%。熔融盐储能系统的成本是30～50美元/千瓦，如果储存成本下降至15～20美元/千瓦或更少，具有更大规模的储热装置的CSP将成为一个基本负荷技术。
政府补贴。
与成本相关的政策措施主要有上网电价补贴、贷款担保、财政补贴、税收优惠、降低进口关税、加速折旧等。
融资环境。
光热发电初始投资规模大，投资回收期较长，因此需要外部融资的支撑，融资的可得性、便利性和资本成本是决定LCOE的关键因素之一。比如美国所有CSP电站开发商或供应商能得到预先融资，但成功运营后才能获得无追索权项目贷款，而西班牙的所有CSP项目在建阶段都能获得无追索权贷款。
扶持光热产业的政策建议
目前，我国光热发电产业发展仍处于初期阶段，与美国、西班牙等国家相比，尚缺乏大型光热示范电站自主关键技术及设备的长期运营验证。
2011年以前，95%以上的光热电站装机集中在美国和西班牙，其电价也从最早的4元/千瓦时降到了现在的不到2.1元/千瓦时，这个电价基本能够真实反映当前光热电站的造价和运营需要。
对于我国光热发电产业的发展，尚需要政策环境、产业环境、技术研发体系建设和各级相关部门的支持。同时，政府还应该帮助和引导中小企业建立起联合体系，形成从材料到制造，再到系统集成，最终达到可应用的完整的清洁能源产业链，让光热发电等新能源在能源利用中的比重得到提升。
预计我国光热发电在5年内将会大规模发展，但我国产业还尚未形成，仅仅依靠企业界去完成是不现实的，还需要政策细则的进一步出台和扶持。
全国工商联建议，希望国家发改委尽快制定针对第一批大型光热电站的重点扶持性电价政策，综合考虑各种情况，光热发电电价应在1.6～1.7元/千瓦时之间，通过4～5年的发展，光热发电的电价预计将降到0.8～1.0元/千瓦时，并在20年内有望实现平价上网。(作者 姚志豪，供职于中科院电工研究所，系国内首位光热电站总设计及系统集成方向毕业博士)
