在應對全球氣候變暖的背景下，大力發(fā)展可再生能源以替代化石能源已成為眾多國家能源轉型的趨勢。在當前眾多備選的可再生能源中，太陽(yáng)能無(wú)疑是未來(lái)世界最理想的能源之一，在各國中長(cháng)期能源戰略中占有重要地位。

太陽(yáng)能熱發(fā)電（以下簡(jiǎn)稱(chēng)光熱）以其與電網(wǎng)匹配性好、光電轉化率高、連續穩定發(fā)電和調峰發(fā)電的能力較強、發(fā)電設備生產(chǎn)過(guò)程綠色、環(huán)保，不產(chǎn)生有毒物質(zhì)等特點(diǎn)受到人們的高度關(guān)注。根據專(zhuān)業(yè)機構的測試，在整個(gè)生命周期中，光熱發(fā)電每千瓦時(shí)二氧化碳排放量的中位數僅有18克，遠低于光伏的110克，是真正的清潔能源。光熱具備較為經(jīng)濟的可儲熱性和可補燃性，兼具光伏（清潔能源）和火電（電網(wǎng)親和性）的優(yōu)勢，是我國新能源戰略的必然選擇。

一、國際太陽(yáng)能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展現狀與特點(diǎn)

（一）全球投運光熱電站裝機近5GW，西班牙、美國領(lǐng)跑

從上世紀50年代光熱發(fā)電技術(shù)誕生至今，全球太陽(yáng)能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了多個(gè)發(fā)展階段。當前全球太陽(yáng)能熱發(fā)電市場(chǎng)呈現出西班牙、美國裝機總量領(lǐng)跑，新興市場(chǎng)裝機開(kāi)始釋放，整個(gè)產(chǎn)業(yè)全球范圍蓬勃發(fā)展的局面。盡管不同來(lái)源數據略有出入，但粗略算來(lái)，截至2015年12月底，全球已建成投運的光熱電站已接近5GW。

全球太陽(yáng)能熱發(fā)電累計裝機容量（2006～2015年），數據來(lái)源：IRENA

國際可再生能源署（IRENA）統計數據顯示，截至2015年12月底，西班牙在運光熱電站總裝機容量為2300MW，占全球總裝機容量近一半，位居世界第一；美國總裝機量為1777MW，位列世界第二；兩者合計光熱裝機超過(guò)4GW，約占全球光熱裝機的88%。其后是印度、南非、阿聯(lián)酋、阿爾及利亞、摩洛哥等國。

各國在運太陽(yáng)能光熱發(fā)電站裝機容量（截至2015年12月），數據來(lái)源：IRENA

（二）新興市場(chǎng)國家光熱發(fā)展迅速，裝機增長(cháng)超過(guò)西、美

2015年，全球太陽(yáng)能熱發(fā)電新增裝機容量主要來(lái)自于摩洛哥、南非和美國，來(lái)自新興市場(chǎng)的裝機增長(cháng)首次超過(guò)西班牙和美國兩大傳統市場(chǎng)。

根據國際能源署太陽(yáng)能熱發(fā)電和熱化學(xué)組織（SolarPACES）統計，截至2016年2月底，全球在建太陽(yáng)能光熱發(fā)電站裝機容量約1.4GW。其中摩洛哥在建裝機容量最高，達350MW，包括裝機200MW的NOORII槽式光熱電站和裝機150MW的NOORIII塔式光熱電站。中國近幾年也開(kāi)始發(fā)展光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)，在建裝機容量位居第二位，為300MW（與國內統計數據略有出入）。印度在建項目的裝機容量達278MW，位居第三位，其后是南非、以色列、智利等國。

各國在建太陽(yáng)能光熱發(fā)電站裝機容量（截至2016年2月），數據來(lái)源：Solar PACES

（三）槽式發(fā)電占比最多，塔式發(fā)電前景看好

當前太陽(yáng)能熱發(fā)電按照太陽(yáng)能采集方式主要可劃分為槽式發(fā)電、塔式發(fā)電、菲涅爾式發(fā)電和蝶式發(fā)電。

據不完全統計，截至2016年2月，在全球建成和在建的太陽(yáng)能光熱發(fā)電站中，槽式電站數量最多，約占建成和在建光熱電站總數的80%，塔式電站占比超過(guò)11%，菲涅爾式電站占比不足9%。

各種太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)裝機容量和發(fā)電量統計（粗略統計，截至2016年2月）

由于塔式光熱發(fā)電系統綜合效率高，更適合于大規模、大容量商業(yè)化應用，在規劃建設的光熱電站項目中，塔式所占的比例已經(jīng)超出了槽式技術(shù)。綜合判斷，未來(lái)塔式光熱發(fā)電技術(shù)可能是光熱發(fā)電的主要技術(shù)流派。

二、國內太陽(yáng)能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展現狀與特點(diǎn)

（一）我國光熱發(fā)電尚處于系統示范階段

與國外光熱發(fā)電技術(shù)在材料、設計、工藝及理論方面長(cháng)達50多年的研究相比，我國太陽(yáng)能光熱發(fā)電起步相對較晚，直到20世紀70年代才開(kāi)始一些基礎研究。截至2015年底，我國光熱裝機規模約18MW，其中純發(fā)電項目總裝機約為15MW，除了中控德令哈10MW塔式電站有商業(yè)化規模以外，其它均為小型的示范和實(shí)驗性項目。

2013年7月16日，青海中控德令哈50MW塔式太陽(yáng)能熱發(fā)電站一期10MW工程順利并入青海電網(wǎng)發(fā)電，標志著(zhù)我國自主研發(fā)的太陽(yáng)能光熱發(fā)電技術(shù)向商業(yè)化運行邁出了堅實(shí)步伐，填補了我國沒(méi)有太陽(yáng)能光熱電站并網(wǎng)發(fā)電的空白。

（二）民營(yíng)資本積極，浙江中控、首航節能領(lǐng)跑，中央企業(yè)后來(lái)居上

從當前參與投資建設的主體看，民營(yíng)企業(yè)領(lǐng)跑我國光熱發(fā)電市場(chǎng)，成為推動(dòng)光熱產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主力軍。浙江中控太陽(yáng)能以自有資金投資建設了10MW水工質(zhì)塔式電站于2013年7月并網(wǎng)運營(yíng)（現已完成熔鹽改造）；首航節能用自有資金投資建設了亞洲第一座可24小時(shí)發(fā)電的10MW熔鹽塔式電站，累計在光熱發(fā)電領(lǐng)域的投資已近10億元；其它如中海陽(yáng)、天瑞星、濱海光熱等都用自有資金投入多年。

2014年，國家發(fā)改委核準了我國首個(gè)光熱發(fā)電示范項目電價(jià)，即中控德令哈10MW電站的電價(jià)為1.2元/kWh，這吸引了更多企業(yè)和資本開(kāi)始關(guān)注并陸續進(jìn)入光熱發(fā)電行業(yè)，更多項目投資商開(kāi)始規劃投建光熱電站，對光熱發(fā)電行業(yè)的發(fā)展起到了很好的促進(jìn)作用。2015年9月,國家能源局發(fā)布《國家能源局關(guān)于組織太陽(yáng)能熱發(fā)電示范項目建設的通知》，中國光熱發(fā)電示范項目建設啟動(dòng),中核、華能、大唐、華電、國電、國家電投、神華、中節能、中信等中央企業(yè)均有項目申報并入選，占據了入選的20個(gè)項目的半壁江山；民營(yíng)企業(yè)中，中控、首航、中海陽(yáng)、兆陽(yáng)光熱、大成、博昱等光熱企業(yè)參與；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上報。中央企業(yè)的加入，更加堅定了對行業(yè)發(fā)展的信心。

（三）建設成本相對較低，90%以上設備可實(shí)現國產(chǎn)化

由于材料、人工、土建等成本低，據有關(guān)預測,同等條件下國外的光熱電站建設成本要比中國企業(yè)參與的情況下高30%。國內建設成本相對較低的優(yōu)勢也為我國建造大規模太陽(yáng)能光熱電站創(chuàng )造了有利條件。

2014年，國家能源局委托電力規劃設計總院、中科院電工所及其它部門(mén)聯(lián)合對國內光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)進(jìn)行了調研。從調研的結果來(lái)看，全國光熱發(fā)電裝備的國產(chǎn)化率已經(jīng)達到90%以上，一些部件具備了商業(yè)生產(chǎn)條件，太陽(yáng)能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈逐步形成，具備了在國內大規模推廣的基礎。

（四）示范項目和標桿上網(wǎng)電價(jià)重磅出臺，光熱發(fā)電開(kāi)啟歷史轉折

2016年9月2日，國家發(fā)改委公布標桿上網(wǎng)電價(jià)為1.15元/kWh（含稅）；9月13日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于建設太陽(yáng)能熱發(fā)電示范項目的通知》，共20個(gè)項目入選國內首批光熱發(fā)電示范項目名單，總裝機容量1349MW。根據最新的國家能源局《太陽(yáng)能利用“十三五”發(fā)展規劃(征求意見(jiàn)稿)》，“十三五”光熱裝機規模到2020年完成10GW。按當前光熱電站建設每瓦30元的造價(jià)水平，短期1GW示范項目對應300億元投資市場(chǎng)規模，而到2020年的10GW目標對應的總市場(chǎng)容量接近3000億元?？紤]造價(jià)成本的降低因素，空間也可超千億元，我國光熱發(fā)電已經(jīng)開(kāi)啟新的歷史轉折。

按照IEA預測，中國光熱發(fā)電市場(chǎng)到2030年將達到29GW裝機，到2040年翻至88GW裝機，到2050年將達到118GW裝機，成為全球繼美國、中東、印度、非洲之后的第四大市場(chǎng)。以此推算，未來(lái)中國光熱市場(chǎng)有望撬動(dòng)一萬(wàn)億級資金。

三、太陽(yáng)能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的經(jīng)驗與教訓

（一）光熱產(chǎn)業(yè)初期發(fā)展需倚重政策扶持

相對于火電、水電、光伏等發(fā)電形式，目前光熱電站投資成本很高，單位千瓦投資成本在4000～8000美元，具體取決于項目所在地太陽(yáng)能輻照資源和容量系數，而容量系數又取決于儲能系統規模、太陽(yáng)能場(chǎng)規模。據我國內蒙古鄂爾多斯的50MW槽式太陽(yáng)能光熱發(fā)電特許權示范項目的工程報告顯示，該項目單位造價(jià)為2.6萬(wàn)元/kW，幾乎是光伏發(fā)電造價(jià)的3倍，是火電的4倍。

鑒于前期投入大，發(fā)電成本高的特點(diǎn)，光熱產(chǎn)業(yè)在發(fā)展初期離不開(kāi)國家的各項扶持政策，政策與光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期的電站融資情況息息相關(guān)。政策支持力度越大，光熱發(fā)電項目的融資問(wèn)題越好解決。

以美國為例，得益于美國能源部推行的貸款擔保計劃和ITC，美國的多個(gè)大規模光熱電站得以順利開(kāi)工建設。貸款擔保計劃支持的光熱電站項目包括當時(shí)世界上最大的塔式電站、最大的太陽(yáng)能儲熱電站和最大的槽式電站。這些項目的建設加速了光熱發(fā)電成本下降，為光熱電站開(kāi)發(fā)積累了經(jīng)驗，并為此后開(kāi)工建設的光熱電站提供更快速、更高效的開(kāi)發(fā)方案。盡管隨后貸款擔保計劃由于某些項目債務(wù)無(wú)法追回而被迫中止，使美國光熱電站開(kāi)發(fā)商不得不從其他渠道尋求項目融資，如通過(guò)ITC獲得支持等。但已被支持的大規模電站運行后，光熱電站的優(yōu)勢正在逐漸被證明，這無(wú)疑為光熱行業(yè)未來(lái)發(fā)展起到了良好的示范作用。

（二）光熱發(fā)電全面產(chǎn)業(yè)化需破解成本難題

政策扶持的意義在于為培養光熱產(chǎn)業(yè)生存能力和競爭力保駕護航，如果政策扶持未能促進(jìn)光熱發(fā)電技術(shù)進(jìn)步和成本持續下跌，那么光熱產(chǎn)業(yè)很難擺脫對政府依賴(lài)，更難以獲得長(cháng)足發(fā)展。以西班牙、美國為例，西班牙是采用固定FIT機制推動(dòng)光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，由于政府難以承受與日俱增的電力赤字，2012年西班牙取消了對新建光熱電站的電價(jià)補貼，同時(shí)要求征收7%能源稅，直接導致光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)遭遇斷崖式危機。ITC政策是美國支持太陽(yáng)能發(fā)展的核心政策，投資太陽(yáng)能發(fā)電可享受最高相當于其投資額30%的聯(lián)邦稅收減免。美國的目標是到2020年光熱發(fā)電能夠實(shí)現無(wú)補貼上網(wǎng)，度電成本（LCOE）下降至6美分/kWh。2015年，美國帶儲熱的光熱項目度電成本已被削減至13美分/kWh。

（三）光熱市場(chǎng)健康發(fā)展需發(fā)揮市場(chǎng)競爭機制

在光熱項目開(kāi)發(fā)過(guò)程中，選擇最佳運營(yíng)商，優(yōu)化資源配置，形成富有競爭性的市場(chǎng)機制，才能賦予行業(yè)最大的降本動(dòng)力，才能賦予發(fā)電成本更大的下降空間。近年來(lái)，新興市場(chǎng)在發(fā)展太陽(yáng)能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)時(shí)大多都采用了競爭性項目投標制，即根據中標電價(jià)的高低來(lái)決定各個(gè)項目最終的上網(wǎng)電價(jià)。競爭性投標帶來(lái)競爭加劇，隨之帶來(lái)更低的LCOE和更優(yōu)惠的融資支持，這無(wú)疑會(huì )驅動(dòng)光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)進(jìn)一步發(fā)展。

以南非為例，隨著(zhù)技術(shù)進(jìn)步和越來(lái)越多的廠(chǎng)商加入競爭，南非光熱項目的中標電價(jià)呈逐步下降的趨勢。第一輪光熱發(fā)電項目平均中標電價(jià)為22美分/kWh，第二輪光熱發(fā)電項目平均中標電價(jià)約為21美分/kWh。第三輪招標中，由美國SolarReserve和沙特ACWA領(lǐng)銜組成的聯(lián)合體獲得了裝機100MW的Redstone塔式光熱發(fā)電項目的開(kāi)發(fā)權，該項目的投標電價(jià)為第一年12.4美分/kWh，剩余合同期內收購電價(jià)為15美分/kWh，幾乎只是上兩輪光熱發(fā)電項目招標電價(jià)的一半。

（四）光熱項目開(kāi)發(fā)需以光伏為前車(chē)之鑒

同樣是得到政策支持的新能源產(chǎn)業(yè)，光伏行業(yè)在過(guò)去的十年中經(jīng)歷了大起大落。這種劇烈波動(dòng)的發(fā)展軌跡，凸顯了國內光伏市場(chǎng)開(kāi)發(fā)培育不足、生產(chǎn)能力過(guò)剩、產(chǎn)業(yè)鏈不健全等問(wèn)題。2011年光伏標桿電價(jià)政策出臺后，當年光伏電站裝機容量同比增長(cháng)超過(guò)700%。由此推測，隨著(zhù)太陽(yáng)能熱發(fā)電標桿上網(wǎng)電價(jià)的出臺，處在類(lèi)似發(fā)展階段的光熱行業(yè)在多個(gè)政策的推動(dòng)下也將迎來(lái)投資熱潮。此時(shí)最應避免出現扎堆過(guò)熱現象，此前光伏產(chǎn)業(yè)的產(chǎn)能過(guò)剩便是前車(chē)之鑒。光熱產(chǎn)業(yè)投資需要結合地方資源，探索和試驗光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的經(jīng)濟性，謹慎選擇項目和技術(shù)路線(xiàn)，開(kāi)發(fā)優(yōu)質(zhì)光熱資源。同時(shí)在產(chǎn)業(yè)上游的投資也同樣如此，防止產(chǎn)業(yè)依賴(lài)高額補貼盲目擴張，避免出現產(chǎn)能過(guò)?，F象。從政府到業(yè)界都應該從光伏行業(yè)曲折的發(fā)展歷史中吸取教訓，并且將相關(guān)的經(jīng)驗應用在光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的培育過(guò)程之中。