太阳能光热发电进入成长期_光热发电面临的挑战及趋势

太阳能光热发电进入成长期

深圳阳能科技启动安装世界首台24小时不问断聚光储能式光热发电机组，凭借出色的技术和成本控制，一举将人类利用太阳能光热发电的历史向前推动了一大步，“这台光热发电机组彻底迈过了市场化的门槛，现在就等着投资进入，大规模的光热发电时代即将到来”，一位业内人士激动说。继水电、风电、核电、光伏发电等投资热潮之后，近两年光热发电渐渐升温，进入投资者和战略决策者的视野。由于光热发电弥补了光伏、风电、地热等新能源不稳定、不连续的等缺陷，许多国家在未来能源规划中将其定位为电力的基础负荷。欧盟计划在未来10年内投资4000亿欧元，在中东及北非地区建立一系列并网的太阳能热发电站，来满足欧洲15％的电力需求以及电站所在地的部分电力需求。

国内对光热项目更为看重。《可再生能源中长期发展规划》指出，“十一五”期间，在甘肃敦煌和西藏拉萨建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、新疆等地建设太阳能热发电示范项目。到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到2000兆瓦，太阳能热发电总容量也将达到2000兆瓦。973（国家重点基础研究计划）中国电气协会副理事长黄湘估算，到2020年，中国光热发电市场规模可达22．5万亿至3O万亿元，热发电总量可占全年总发电量的30％-40％。

相比与光伏、地热等方式，光热具有低成本、零污染、稳定性和连续性强等优势，最适合并网发电，多年前就有中国企业已经开始着手对光热发电的技术研究，相比与光伏世界加工厂的尴尬定位，光热发电技术率先在国内取得突破，业内多年期待的这一时刻终于到来，光热发电的优势将展现的淋漓尽致，整个光热产业即将进人爆发期。

这一时刻终于随着深圳阳能科技的光热发电机组正式安装而到来，与专家对光热的期盼一样，这台光热发电机组成本更低、稳定性更强、污染性更小，特备是深圳阳能科技拥有全部的知识技术产权，其实际效果甚至超过了专家的预期。按照专家的测评，这台发电机组的原理和模式已经完全具有了大规模并网发电的基础，另一位专家强调，“国内对这项重大技术研究也没有几年，这么快就取得突破有些出乎我的意料，但社会的需要促使这项技术加快成熟也在必然。但不管怎么样，世界都将由此进入光热时代”。

2020年光热发电将进入大发展期

电力规划设计总院副院长孙锐曾表示，“十三五”期间是为我国光热发电产业打基础的时期，2020年-2030年这十年才是光热发电的大发展时期。随着产业链贯通、规模化发展、成本大幅下降，未来，光热发电将有条件逐步担当基础电力负荷的新能源，成为我国新能源发展的“重头戏”。

正是为进一步推动光热发电产业快速发展，探索切实可行的路径，为2020年之后的光热大发展奠定基础，在青海省海西州政府、青海省德令哈市政府的大力支持下，以“聚焦清洁能源高地，打造世界光热之都”为主题，以“科学落实发展规划”为目的，2017第二届中国·德令哈光热大会将于9月22-23日在青海省德令哈市海西会议中心召开。

根据《太阳能发展“十三五”规划》明确提出，到2020年太阳能光热发电装机目标达到500万千瓦。机构预计，建成太阳能光热发电项目500万千瓦，市场规模达到1500亿元。

但业内人士表示，“十三五”是光热发展的关键时期，基本任务是产业升级、降本增效，实现不依赖于国家补贴的市场化自我持续发展之路。不过，光热发电产业化目前仍面临资源不足、初始投资成本居高不下以及运营经验缺乏等诸多挑战。而对于处在发展初级阶段的光热发电行业来说，技术创新是推动其发展的重要途径，也是降成本的重要举措。

光热发电技术应用

与火电厂联合发电，这种运行方式将成为光热发电的一个重要发展趋势。光热发电与光伏发电形成互补效应，建设光热+光伏的综合电站。在同一个发电区域内平衡光热和光伏之间的电力生产和输送，可消除光伏的间歇性问题，这两大技术的结合从总体上可有效降低整体系统的发电成本。美国的新月沙丘项目则是光热&光伏全集成的项目，该电站向需要全天候电能供给的矿业供电。建立分布式发电系统，这种发电系统有助于解决偏远山区的供电问题，蝶式发电系统最适合，但由于其发电技术还不成熟，因此多采用槽式发电系统。太阳能中高温热利用。太阳能热发电站的聚光镜场，可以用来产生蒸汽供工业应用，比如用于海水淡化、纺织行业、化工和稠油开采等，国内已有部分示范项目。海南乐东、临高有太阳能海水淡化的示范项目，广东番禺有太阳能中温产生蒸汽供纺织厂用的示范，新疆克拉玛依太阳能预热天然气蒸汽锅炉用于稠油开采等。

未来几年，光热成本有望进一步下降，发展潜力将会继续增大。在一个行业刚起步的时候，成本高是不可避免的，光伏刚起步的时候也是近40元一瓦。国际上来看光热发电电价已经降到15美分，美国将降到6美分左右。而光热示范工程电价为1.09～1.4元/瓦左右，再加上未来投资成本下行驱动因素包括电站规模化和核心部件国产化等，如果后续大面积铺开，造价有望不断下降。根据绿色和平组织预测，到2050年的光热发电成本将降至1.6万元/千瓦，降幅可达40%。另外，光热发电由于具备储能优势，是未来新能源发展的重要方向。根据IEA和ESTELA预测，到2030年，光热将满足全球6%的电力需求，到2050年该比例将上升至12%。光热将逐步和光伏一样，成为主要的清洁能源，未来10～15年是光热市场的快速发展期。

光热发电发展面临的挑战和发展路径

1、技术发展层面

技术发展层面的挑战主要在两个方面。

1）国内光热发电系统集成和运维技术尚需要大型电站长期运行验证。光热发电关键设备、系统集成、电站运行等技术要求高，虽然近年来我国在集热、反射镜、聚光器、储热等核心装备上的技术水平有了长足进步，但万kW级电站仅有1座有3年连续运行的经验，对于技术种类多样化的光热发电来说，在技术可行性、集成技术适用性和长期运行可靠性方面仍存在潜在风险。

2）依据国内实际需求创新光热发电技术是必然。我国的自然和气候条件对光热发电技术提出了不同于国外光热发电市场地区（美国南部、西班牙、南非、北非等）的要求，如“三北”地区风沙大、温差大、污染重，聚光系统及其跟踪部件需要有很强的抗风、防沙、防尘能力，集热、传热和储能系统需要适应大温差和温度的快速变化等。因此，完全照搬国外技术、直接使用国外部件和产品集成、套用国外商业化运行的光热电站的运行模式，在我国应用可能会遇到较多的问题，可能会使我国的光热发电发展走弯路。集热、传热、储热、系统集成、电站运行技术的创新是必须的。

示范项目推进为我国光热发电产业提供了自主技术发展和技术进步的契机，制造业必须注重自主技术的创新，基于本土环境和条件研发技术并进行产业链建设，一方面要适应我国特殊的条件，更重要的是要避免走国内某些制造业曾经经历的大量引进技术和生产线、多环节简单重复、恶性竞争、贸易纷争不断的老路，建立真正自主的光热发电产业。通过示范项目，可积累项目建设运行经验，验证国产化设备和材料的可靠性、性能指标，推动形成核心设备自主知识产权，培育系统集成能力，真正掌握核心和关键技术。

2、经济性层面

光热发电的经济性和竞争力尚有待提升。随着技术的进步，光热发电的成本已实现了较大幅度的下降，国外新投运光热电站电价水平已从2010年的30～35美分/kWh降低到2015年的15美分/kWh左右，2016年智利招标项目中，光热发电的投标价更低至6.3美分/kWh；我国光热发电成本也下降显著，2010年到2016年降低了近60%。但与其他电源相比，光热发电成本仍偏高，目前光热发电电价约是煤电的3.3倍，是风电的2.3倍，是光伏发电的1.3倍。通过培育市场带动国内产业发展，通过产业发展推动技术进步、规模提升，进而实现成本下降，是光热发电适宜的发展路径。

光热发电成本降低潜力大。许多国际机构对光热发电成本竞争力有较好预期，主要基于光热发电设备制造、效率提升及系统集成技术、运行技术方面的进步潜力。IEA预期，2020年前后光热发电的平准化成本可达10美分/kWh；2025年光热发电的平准化成本，国际可再生能源机构（IRENA）和美国能源部（USDOE）分别预期达到9美分/kWh和5～7美分/kWh。经过5年左右的培育期，随着国内光热制造业成熟，我国光热发电成本也有望在目前的基础上降低1/3左右。

3、政策机制层面

在电价政策出台后，并网消纳、金融、土地、税收等政策对光热发电发展也至关重要，应结合光热发电产业自身特点积极争取。在上述电价文件中，也提出了相应建议，“鼓励地方相关部门采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施，多措并举促进光热发电产业发展”。

1）在税收方面，目前国家对大部分可再生能源实行增值税优惠政策，如风电享受增值税50%即征即退，农林废弃物发电和垃圾发电等增值税100%即征即退，光伏发电在2013～2018年也享受增值税50%即征即退等。初步测算，光热发电如享受增值税50%即征即退，可降低电价需求约6分/kWh。

2）金融政策方面，对于光热发电示范项目，可考虑争取专门的贷款安排。初步测算，利率降1%，可降低电价需求约6分/kWh。

3）用地政策方面，土地能否利用及合适的征地费和使用费标准对光热发电市场持续发展十分重要。可借鉴并申请与光伏发电同等的土地政策，即利用荒漠土地且不涉及专用，不占用土地年度计划指标，考虑采用划拨或租赁的形式获得用地。

光热发电发展趋势

1、需求和优势

光热发电是战略性的可再生能源技术，虽然当前尚有前述的一些技术、产业和经济性问题需要解决，但发展光热发电并不存在不可逾越的障碍。相对于其他电源，光热发电具有如下独特的优势。

1）大规模发展光热发电有助于推动可再生能源的整体发展和电力供应结构转型。我国政府提出要推动能源生产和消费革命，发展可再生能源是不可或缺的途径之一。2015年底我国风电和光伏发电并网装机容量分别达到1.29亿kW和4318万kW，80%以上容量为西部、北部大基地集中开发。但由于光伏和风电难以存储，已呈现出严重的限制出力问题，部分地区的限电比例超过40%。而光热发电可通过技术可行、成本相对低廉的储热装置实现按电力调度需求发电，既可作为基础支撑电源，也具备较为灵活的调峰能力。大规模开发光热发电可缓解西部和北部的风电、光伏限制出力情况，并共同组成清洁发电系统，大幅提高可再生能源在电源结构中的比例。

2）发展光热发电对经济和相关产业的拉动作用显著。光伏和光热发电的产业链均很长，但与光伏产业链不同的是，光热发电产业链的绝大部分环节为传统制造业，如太阳集热岛所需的大量钢材、玻璃、水泥、镀膜、储热材料等，1个5万kW装机配4～8h储热的光热发电系统，需要钢材、玻璃、混凝土都在万吨级，发展光热发电可适度缓解我国钢铁、玻璃、水泥等产能过剩问题；此外，汽轮机、发电机也是我国的传统优势产业，光热发电系统集成、运行控制则有潜力成为新兴产业。因此，光热发电不仅是提供一种清洁能源供应方案，更为重要的是，其可拉动经济和多项传统、新兴产业的发展。

2、潜力和前景展望

光热发电发展潜力巨大。我国太阳能资源丰富，从资源支撑角度，大型光热发电项目的建设需要考虑到自然资源条件及当地基础设施建设条件，主要有太阳能法向直射辐射、地形和土地、水资源和建设地区电网基础设施等。根据中科院电工所对国内集中式光热发电开发潜力评估，我国太阳能直接辐射资源不低于5kWh/（m2·d）的光热开发潜力为160亿kW，其中不低于7kWh/（m2·d）的光热开发潜力为14亿kW；此外，东中部地区还有光热资源较为丰富、适于建设分布式热电联产的广阔区域。

光热发电市场面广，未来发展可着眼于两大类市场：一方面是建设配备储能装置的大规模光热电站，以及建设光热天然气联合电站、光热煤电联合电站、20万kW及以下煤电机组改造光热电站等；另一方面是光热发电的分布式应用，包括在海岛、偏远地区利用光热发电实现供电、供热和海水淡化，在有工业用热需求的地区推广建设光热热电联产、光热工业蒸汽等。

“十三五”光热发电规划目标尚未正式公布，当前讨论中的目标为2020年装机达到500万kW，这一目标是导向性目标，体现国家发展光热发电的决心和方向。从中长期发展角度，我国政府已提出2030年非化石能源占一次能源比例达到20%的目标。初步测算，要实现这一目标，届时风电、太阳能发电均需要达到4～5亿kW装机的水平，光热发电贡献度将取决于未来5年内的技术成熟度、产业规模和经济竞争力。