“十二五”期间，我国政府对能源业提出了“保供应同时实现转型”的主要目标。要实现这一任务，大力发展非化石能源、促进新兴可再生能源在能源结构中的比重就成为不二选择

　　据国际能源署预测，到2015年全球CSP（太阳能光热发电）累计装机将达24.5GW，五年复合增速为90%，到2020年，其发电成本有望降至10美分/千瓦时以下。
　　“十二五”期间，我国政府对能源业提出了“保供应同时实现转型”的主要目标。要实现这一任务，大力发展非化石能源、促进新兴可再生能源在能源结构中的比重就成为不二选择。而众多新能源类别中，太阳能光热发电由于与电网更具匹配性等诸多优势，有望成为未来新能源发展的主导方向。

　　全球市场发展热情高涨
　　作为太阳能源利用的主要方向，光伏发电与光热发电一直相伴而行，尽管后者的商业化利用试验甚至还要早于前者，但因历史的机缘巧合，光热发电事实上滞后了。
　　早在1950年代，前苏联就设计建造了世界上第一座小型的塔式太阳能热发电试验电站。在随后的20世纪70年代至80年代末，由于石油危机的影响，替代能源技术在全球兴起，其中太阳能源利用成为主要方向。但由于光伏电池价格昂贵且光电转换效率较低，多数工业发达国家都将太阳光热发电作为了发展重点，并投资兴建了一批试验性电站。据不完全统计，当时全世界建造的500kw以上的太阳能热发电站约有20余座，发电功率最大达到了80MW。但随着石油危机结束，光热发电技术不够成熟以及成本太高的问题得以凸显，其商业化利用试验因此停滞。
　　近两年来，太阳能光热发电再次成为国际可再生能源领域的投资热点。相关数据显示，全球新增清洁能源投资流向大型太阳能热发电领域的趋势正日益明显，项目建设规模也越来越大。美国BrightSource公司日前开建的392MW Ivanpah光热电站，以高达22亿美元的总投资摘桂全球投资最大的在建光热发电项目。而2009年7月，更有欧洲数国企业曾联合推出一项号称“欧洲沙漠行动”的光热发电项目规划，计划未来十年内投资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，希望以此来满足欧洲15%的电力需求。
　　资料显示，自2009年来，西班牙光热发电累计装机约582MW，在建项目超过600MW；美国在建项目近500MW，规划项目超过10GW；另外中东地区、澳大利亚、印度、南非等国也有规模不一的项目正在启动中。
　　据美国能源部Rueckert博士日前在三亚光热发电论坛上介绍，截至2011年8月，全球已经运行的商业太阳能热电站总装机容量为1352.65MW，在建项目3159.9MW，宣布要建的达14989.08MW。
　　太阳能光热发电产业化正进入快速发展期，而随着技术进步和产业化成型，这一产业在未来二十年内将迎来发展高潮。据绿色和平组织、欧洲太阳能热发电协会（ECSPLA）与国际能源署在2009年共同编写的一份报告中指出，到2030年，太阳能热发电能满足世界电力需求的7%，2050年满足世界电力需求的25%。
　　据此推算，到2015年，全世界太阳能热发电累计装机容量要达到2446万千瓦，年均装机容量为546万千瓦；到2020年，全世界太阳能热发电累计装机容量达到6858万千瓦，年均装机容量1260万千瓦；到2035年，全世界太阳能热发电累计装机容量将高达83070万千瓦，年均装机容量更是超过4000万千瓦。
　　而欧盟也在2010年6月发布的“太阳能热电2025”报告中指出，到2025年，仅欧洲的太阳能热发电累计装机容量就将达到6000万到1亿千瓦。
　　国内市场方面，除内蒙古50MW示范电站启动外，也屡屡传出五大电力集团以及部分大型企业集团在光热发电方面的立项消息。观察人士认为，如果所有已公布项目均能实施，2015年前我国太阳能热发电装机容量将达3GW左右。
　　无法否认，国内市场已处于加温启动阶段，业界对太阳能光热发电的发展前景已基本达成共识，各路资金更是跃跃欲试。
　　但也应该清醒地看到，国内太阳能光热发电的规模化商业利用还存在着诸多制约因素。其中，技术成熟度、产业化基础以及发电成本或系统经济性等问题首当其冲。

　　对技术的理解渐趋一致
　　太阳能光热发电（Concentrated Solar Power，简“CSP”）是一种太阳能聚光热发电技术，依靠各种聚光镜面将太阳的直接辐射（DNI）聚集，通过加热导热介质，再经过热交换产生高温蒸气，推动汽轮机发电。
　　CSP目前主流的几种技术路线都是按照太阳能采集方式来划分的，主要有塔式、槽式和碟式三类。目前全球范围内已建成或在建的项目，以槽式为最，但塔式和碟式也开始得到越来越多的应用。
　　就三种技术的比较而言，天威（成都）太阳能热发电开发有限公司总工程师周学斌认为，槽式系统技术已经成熟，也基本实现了商业化，其他两种方式还处于示范阶段。他进一步解释说，“槽式系统目前的技术标准、运营经验以及分析数据都是比较成熟的，所以在国外建设槽式电站银行可以担保，在国内也有政策支持，因此槽式系统的商业化发展速度更快。”据他介绍，目前槽式系统在国际市场上装机规模越来越大，西班牙达到了2.4GW，美国政府已审批的将在2014年之前建设的项目装机容量也达到了2GW。
　　而塔式和碟式目前所占份额相对较小，也比较分散，多是一些小规模项目，尤其碟式所占份额更小。不过就技术优势而言，周学斌也认为这三种技术路线都有各自的特点，他介绍说，“槽式系统线聚焦技术已经得到了近三十年的实践验证，在成熟度上没什么问题，但其线聚焦形式的聚光效率与集热管太长带来的热能耗散始终是个问题；而塔式系统相对造价成本低，跟踪系统简单，抗风能力强，所以在中温热发电方面有其独到优势。但由于聚光镜距离塔顶太远，对跟踪的命中率和精准度的要求也更高，且因为距离过远光能损耗更大，这些问题都不太好解决；相比而言，碟式的聚光效果更好，也更省水，尽管在相同规模条件下可能占地面积更大，但对场地平整度要求却没有前两种技术那么高，因此具有更灵活的应用空间。”
　　在占地面积方面，周学斌用了一个非常形象的比喻来区分三种技术路线的差别——槽式系统是连排别墅，塔式系统是独栋别墅，碟式则是叠拼独栋别墅。
　　东莞中能光伏科技有限公司首席技术官何斌则从系统跟踪效率和设备制造角度对槽式系统和塔式系统表达了自己的看法。在他看来，槽式的跟踪系统只能跟踪东西方向，不仅跟踪精准度低，对场地要求也更高，而且其抛物面聚光镜和集热管加工难度也较大，目前全世界有能力规模化生产的企业也不多；而塔式系统因为镜子的距离太远，带来聚光差别大，因此对镜面平整度加工要求很高，制造是个难题。
　　任何一种技术的产业化推广，离开金融机构的支持几乎是不可想象的，因此金融资本对技术的理解会在很大程度上左右产业化进程。亚洲开发银行对太阳能源在本区域的利用一向积极支持，其区域和可持续发展部能源高级顾问和实施领导Anil Terway先生日前在接受《太阳能发电》杂志记者邮件采访时表示，“亚行在技术选择上保持中立。尽管槽式是CSP主流技术中最成熟的，但每种CSP技术在转换效率、占地、成本、冷却用水的需求等方面各有优缺点。因此技术选择要根据预期的产出、场地条件、可利用的投资资金情况进行审慎的分析。”
　　据Anil Terway介绍，亚洲开发银行自从2009年以来一直在推动中国的太阳能热发电技术发展，并已经提供了一项名为“太阳能热发电开发”的技术援助赠款，该技术援助赠款目前正在帮助八达岭1兆瓦塔式CSP示范电站和甘肃50兆瓦CSP示范项目建设。
　　作为地区政策性金融机构，尽管亚行的看法与其他投资性金融资本的可比性不大，但其审慎的态度多少还是表明了目前外界对光热发电技术现状的一种理解。当然，Anil Terway同样也认为，太阳能热发电能够成为可再生能源的一种主流技术，因为“带有储热设施的光热发电系统输出是连续的和可调配的，这消除了风电和光伏发电技术输出的间歇性问题，还可以用于大型混合系统，例如和天然气发电相结合等。”
　　不过，业界对于技术路线的发展仍在不断思考和探索。在周学斌看来，正是有了过去数十年的实践，高温高聚光的方向才凸显出来，并成为未来光热发电技术的大趋势。因为只有高参数才能产生高效率，才能降低造价成本实现规模化发展。从这个角度，他认为目前的三种技术路线都有局限，未来应该是多种技术路线的优势集合。
　　中海阳新能源电力股份有限公司董事长薛黎明对此表示了认同。据他介绍，目前业界已开始试验把原本作为独立发电系统的众多碟式系统串联起来组成一个大系统，经过其更高效率的热能收集，到后端推动汽轮机发电。薛黎明解释说，“碟式系统的高聚光能够收集更多的热能，不但规避了槽式的集热管散热问题和塔式的跟踪精准度以及远距离传输光能问题，而且更节水，对场地的要求也更灵活，因此将是未来的主流方向。”
　　在八月中旬于三亚举行的太阳能光热发电国际论坛上，对这一技术发展方向持认同态度的内人士不在少数，一家国外企业甚至还搬来一个将用于此技术方向的碟式模型摆放在了会场门口。
　　总体而言，多位业内专家都表示，光热发电作为一种技术群的集成，需要克服的技术难点还很多，而且相比光伏系统也有更多的特殊要求，比如对电站选址的场地、光照强度、太阳照射角度以及空气相对湿度等要求都更为严苛，这也在一定程度上制约了光热发电的试验和示范。

　　规模化试验亟标准化
　　也正是由于光热发电技术路线尚存衍变可能，因此在一定程度上统一技术研发和设备制造标准，可能是光热发电产业化目前更紧迫需要解决的问题。此说并不矛盾。
　　目前的三种主流技术都已经过了数十年的发展和实践，一些技术环节已经相当成熟。但光热发电如要大规模利用，仍还需要更大范围更大规模的试验和实践，因为对于光热发电这种多技术群集合的大型系统而言，不同规模量级的系统甚至有可能需要采用完全不同的集合技术。如果没有技术标准作为支撑，更大规模和范围的试验很难实现，意义和价值也将大打折扣。
　　只有更大规模地将现有技术路线予以试验和实践，其各自的优劣势才可能更充分地体现出来。也只有在此基础上，联合多种优势的技术整合方向或曰技术创新才更具价值。
　　近年来，国内不少机构或企业都宣称在光热发电设备或技术方面有研发成果出来。但不可否认的是，这些研发成果几乎都未进行过规模化电站的试验和实践，因此其技术可靠性和规模化利用可行性仍有待验证，还需要通过规模化电站建设去试验和实践。而规模化试验，同样需要在设备选型乃至系统集成方面形成一定的标准，不然很难实现规模化，投资成本也更高。
　　因此，标准的建立，或将成为光热发电产业化真正起步的基石。可吊诡的是，标准的建立本身就需要更多的试验和实践作为基础。
　　正是因此，对于产业化初期举步维艰的光热发电来说，政府在此时此刻的引导作用才更显重要。于是，光热发电面临的另外一个关键问题也就凸显出来——政府如何促进产业建立基础，以迈出最为关键的前几步。作为一种已被实践证明可行的技术，光热发电向产业化和规模化利用方向的起步，离不开政府之手的积极介入。

　　产业化起步仍需政策扶持
　　与很多新兴技术一样，光热发电的核心技术目前也只是掌握在少数几个国家的企业手中。周学斌表示，“由于光热发电技术本身存在的难点较多，加上改革开放以来我们已经习惯了以市场换技术，所以国内在政策支持力度、相关标准执行和鼓励政策方面都并不够热心，从而导致国内光热发电的规模化示范一直未能真正启动。”在他看来，没有规模化的市场利益驱动，国外光热发电技术大国不太可能将工艺和设备同时转让给我们。
　　作为全球为数不多的能生产槽式光热发电集热管的企业，肖特公司相关人士接受《太阳能发电》杂志记者采访时就表示，肖特之所以目前对国内小规模的示范项目兴趣不大，主要还是担心核心技术的流失。
　　尽管掌握光热发电核心技术的主要跨国企业都对进入中国市场积极“示好”，但国内目前“雷声大，雨点小”的市况看来对他们的吸引力并不大，《太阳能发电》杂志记者近日约访的几家知名外资光热发电设备企业均避而不谈其中国市场策略，亦可窥其心态一斑。
　　在周学斌看来，引进技术与自主研发并不矛盾，国内市场的起步完全可以借鉴国外的成功经验。他建议，“我们可以沿袭美国、西班牙等光热发电技术强国的做法，从多做试验示范项目开始，以吸纳和吸收为前提，坚持自主研发创新的原则。如此，更有望尽快迈出国内光热发电市场化的第一步。”
　　美国、西班牙等国在光热发电领域之所以领先，很大程度上是因其早在20多年前就开始了巨额投资。如前文所述，上世纪80年代前后光热发电在西方国家曾掀起了一拨投资高潮。其中特别值得一提的是，美国于1985年开始在加州建设的9座槽式太阳能热电站，总装机容量达到353．8MW，且至今仍在正常运行。
尽管由于石油危机结束后光热发电系统成本问题凸显，各国光热发电投资热情停滞，但却正是由美国、西班牙、以色列和德国等发达工业国家在上世纪掀起的那一轮光热发电实践高潮，带来了光热发电技术的快速进步，并沉淀至今。
　　我国在太阳能热发电领域的实践实际上一直都没有真正启动，只是进行了一些技术研发和小型样机试制。周学斌介绍，受经费和技术条件的限制，国内只是在“六五”期间建立了一套功率为lkw的太阳能塔式热发电模拟装置和一套功率为lkw的平板式太阳能低热发电模拟装置，并与美国合作设计并试制成功一套功率为5kw的碟式太阳能发电装置样机。
　　在全球经济衰退和国内经济转型的背景下，政府扶持光热发电产业化发展的意义，其实已经不仅限于对一种技术的支持。在北京工业大学教授吴玉庭看来，大力推广和发展太阳能热发电可带动十大关联产业，并可促进我国经济的高速发展。他介绍说，“太阳能热发电示范电站所涉及的产业链非常广泛，包括支架、玻璃加工和成型、机械传动系统和跟踪、监测和控制、高温换热器、高温熔盐罐、高温熔盐泵及水泵、管路阀门、高参数小容量蒸汽轮机、熔盐配制等。其中钢铁、水泥和玻璃是太阳能热发电的主要材料。”据他估计，建设一个10万千瓦的光热电站需要1.5万吨玻璃、5万吨钢材和4万吨水泥，如实现年装机容量1000万千瓦，则每年需150万吨玻璃、500万吨钢材和400万吨水泥。因此光热发电可延伸产业链，并可大大拉动钢铁、水泥和玻璃的需求。
　　吴玉庭认为，太阳能热发电技术在未来3~5年内会发展成为一个超过风力发电规模的战略性新兴产业。而现在“正是投资的最佳时机。”但他也认为，国内光热发电还处于酝酿期，其产业还未形成。因此，“在目前太阳能热电站配套部件还未实现批量生产的情况下，太阳能热电站的建设成本肯定是高的，这就迫切需要政府出台产业扶持政策，如贷款、免税、电价等。因为从研发到真正商业化之间有一个死亡谷，如果政府政策缺位，产业将很难健康发展。”他说道。亚行的Anil Terway也认为，“在光热发电部署的早期阶段，政府应该更多的关注CSP的开发。尽管中国政府制定了‘十二五’期间雄伟的太阳能装机量目标--新增10吉瓦，但对于CSP明确的目标仍未出台。而最新出台的上网电价对于光伏和光热发电是相同的（人民币1元-1.15元/度），我们认为这不能反应CSP技术的成本结构，而且对于增加储热系统以提升光热发电的并网能力几乎没有激励。”他表示，中国在推广CSP技术方面颇有潜力，政府应给予更充足的支持，包括适宜的电价机制等。
　　对于电价机制的形成，东莞中能光伏科技有限公司首席执行官李成成认为，政策对光热发电产业化发展的促进作用的确是第一位的，也是目前迫在眉睫的，但具体上网电价的确定仍然还是要借助国内光热发电市场的规模化启动，其中规模化示范应用是关键，从而才能吸引大量的设备和工艺研发投资，实现其产业化发展。
　　周学斌和吴玉庭都认为，在国家的“十二五”规划中，光热发电之所以排在了前列，也是因为这个行业具有巨大的发展潜力。很显然，政府也认识到了光热发电才是未来发电行业的先锋。
　　多位业内人士都对《太阳能发电》杂志表示，尽管由于光热发电尚未形成产业，国家在投入方面还很慎重。但随着越来越多的央企和民营企业的加入，这一状况正在发生改变。
　　中科院太阳能热利用与光伏系统重点实验室主任王志峰曾公开表示，随着国内一批示范项目的启动，我国光热发电设备产业很快将形成千亿元产业集群。中科院电工所可再生能源研究中心主任马胜红也认为，形成我国从基本材料、主机设备和系统设计集成的太阳能光热发电产业链的时间不会太长了。

　　系统经济性初具竞争力
　　据周学斌介绍，目前全世界只有美国和西班牙基本实现了光热发电的商业化运营。从上述国际市场来看，光热发电的系统建造成本已远比上世纪有了很大的降低，且随着传统能源价格的上升，其发电成本与传统能源的经济性同比也已有了大幅上升，已初步具备了与传统能源的竞争力。
　　据Rueckert博士介绍，美国能源部于2009年发布的太阳能热发电研究计划中，宣布到2015年太阳能热发电成本将由2008年没有蓄热的13~16美分/kWh降低到2015年6小时蓄热的9~12美分/kWh，到2020年实现蓄热18小时，成本降低到6美分/kWh。
而欧盟在2010年6月发布的《太阳能热电2025》中指出，目前欧洲太阳能热电站的成本是每千瓦27欧分左右，并预计在2015年迅速降低到每千瓦10欧分的水平。
　　如此成本，在经济性方面已可与常规火力发电相竞争。
　　而国内市场由于尚无规模装机试验，目前还无法从经济性角度予以比较。但周学斌表示，如果国内市场真正得以启动，其发展速度将会是很快的。“一旦我们在市场容量和政策支持两方面得到突破，国内光热发电将很快凸显其竞争力，规模化发展指日可待。”
　　有专家认为,一旦产业链完整，国内光热发电就将显现出良好的系统经济性，因此国家应考虑给予国内企业多做集成电站的机会。
　　除了规模化可促进系统投资和发电成本降低外，从电网大系统的角度来说，由于光热发电发出来的直接就是交流电，且可依靠热储存实现不间断发电和可调度，因此发电规模效益更好。同时对电网要求较低，基本可以直接与电网对接，属于电网友好型电源，因此电站投资外的电网大系统成本也更低。
　　另外，在环境危机日益严峻的今天，经济性比较已不能仅限于只计算直接投资和发电成本，还需要加入环境成本，而这是一笔更大的支出。
有专家表示，即或仅仅只是与同为清洁能源的光伏发电相比，光热发电也没有生产光伏电池所带来的高能耗、高污染等问题，设备生产过程更清洁、更环保。

　　前途无限光明
　　按照国家领导人对国际社会的承诺，我国对可再生能源利用在国内能源占比到2020年将达到15%，这是一个艰巨的目标。在核能危机和水电环境问题突出的背景下，以现有可再生能源的技术特点和资源性角度来看，或许只有太阳能源具有担当主力军的能力。而从技术特点上来说，由于太阳能光热发电可与低成本大规模的蓄热技术结合，可提供稳定的高品质电力，克服了风能和光伏发电无法大规模使用蓄电池而造成的输电品质差、对电网冲击大的缺陷，因此是目前技术条件下可再生能源发电中最有前途的发电方式，也更有可能成为未来的主力能源。
　　国家发改委在今年6月1日颁布实施的《产业结构调整指导目录(2011年本)》鼓励类新增的新能源门类中，太阳能光热发电被放在了突出位置。另外，即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》中，太阳能热发电目标拟定为2015年装机达100万千瓦，2020年装机达300万千瓦。《规划》中提出，未来5年将在全国光照条件好、可利用土地面积广、具备水资源条件的地区开展太阳能热发电项目的示范，“十二五”将通过这些试点地区项目带动产业发展，到2020年开始实现规模化商业应用。业内人士据此认为，到“十二五”末，我国光热发电的装机容量有望超过光伏发电。
　　但目前国内的产业基础，也仍让不少人表示了困惑。
　　据周学斌介绍，目前无论国际还是国内，对光热发电市场也都有两派意见。一派认为，光热发电前景非常好，技术已经很成熟，大规模商业化利用的时机已经到来；另一派的意见却不甚明了，认为光热发电无论是在技术上还是经济性方面都还有待更大规模的验证。
　　他对《太阳能发电》杂志记者表示，因为光热发电产业和传统热利用产业结合度太高，所以很多人跃跃欲试。但由于国内产业基础薄弱，因此更现实的出路可能还是采取市场换技术的模式快速把产业做起来。可目前一些掌握核心技术的国际大公司对中国市场的态度很不明朗，这也让国内企业比较困惑，不知道什么时候才是最好的切入点，所以目前国内很多大企业实际上还是关注和观望多于行动。
　　在他看来，目前的市况从表面来看是比较乐观的，但我国现在还处于光热发电发展初期，如果没有政府在政策方面的更大支持和扶助，即使是国内的五大电力集团，面对光热发电这种要求规模化、高投资的行业，尽管其间的利润着实可观，可能对此也只能是有动力却没实力。（吴军杰）