在應對全球氣候變暖的背景下，大力發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，太陽能無疑是未來世界最理想的能源之一，在各國中長期能源戰略中占有重要地位。

太陽能熱發電（以下簡稱光熱）以其與電網匹配性好、光電轉化率高、連續穩定發電和調峰發電的能力較強、發電設備生產過程綠色、環保，不產生有毒物質等特點受到人們的高度關注。根據專業機構的測試，在整個生命周期中，光熱發電每千瓦時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。光熱具備較為經濟的可儲熱性和可補燃性，兼具光伏（清潔能源）和火電（電網親和性）的優勢，是我國新能源戰略的必然選擇。

一、國際太陽能熱發電產業發展現狀與特點

（一）全球投運光熱電站裝機近5GW，西班牙、美國領跑

從上世紀50年代光熱發電技術誕生至今，全球太陽能熱發電產業經歷了多個發展階段。當前全球太陽能熱發電市場呈現出西班牙、美國裝機總量領跑，新興市場裝機開始釋放，整個產業全球范圍蓬勃發展的局面。盡管不同來源數據略有出入，但粗略算來，截至2015年12月底，全球已建成投運的光熱電站已接近5GW。

　　全球太陽能熱發電累計裝機容量（2006～2015年）

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4GW，約占全球光熱裝機的88％。其后是印度、南非、阿聯酋、阿爾及利亞、摩洛哥等國。

　　各國在運太陽能光熱發電站裝機容量（截至2015年12月）

導讀：在應對全球氣候變暖的背景下，大力發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，太陽能無疑是未來世界最理想的能源之一，在各國中長期能源戰略中占有重要地位。

（二）新興市場國家光熱發展迅速，裝機增長超過西、美

2015年，全球太陽能熱發電新增裝機容量主要來自于摩洛哥、南非和美國，來自新興市場的裝機增長首次超過西班牙和美國兩大傳統市場。

根據國際能源署太陽能熱發電和熱化學組織（SolarPACES）統計，截至2016年2月底，全球在建太陽能光熱發電站裝機容量約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。中國近幾年也開始發展光熱發電產業，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。

　　各國在建太陽能光熱發電站裝機容量（截至2016年2月）

（三）槽式發電占比最多，塔式發電前景看好

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

據不完全統計，截至2016年2月，在全球建成和在建的太陽能光熱發電站中，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11％，菲涅爾式電站占比不足9％。

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

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

二、國內太陽能熱發電產業發展現狀與特點

（一）我國光熱發電尚處于系統示范階段

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

2013年7月16日，青海中控德令哈50MW塔式太陽能熱發電站一期10MW工程順利并入青海電網發電，標志著我國自主研發的太陽能光熱發電技術向商業化運行邁出了堅實步伐，填補了我國沒有太陽能光熱電站并網發電的空白。

（二）民營資本積極，浙江中控、首航節能領跑，中央企業后來居上

從當前參與投資建設的主體看，民營企業領跑我國光熱發電市場，成為推動光熱產業發展的主力軍。浙江中控太陽能以自有資金投資建設了10MW水工質塔式電站于2013年7月并網運營（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小時發電的10MW熔鹽塔式電站，累計在光熱發電領域的投資已近10億元；其它如中海陽、天瑞星、濱海光熱等都用自有資金投入多年。

2014年，國家發改委核準了我國首個光熱發電示范項目電價，即中控德令哈10MW電站的電價為1．2元／kWh，這吸引了更多企業和資本開始關注并陸續進入光熱發電行業，更多項目投資商開始規劃投建光熱電站，對光熱發電行業的發展起到了很好的促進作用。2015年9月，國家能源局發布《國家能源局關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知》，中國光熱發電示范項目建設啟動，中核、華能、大唐、華電、國電、國家電投、神華、中節能、中信等中央企業均有項目申報并入選，占據了入選的20個項目的半壁江山；民營企業中，中控、首航、中海陽、兆陽光熱、大成、博昱等光熱企業參與；外企中，BrightSource、Abengoa等也有上報。中央企業的加入，更加堅定了對行業發展的信心。

（三）建設成本相對較低，90％以上設備可實現國產化

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

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聯合對國內光熱發電產業進行了調研。從調研的結果來看，全國光熱發電裝備的國產化率已經達到90％以上，一些部件具備了商業生產條件，太陽能熱發電產業鏈逐步形成，具備了在國內大規模推廣的基礎。

（四）示范項目和標桿上網電價重磅出臺，光熱發電開啟歷史轉折

2016年9月2日，國家發改委公布標桿上網電價為1．15元／kWh（含稅）；9月13日，國家能源局發布《關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，共20個項目入選國內首批光熱發電示范項目名單，總裝機容量1349MW。根據最新的國家能源局《太陽能利用“十三五”發展規劃（征求意見稿）》，“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元的造價水平，短期1GW示范項目對應300億元投資市場規模，而到2020年的10GW目標對應的總市場容量接近3000億元。考慮造價成本的降低因素，空間也可超千億元，我國光熱發電已經開啟新的歷史轉折。

按照IEA預測，中國光熱發電市場到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。以此推算，未來中國光熱市場有望撬動一萬億級資金。

三、太陽能熱發電產業發展的經驗與教訓

（一）光熱產業初期發展需倚重政策扶持

相對于火電、水電、光伏等發電形式，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、太陽能場規模。據我國內蒙古鄂爾多斯的50MW槽式太陽能光熱發電特許權示范項目的工程報告顯示，該項目單位造價為2．6萬元／kW，幾乎是光伏發電造價的3倍，是火電的4倍。

鑒于前期投入大，發電成本高的特點，光熱產業在發展初期離不開國家的各項扶持政策，政策與光熱發電產業發展初期的電站融資情況息息相關。政策支持力度越大，光熱發電項目的融資問題越好解決。

以美國為例，得益于美國能源部推行的貸款擔保計劃和ITC，美國的多個大規模光熱電站得以順利開工建設。貸款擔保計劃支持的光熱電站項目包括當時世界上最大的塔式電站、最大的太陽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電成本下降，為光熱電站開發積累了經驗，并為此后開工建設的光熱電站提供更快速、更高效的開發方案。盡管隨后貸款擔保計劃由于某些項目債務無法追回而被迫中止，使美國光熱電站開發商不得不從其他渠道尋求項目融資，如通過ITC獲得支持等。但已被支持的大規模電站運行后，光熱電站的優勢正在逐漸被證明，這無疑為光熱行業未來發展起到了良好的示范作用。

（二）光熱發電全面產業化需破解成本難題

政策扶持的意義在于為培養光熱產業生存能力和競爭力保駕護航，如果政策扶持未能促進光熱發電技術進步和成本持續下跌，那么光熱產業很難擺脫對政府依賴，更難以獲得長足發展。以西班牙、美國為例，西班牙是采用固定FIT機制推動光熱發電產業發展，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補貼，同時要求征收7％能源稅，直接導致光熱發電產業遭遇斷崖式危機。ITC政策是美國支持太陽能發展的核心政策，投資太陽能發電可享受最高相當于其投資額30％的聯邦稅收減免。美國的目標是到2020年光熱發電能夠實現無補貼上網，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）光熱市場健康發展需發揮市場競爭機制

在光熱項目開發過程中，選擇最佳運營商，優化資源配置，形成富有競爭性的市場機制，才能賦予行業最大的降本動力，才能賦予發電成本更大的下降空間。近年來，新興市場在發展太陽能熱發電產業時大多都采用了競爭性項目投標制，即根據中標電價的高低來決定各個項目最終的上網電價。競爭性投標帶來競爭加劇，隨之帶來更低的LCOE和更優惠的融資支持，這無疑會驅動光熱發電產業進一步發展。

以南非為例，隨著技術進步和越來越多的廠商加入競爭，南非光熱項目的中標電價呈逐步下降的趨勢。第一輪光熱發電項目平均中標電價為22美分／kWh，第二輪光熱發電項目平均中標電價約為21美分／kWh。第三輪招標中，由美國Solar Reserve和沙特ACWA領銜組成的聯合體獲得了裝機100MW的Redstone塔式光熱發電項目的開發權，該項目的投標電價為第一年12．4美分／kWh，剩余合同期內收購電價為15美分／kWh，幾乎只是上兩輪光熱發電項目招標電價的一半。

（四）光熱項目開發需以光伏為前車之鑒

同樣是得到政策支持的新能源產業，光伏行業在過去的十年中經歷了大起大落。這種劇烈波動的發展軌跡，凸顯了國內光伏市場開發培育不足、生產能力過剩、產業鏈不健全等問題。2011年光伏標桿電價政策出臺后，當年光伏電站裝機容量同比增長超過700％。由此推測，隨著太陽能熱發電標桿上網電價的出臺，處在類似發展階段的光熱行業在多個政策的推動下也將迎來投資熱潮。此時最應避免出現扎堆過熱現象，此前光伏產業的產能過剩便是前車之鑒。光熱產業投資需要結合地方資源，探索和試驗光熱發電產業的經濟性，謹慎選擇項目和技術路線，開發優質光熱資源。同時在產業上游的投資也同樣如此，防止產業依賴高額補貼盲目擴張，避免出現產能過剩現象。從政府到業界都應該從光伏行業曲折的發展歷史中吸取教訓，并且將相關的經驗應用在光熱發電產業的培育過程之中。