太陽能光熱發電正在成為中國能源巨頭新的角逐點，這個產業的商業化由此拉開了大幕。
漸成投資熱點
由我國自主研發的10kW碟式太陽能聚光發電系統樣機，日前在寧夏石嘴山市進行測試及試運行，填補了我國在碟式太陽能聚光發電技術方面的空白。
而此前，2007年6月，國內首座70千瓦的太陽能塔式光熱發電系統在南京通過鑒定驗收。2010年7月，亞洲首座塔式太陽能光熱發電站在北京延慶動工興建。
2011年4月，內蒙古50兆瓦槽式太陽能項目中標結果揭曉，大唐新能源[1.66 14.48%]股份有限公司以0.9399元／千瓦時的最低價中標。有關資料顯示，內蒙古光熱發電項目總投資約16億元，每年可發電1.2億千瓦時以上。中國科學院電工研究所研究員馬勝紅介紹，這是我國首個光熱發電特許權招標項目，這次招標是“零的突破”。
6月1日，國家發改委頒布的《產業結構調整指導目錄(2011年本)》正式實施，在指導目錄鼓勵類新增的新能源門類中，太陽能光熱發電被放在突出位置。業內人士認為，光熱發電設備市場即將迎來新一輪競爭。
目前，我國以火力發電為主，對生態環境產生的負面影響巨大。隨著生態環境的日益惡化，煤、天然氣等一次性能源的日益枯竭，太陽能發電以其綠色、無污染、可持續等特點，成為新能源的熱點。
據上海交通大學太陽能研究所所長沈文忠介紹，我國屬于太陽能資源儲量豐富的國家之一，年日照時數大于2000小時的地區面積，約占全國總面積的三分之二以上，其中，有條件發展太陽能電站的沙漠和戈壁面積約為30萬平方公里，占我國沙漠總面積的23%，太陽能發電在我國發展潛力巨大。
太陽能光熱發電是繼光伏發電后的一種新的太陽能發電方式，是一個新型的朝陽產業。目前，這一產業在我國雖處于起步階段，但卻是新能源利用的一個重要方向。
過去一年多，幾大能源企業在四川、青海、甘肅、寧夏等多個地區開始籌建數個太陽能光熱發電項目，規模從100MW到500MW不等。華泰聯合證券新能源行業首席分析師王海生介紹，目前大唐在內蒙古、國電在新疆、華電在青海、華能在西藏都開始運作不同規模的光熱發電。
據了解，日前在石嘴山開始試運行的10kW碟式太陽能聚光發電系統樣機，由浙江華儀康迪斯太陽能科技有限公司自主研發。該公司首席執行官萬斌介紹，這臺太陽能聚光發電系統組合應用了多項新技術、新材料和新工藝，比美國僅僅晚了半年；與其他太陽能發電系統比較，這套碟式聚光發電系統的光電轉換效率達到30%以上，且具有安裝靈活、制造和維護成本低的優勢，具有廣闊的市場前景。今年8月，該公司還將推出25kW太陽能聚光發電系統。
何為太陽能光熱發電
太陽能光熱發電的原理是，利用大規模陣列拋物或碟形鏡面收集太陽熱能，通過換熱裝置提供蒸汽，推動傳統汽輪發電機發電。太陽能光熱發電技術和硅晶光伏發電相比，前者可以大大降低太陽能發電的成本。而且，這種形式的太陽能利用，還有一個其他形式的太陽能轉換所無法比擬的優勢，即太陽能燒熱的水可以儲存在巨大的容器中，在太陽落山后幾個小時，仍然能夠帶動汽輪發電。
光熱發電有槽式、塔式和碟式三種系統。
槽式太陽能光熱發電系統全稱為：槽式拋物面反射鏡光熱發電系統，是將多個槽型拋物面聚光集熱器經過串并聯的排列，收集熱量，燒水產生高溫蒸汽，驅動汽輪機發電機組發電。
上世紀70年代，太陽能電池價格昂貴，效率較低，相對而言，光熱發電效率較高，技術比較成熟，因此當時許多工業發達國家都將光熱發電作為重點，投資興建了一批試驗性太陽能光熱發電站。據不完全統計，從1981～1991年，全世界建造的太陽能光熱發電站(500kW以上)約有20余座，發電功率最大達80MW 。20世紀80年代初期，以色列和美國開始研究槽式拋物面聚光反射鏡太陽能光熱發電系統。從1985~1991年，在美國加州沙漠相繼建成了9座槽式太陽能光熱發電站，總裝機容量353.8MW，并入網營運。經過努力，電站的初次投資由1號電站的4490美元/kW降到8號電站的2650美元/kW，發電成本從24美分/kWh降到8美分/kWh。
從1981~1991年，全世界建造了裝機容量500kW以上的各種不同形式的兆瓦級太陽能熱發電試驗電站，其中主要形式是塔式電站，最大發電功率為80MW。
碟式太陽能熱發電系統是由許多鏡子組成的拋物面反射鏡組成，接收在拋物面的焦點上，接收器內的傳熱工質被加熱到750℃左右，驅動發動機進行發電。
過去，我國在太陽能光熱發電領域受經費和技術條件的限制，開展的工作比較少。在“六五”期間僅建立了一套功率為lkW的太陽能塔式熱發電模擬裝置和一套功率為lkW的平板式太陽能低熱發電模擬裝置。此外，我國還與美國合作設計并試制成功率為5kW的碟式太陽能發電裝置樣機。
上世紀80年代中期，人們對建成的太陽能光熱發電站進行技術總結后認為，雖然太陽能光熱發電在技術上可行，但投資過大，且降低造價十分困難，所以各國都改變了原來的計劃，使太陽能光熱發電站的建設逐漸冷落下來。
馬勝紅告訴記者，就幾種形式的太陽熱發電系統相比較而言，槽式熱發電系統是最成熟，也是達到商業化發展的技術，塔式熱發電系統的成熟度目前不如拋物面槽式熱發電系統，而配以斯特林發電機的拋物面碟式熱發電系統，雖然有比較優良的性能指標，但目前主要還是用于邊遠地區的小型獨立供電，大規模應用成熟度則稍遜一籌。另外，槽式技術雖然較為成熟，但發電過程需要大量用水；塔式技術也需要大量用水；只有碟式技術發1千瓦時電只需1.4升水，能適應日照時間長的沙漠和戈壁地區，在三種光熱發電技術中轉化率最高。
應該指出，槽式、塔式和碟式太陽能光熱發電技術同樣受到世界各國的重視，并正在積極開展工作。
商業化缺乏集成經驗
目前，我國科學家已經對碟式發電系統、塔式發電系統以及槽式聚光單元進行了研究，掌握了一批太陽能光熱發電的核心技術，如高精度高反射率的反射鏡、高精度雙軸跟蹤控制系統、高熱流密度下的傳熱、太陽能熱電轉換系統等。
要提高槽式光熱發電系統的效率與正常運行，涉及到兩個方面的控制問題：一是自動跟蹤裝置，要求聚光器時刻對準太陽，以保證從源頭上最大限度的吸收太陽能，據統計，跟蹤比非跟蹤所獲得的能量要高出37.7%。二是要控制傳熱液體回路的溫度與壓力，滿足汽輪機的要求，實現系統的正常發電。針對這兩個問題，國內外學者都展開了研究，取得了一定的進展。
德州華園新能源應用技術研究所與中科院電工所、清華大學等單位聯手研制開發的槽式太陽能中高溫熱利用系統，設備結構簡單、安裝方便，整體使用壽命可達20年，很好的應用于槽式太陽能熱發電系統。
槽式太陽能中高溫熱利用系統最大的特點是，太陽能反射鏡是固定在地上的，所以不僅能更有效地抵御風雨的侵蝕破壞，而且還大大降低了反射鏡支架的造價。更為重要的是，該設備技術突破了以往一套控制裝置只能控制一面反射鏡的限制，可以對數百面反射鏡進行同時跟蹤，將數百或數千平方米的陽光聚焦到光能轉換部件上(聚光度約50倍，可以產生300~400℃的高溫)，改變了以往整個工程造價大部分為跟蹤控制系統成本的局面，使其在整個工程造價中只占很小的一部分。
同時，該系統對集熱核心部件——鏡面反射材料，以及太陽能中高溫直通管采取國產化生產，降低了成本，并且在運輸安裝費用上降低了大量費用。
這兩項突破徹底克服了長期制約槽式太陽能中高溫系統大規模應用的技術障礙，為實現太陽能中高溫設備制造標準化和產業化規模化運作，開辟了廣闊的道路。
盡管我國光熱發電商業化示范項目已經起步，但是業界人士仍然認為，對企業來說，過去的技術研發都是針對單個器件，最大的缺陷在于沒有系統集成的太陽能光熱發電項目經驗。
如何打造我國太陽能光熱發電產業鏈？
馬勝紅認為，雖然光熱發電系統對國內企業來說，技術門檻并不高，但在熱油循環、儲能以及熱交換等技術環節，國內企業仍有待進一步攻關，關鍵是在大系統的技術和經驗上。目前，需要突破三個瓶頸：一是要掌握關鍵零部件技術，并經過商業實踐的考核；二是大型發電系統建設和調試國內缺乏經驗，需要與國外企業和專家合作；三是目前招標電價過低，希望國家能有扶持政策，讓企業有積極性，同時對電站選址、規劃要有具體的要求，早布局、早測量。
中國國際工程咨詢公司的一份調研報告指出，由于太陽能光熱發電的成本還高于常規電站，因此太陽能光熱發電技術的推動，最關鍵的還是需要政府在政策上的指導和支持。有關專家建議，國家應考慮給予我國企業做集成電站的機會，國內企業只要完成3~4個商業項目，整個產業鏈就會比較完整。
新一輪競爭即將爆發
光熱發電是已被印證的成熟可靠的發電技術，在上世紀70年代，中東石油危機時迎來契機，于上世紀80年代由美國初步應用，裝機量達到354MW。此后經歷了近20年的“市場空白”期，目前，第二次市場競爭的爆發已經“箭在弦上”。
華泰聯合證券新能源首席分析師王海生介紹，首先是2009年西班牙可再生能源FIT的政策激勵，促使其光熱發電三年來發展迅速，累積裝機約582MW，在建項目超過600MW；2009年美國一系列激勵政策，也促使其光熱發電市場重新啟動，在建項目近500MW，規劃項目超過10GW(即1萬兆瓦)；另外中東地區、澳大利亞、印度、南非等國，也有規模不等的市場正在啟動中。目前全球在建及規劃中的光熱發電項目已經達到23GW，對應投資超過500億美元。
我國也將太陽能光熱發電作為重點發展的戰略性新興產業之一，在國家電力“十二五”規劃中，明確指出“十二五”期間，將在甘肅、寧夏、新疆、內蒙古選擇條件適合地點，建設太陽能光熱發電示范電站。據華泰聯合證券統計，如果所有已公布項目均能實施，2015年前，我國的太陽能光熱發電裝機容量將達3GW規模，按照光伏系統可比成本計算，市場總量達450億元人民幣。
光伏光熱將同步推進
太陽能利用的大發展已經不容置疑，需要討論的只是路徑問題，是發展光伏還是光熱？兩種聲音一直在爭議，從最初的偏向光伏一邊倒，已經演變為目前兩者勢均力敵的態勢。
中國電力[1.90 1.06%]科學研究院副總工程師胡學浩認為，由于太陽能光熱發電和火電一樣是通過蒸汽輪機發電，加上太陽能光熱發電帶有熱儲存系統，更有利于電力系統的穩定和調節。目前光熱發電價格與光伏發電成本相當，但是光伏發電沒有儲熱設備，而光熱發電可以采用儲熱裝置提供穩定的電力輸出。如果考慮儲熱裝置，光熱發電的綜合價格比光伏發電要便宜些。而且，太陽能光熱發電適合多樣化的技術應用。例如可實現低成本的儲能，提高電力輸出品質；與現有電力設施結合發電；太陽能光熱發電的余熱可用于制冷、海水淡化或污水凈化等多個領域。
如今，在各種新能源類的論壇上，都在討論光伏發電和光熱發電的發展前景。其實，光伏和光熱最好的發展方式是在不同領域協同發展，比如光伏用于小型的、分布式的、一家一戶的發電，甚至是樓宇的薄膜電池類型，而光熱應用于大型電站。光熱的成本比較低，裝機容量越大，發電成本越低，可以實現規模化。由此可見，太陽能利用的產業鏈將更為復雜和多元化，太陽能行業在大跨步前進的同時更要良性發展，面臨的挑戰也將更多。
而太陽能光熱發電以其與現有電網匹配性好、光電轉化率高、連續穩定發電和調峰發電能力強，受到業界專家的推崇。業內人士普遍認為，光伏和光熱發電都有著良好前景，二者并不是互相替代的關系，而是并行發展。在全球低碳經濟與新能源革命的大趨勢下，光熱發電極有可能成為我國未來份額最大的主導能源。
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