不過這一局面即將改變。《經濟參考報》記者近日了解到，根據“十三五”規劃征求意見稿，到2020年底光熱發電總裝機容量達到1000萬千瓦，有關人士透露甚至可達到1500萬千瓦，重點是積極推進一批太陽能熱電站示范項目，打造若干個百萬千瓦級的太陽能熱發電示范基地。經過篩選，首批示范項目名單和上網電價將在近期公布，未來國家還將研究出臺系列扶持政策。
有機構預測，2016年將是光熱發電啟動元年，“十三五”將形成數千億元市場規模。有業內人士指出，國產化和規模化是光熱發電成本降低的途徑，同時要盡快出臺相關標準，避免走光伏產業無序競爭的老路。
成本高光熱發電仍處起步階段
從海南三亞市驅車，一路向西行駛42公里，就到了崖城鎮南山工業開發區，華能南山電廠掩映于婆娑的椰林中。這座我國最南端的發電廠，現有2臺5萬千瓦燃氣發電機組和2臺1.6萬千瓦聯合循環發電機組，總裝機容量13.2萬千瓦。
廠區一隅，可見一張張平面反射鏡依列鋪開，如向日葵般實時跟蹤太陽運行，將光始終反射聚焦到鏡場上方的集熱管上，集熱管將吸收的熱量傳遞給管內流動的導熱油，然后再加熱水產生高溫高壓的蒸汽，通過汽輪發電機組就可以向電網供電，而且由于有高、低溫雙罐直接儲熱，可以不再受“日升日落”限制而進行全天連續穩定發電。
這便是中國華能集團自主研發的菲涅爾式太陽能熱發電科技示范項目的第二期，該系統裝機容量0.5MW，年發電量45萬度，年節煤150噸標煤。目前設計、建造均已完成，正在進行系統調試與運行。
事實上，2010年華能集團清潔能源技術研究院在國內就率先開展了直接產生蒸汽的光熱發電技術的研發，并在2012年10月30日在華能南山電廠完成了1.5MW太陽能熱發電科技示范項目投入運行，至今處于可進行并網發電運行的狀態。該項目是我國首個超400℃太陽能熱發電項目，也是我國第一個太陽能光熱與天然氣發電的混合式發電項目。
“過熱蒸汽最高可達450攝氏度左右，與國際同類最先進的水平相當。而且，一次回路直接產生高參數的過熱蒸汽，可以與常規的蒸汽機組匹配，大大提高了發電效率，同時降低了廠用電率。所有設備均實現國產化，申請專利80余項，填補了我國在光熱發電領域的多個空白。”該示范項目的主要負責人、華能清潔能源研究院博士劉明義介紹說。
不過，太陽輻射波動會導致過熱蒸汽參數較難穩定控制，這對于獨立運行的太陽能光熱電站影響較大，所以如前所述，示范項目第二期增加了儲熱系統，并且將傳熱和儲熱介質從水變成了油。據透露，下一步研發的方向是熔鹽儲熱系統，在無光照條件下可運行1小時。
如此之下，與太陽能光伏發電相比，太陽能熱發電的優勢更加明顯。一方面，采用低廉的平面反射鏡，并可近地安裝，鏡場實現模塊化，造價低。另一方面，可以將太陽能以熱能的方式儲存起來，并在必要時轉化為電能輸送到電網，實現全天候發電，而且可調可控、更為穩定，將顯著降低電網的接入及消納成本，并有利于電網消納更多的不穩定電源(風電并網、光伏并網等)，減少棄風棄光。此外，還可進行供熱。
據了解，除了菲涅爾式，塔式、槽式、碟式等光熱技術通過示范項目不斷完善成熟，但是相較于國外相當成熟的發展，國內太陽能熱發電市場還處于起步階段，裝機僅在數萬千瓦范疇，遠未形成規模，其中成本高是制約其發展的主要因素。自納入“十二五”規劃以來，光熱發電示范項目上網電價遲遲未能獲得，電價政策的不清晰影響了項目的融資推進。
示范項目及電價政策出臺在即
不過，在國家相關政策一一出臺、各類光伏示范項目陸續啟動的情況下，光熱發電的春天即將到來。根據《太陽能利用十三五發展規劃征求意見稿》，到2020年底，要實現太陽能熱發電總裝機容量達到1000萬千瓦，太陽能熱利用集熱面積保有量達到8億平方米的目標。重點在青海、甘肅、內蒙古等西部太陽能資源條件好，未利用土地資源和水資源相對豐富的地區，積極推進一批太陽能熱電站示范項目，打造若干個百萬千瓦級的太陽能熱發電示范基地。而國家能源局發展規劃司副司長何勇健在日前舉行的2016年經濟形勢與電力發展分析預測會上透露，“十三五”規劃的光熱發電裝機目標是1500萬千瓦，在電力裝機中占比0.8%。
去年9月，國家能源局下發《關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知》，首批示范項目申報共一百多家，總規模約10GW。“大家都在很積極地申報，華能集團報了兩個項目分別在內蒙古和青海，裝機規模至少在50兆瓦。”劉明義透露道。
水電水利規劃設計總院副院長易躍春介紹說，考慮目前光熱產業成熟度有待進一步提高，國家能源局對單個項目規模等進行了合理的安排，最終梳理出將近100萬千瓦左右的項目作為初步示范項目。至此，太陽能熱發電首批示范電站項目進入最終決策階段。而在3月21日舉行的第九屆亞洲太陽能論壇上，國家能源局新能源與可再生能源司副司長梁志鵬透露，該名單近期有望正式公布。
除了名單，業內更為關心的是示范項目電價的范圍和出臺的大致時間。易躍春表示，光熱產業初期風險較大，成本相對較高，同時可再生能源發展較快、補貼需求缺口比較大，國家發展改革委和國家能源局會結合以前試驗項目以及本次申報實際情況來制定上網電價。為推進太陽能熱發電產業的發展，國家將會研究更多有利于這個行業發展的政策和措施，促進光熱規模化、商業化發展。
據了解，從本次申報范圍來看，大部分處于1.1元到1.3元/kWh之間，相對比較集中的在1.2元/kWh左右。“光熱發電產業需要政策支持，如果度電成本按1元計算，電價補貼在1.2元/度比較合理。”劉明義表示。
國家發改委能源研究所研究員時璟麗表示，如果按照1000萬千瓦，電量按照300億千瓦時計算，2020年光熱當前補貼需求在200億元以上。
數千億市場將啟動
近年來，全球光熱發電市場步入高速發展期，總計裝機容量的年均增長率接近50%。截至2014年年底，全球光熱發電裝機總容量達到4534MW，其中，西班牙光熱發電裝機總容量達到2362MW，美國光熱發電裝機總容量達到1720MW，兩者合計達到全球裝機總容量的90%。2014年新增裝機容量1104MW，增幅達32%，美國以802MW的新增裝機容量領跑，印度位列第二。
從2015年全球光熱市場發展來看，光熱發電技術和應用市場正從發達國家向發展中國家過渡，包括南非、印度、摩洛哥等新興經濟體，都開始陸續推進光熱發電技術研發和項目建設，各國在建光熱發電項目規模均達到200-300MW。
機構認為，我國政策扶持力度正逐步加大，2016年將是光熱發電啟動元年。今后將會有更多企業涉足光熱發電核心裝備的制造包括EPC相關的項目，僅從“十三五”規劃10GW的初步規劃來看，以1GW示范電站就有300億元的市場規模來測算，新能源領域在光熱發電將形成2000億至3000億元的市場規模。
根據國際能源署IEA預測，2050年全球光熱發電的裝機規模有望達到983GW，將占全球電力供應的11%，其中，我國的光熱發電裝機有望提升至100GW以上，達到全球電力供應的4%，市場規模有望進一步擴大。
“我國太陽能熱發電集中在西北高寒地區。為了在高寒地區順利建成性能可靠、效率較高的光熱電站，不但需要引進國外技術，也需要自主創新并開發具有我國特色的先進技術。”國家太陽能熱利用技術創新戰略聯盟專家委員會副主任馬重芳說。
據劉明義介紹，在2009年的時候，槽式太陽能熱發電技術所要用到的反射鏡和集熱管都得進口，而且價格昂貴，項目沒有經濟性。而現在這些設備都可以國產，槽式的成本降了一半多。未來隨著光熱發電產業的興起，設備的制造成本也在下降，將極大地帶動企業投身該行業的積極性。
此外，光熱產業發展的另一問題就是國家、國際標準缺失。“光熱發電系統集成復雜，產業發展初期更需要建立相關標準，避免走光伏產業無序競爭的老路。”國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟秘書長劉曉冰透露，正在主抓聯盟標準的編制工作。
