一、光热发电概况

截至2017年底，全球光热发电装机达到513.3万千瓦，其中西班牙、美国、南非、印度以及摩洛哥装机规模较大，分别为 236.2万千瓦、183.2万千瓦、30.56万千瓦、20.5万千瓦以及18.1万千瓦。2017年全球新增光热装机11.6万千瓦，其中南非新增10万千瓦，阿曼、丹麦分别新增 0.924万千瓦以及 0.548万千瓦。 截至2018年6月底，我国光热装机约7.9万千瓦左右，典型的项目主要有中控德令哈1万千瓦塔式光热电站、首航节能敦煌1万千瓦塔式光热电站以及中广核新能源德令哈5万千瓦槽式光热项目，其余主要为小型实验项目。另外，预计首航敦煌10万千瓦塔式光热电站与中控德令哈5万千瓦塔式光热电站将在 2018年底 投产。

二、我国光热发电规划与政策简析

国家规划明确光热发电发展目标。《能源发展“十三五”规划》及《太 阳能发展“十三五”规划》等明确， 2020年光热发电装机达到 500万千瓦，同时光热发电成本将低于 0.8元 /千瓦时。但是从目前项目建设进展 情况来看，实现 2020年目标存在较大的挑战。示范项目正式推出。2015年9月，国家能源局发布了《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》， 决定组织一批光热发电示范项目建设，同时，提出了详细的技术规范。 2016年9月份，国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定第一批示范项目共 20个， 总计装机容量134.9万千瓦。 光热电价正式出台。2016 年 9 月，国家发展改革委印发了《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通 知》，核定全国统一光热发电标杆上网电价为1.15元 /千瓦时，同时，鼓励地方相关部门对光热企业采取税费减免、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。2018年5月，国家能源局发布了《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》，决定将示范项目建设截至期限从 2018年底延至2020年底，同时建立逾期投运项目电价退坡机制。

三、我国光热发电面临的挑战

(一)光热发电技术成熟度不足光热发电是一种新型技术，可靠性仍需验证。虽然光热发电国产化率达到了 90%左右，但是在系统集成、关键设备制造(如熔盐阀门、菲涅尔式二次反射镜等)等方面仍然存在不足。部分实验项目仍存在储能介质在管内凝固、跟踪装置精度不足、管束集热不均、参数未能达标、效率不及预期、设备质量出现缺陷等问题。我国商业化运营的光热电站仅有7.9 万千瓦，运行年限最长的为4年(中控德令哈项目)，大部分设备的性能未能得到有效验证，另外，运行与维护经验严重缺乏。同时，受技术因素制约，光热发电成本仍然较高。

(二)项目所处的地理环境不具优势环境较为恶劣，设备质量受到考验。光热发电效率与直接光照强 度(DNI)有关。我国高光照强度地区主要在西北地区，包括甘肃、青海、内蒙古、新疆以及河北等地。西北地区普遍存在多风沙、温差大、水资源稀少等不利因素，这对设备的质量以及运行效率等提出了更加严格 的要求。另外，光照强度较高的地区往往远离负荷中心，这为输电设施的建设带来了较多困难，同时，也进一步增加了输电成本。

(三)部分政策不够完善扶持政策不够完善，影响行业发展。光伏、风电发展之初，国家通过实施较大力度的投资补贴、税收优惠、固定电价等政策进行推动，目前光伏与风电等可再生能源已经形成 一套比较完整的政策支持体系。但是国家对光热发电的扶持政策仅为固定电价(1.15元 /千瓦时)，税收、 土地、投资补贴等并未明确。另外，光热发电一般配备储能装置，能够稳定发电出力，实现削峰填谷等，但是目前的政策未能对光热发电的灵活性进行有效激励。 部分地方土地税收存在不合理情况，制约项目开发。光热发电往往需要占据较大面积，一座 5万千瓦商业化光热电站占地面积为2.5～3 平方千米左右。部分地区存在政府职能交叉、用地性质划分不明确等问题，对企业用地造成很大制约。例如，中广核德令哈 5万千瓦槽式光热 发电项目，土地性质为未利用荒山，但是需要交纳场地租赁费(2000亩，200元 /年/亩)、当地牧民的经济补偿款和草原占用费等等，严重影响了企业经营与发展。光热发电补贴机制不够完善， 影响企业资金流动性。光热发电标杆电价由当地上网电价与补贴电价两部分组成。当地上网电价按月结算，补贴电价按年结算。由于补贴部分数额较大，较长的补贴周期将严重影响企业资金周转。

四、我国光热发电展望

虽然光热发电面临一系列挑战，但是相比光伏与风电，光热发电能提供稳定的发电出力，可实现削峰填谷。而光伏发电或风电要实现稳定出力和连续发电，需配备同等容量的电储能(例如锂电池)，成本可高达 3 万～ 5万元 /千瓦，远高于光热发电 的约 2.5万元 /千瓦。因此，我国光 热发电仍具有一定的发展潜力。

(一)多种技术共同发展槽式光热发电技术运行年限较久，积累了丰富的经验 ;塔式光热发 电技术具有较高的运行效率，部分项目已经开始运行 ;菲涅尔式光热发电技术数量较小，目前部分性能正在试验。从储能介质看，目前呈多样发展，熔盐、工业油、水蒸气等已经被 多个项目应用。在首批示范项目中，多项技术共同开发。未来，光热发电项目建设将总结首批示范项目的运行经验，结合光照条件、电网灵活性要求、地理环境等多种因素进行技术 选择。

(二)光热光伏互补将成为一种 新模式在技术原理上，光热发电只能利用光照中的直射部分，且需要大量的工业用水，但光热发电具有一定的灵活性 ;光伏发电可以利用太阳全辐射发电，基本不需要工业用水(清洗 除外)，但光伏发电不具有灵活性。综上，光热与光伏发电在技术方面具有一定的互补性。目前摩洛哥的努尔瓦尔扎扎特项目一期、二期和三期采用光热技术，四期采用光伏技术，待项目全部建成后，光热与光伏发电将进行互补，平滑发电出力。总体来看，光热与光伏互补具有一定的发展潜力。

(三)辅助服务机制(市场)为光热发电发展护航 辅助服务机制(市场)将成为推 动光热发展的重要因素。与光伏、风电项目相比，光热发电在成本方面具有先天不足，但是灵活性方面光热发 电具有非常强的优势。总体来看，较高的电价难以支撑更多项目的发展， 预计未来国家将不断完善辅助服务机制(市场)，通过辅助服务价值弥补光热发电成本上的不足，进一步激 励产业发展壮大。

(四)光热发电为能源企业转型提供机遇近几年，国家正在对快速发展的风电与光伏发电降温，对建设与并网提出了严格的要求，同时，多次下调补贴额度，影响企业盈利预期。相 比之下，国家对光热发电开始重视， 制定了宏伟的发展规划，支持示范项目建设，出台示范项目电价。随着国家政策的不断完善，光热发电的优势将进一步显现。光热发电将成为支撑我国能源转型的重要技术之一， 同时为企业转型提供机遇。