2010年8月20日，中國光熱發(fā)電特權招標項目正式發(fā)標，此次內(nèi)蒙古50MW槽式太陽能熱發(fā)電項目的裝機容量是光伏首次特權招標項目——敦煌10MW光伏發(fā)電項目的5倍。這引發(fā)了資本市場的高度關注，并稱之為下一個新能源投資的藍海。

光伏發(fā)電還沒進入正軌，光熱發(fā)電又沖出江湖。光熱發(fā)電到底是厚積待發(fā)還是又一次概念炒作？

光熱發(fā)電

我們所說的太陽能發(fā)電其實包含了光伏發(fā)電和光熱發(fā)電兩種技術。光伏發(fā)電技術一般是以多晶硅為一代技術，薄膜為二代技術，還有三代的聚光技術。簡單講，光伏發(fā)電就是利用光電子照射在半導體上產(chǎn)生直流電，直接并入電網(wǎng)或通過逆變器把電能放在蓄電池中。

而光熱發(fā)電技術則是通過集熱管、聚光管把太陽照射的熱量通過超白玻璃、高溫儲熱材料、吸熱膜層材料等進行儲存，然后接入類似火力發(fā)電廠的汽輪機系統(tǒng)，通過燒水蒸氣的方式最終由發(fā)電機發(fā)電。主要技術分為槽式、塔式和碟式。

根據(jù)Frost Sullivan咨詢公司在2010年初發(fā)布的全球太陽能市場研究報告顯示，2009年全球光熱發(fā)電(CSP)的裝機容量為817MW，其中北美地區(qū)占了62.3%的市場份額。而由歐洲光伏工業(yè)協(xié)會(EPIA)的公開統(tǒng)計數(shù)據(jù)可知，2009年全球光伏發(fā)電裝機容量是光熱發(fā)電的16倍。

再看國內(nèi)市場，其實在2007年頒布的《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》中，要求2010年光熱發(fā)電達到50MW，光伏發(fā)電達到20MW的指標。3年之后，光伏發(fā)電相比光熱發(fā)電還算如火如荼，但光熱發(fā)電的第一個示范項目才剛開標。從目前看來，遠遠落后光伏發(fā)電的光熱發(fā)電市場是否會成為新能源領域的一匹黑馬？

成本高昂

要回答此問題，還是要回到成本。成本包括兩部分，首先是建設期的投資成本，據(jù)業(yè)內(nèi)人士估計，1000MW的光熱電站的投資成本是2萬－2.5萬元/千瓦，后期運營中的發(fā)電成本是0.8元/度。而且裝機容量越小，成本越高。

Frost Sullivan能源電力系統(tǒng)部門在2010年初發(fā)布的中國新能源市場研究報告指出，就投資成本來說，火力發(fā)電是3500－4000元/千瓦(不包括脫硫改造)，陸上風電是7000元/千瓦左右，光伏發(fā)電是8000－9000元/千瓦(不包括儲能電池)。即使和光伏發(fā)電相比，光熱電站目前的投資成本也是其3倍。這部分巨額投資的回收期又取決于國家能夠提供多少補貼，而風電、光伏發(fā)電的特權招標項目屢屢爆出業(yè)內(nèi)嘩然的超低投標價，不由讓人懷疑這個回收期會有多漫長？

如果光熱發(fā)電受到了政府相關部門的重視并采取了實際扶持政策，那么這個市場會和目前風電、光伏發(fā)電市場一樣，依然由“國家隊”率領，但一個1000MW級光熱電廠動輒數(shù)百億看不到回收期的投資，即使是國家隊也不會草率行動。

除了成本之外，對地區(qū)日照強度的苛刻要求也使得全球只有為數(shù)不多的幾個國家適合發(fā)展光熱發(fā)電。2009年全球光熱發(fā)電市場中，美國和西班牙占據(jù)了98%的市場。剩下的澳大利亞、非洲和中國雖然也有著較好的日照強度，但目前為止都還未啟動這個市場。

業(yè)內(nèi)人士指出，光熱發(fā)電的關鍵技術依然是造成高額的投資和運營成本的根本原因。沒有政府的大力扶持，技術突破唯有依靠伴隨市場逐步發(fā)展而慢慢進步。但光熱發(fā)電市場又受制于全球市場環(huán)境的寡頭局面，不像國內(nèi)光伏發(fā)電成本的下降最重要的就是依靠中國作為最大的電池組件出口國，在市場發(fā)展的過程中逐步降低成本。
 

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