在全球能源供應清潔化、低碳化趨勢的背景下，太陽能熱發(fā)電（簡稱“光熱”）因兼具環(huán)保性、穩(wěn)定性、可調(diào)節(jié)性和易于并網(wǎng)等特點，近年來發(fā)展步伐迅速。目前，全球范圍內(nèi)已經(jīng)掀起了新的光熱投資和建設熱潮，光熱發(fā)電總裝機規(guī)模持續(xù)上升，光熱發(fā)電行業(yè)呈現(xiàn)出一派蓬勃發(fā)展的繁榮景象。
國際太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展總體概況
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全球太陽能熱發(fā)電市場呈現(xiàn)出美國、西班牙裝機總量領跑，新興市場裝機開始釋放，整個產(chǎn)業(yè)全球范圍蓬勃發(fā)展的局面。粗略算來，截至2015年12月底，全球已建成投運的光熱電站裝機容量已接近5吉瓦。
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豐富的太陽能資源是發(fā)展太陽能熱發(fā)電的首要條件。太陽能輻射強度和日照時間最佳的區(qū)域包括北非、中東地區(qū)、美國西南部和墨西哥、南歐、澳大利亞、南非、南美洲東、西海岸和中國西部地區(qū)等，目前全球在運、在建和規(guī)劃發(fā)展的光熱發(fā)電站都位于上述國家和地區(qū)。
1.各國在運太陽能光熱發(fā)電站裝機規(guī)模截
至2015年12月底，西班牙在運光熱電站總裝機容量為2300兆瓦，占全球總裝機容量近一半，位居世界第一；美國第二，總裝機量為1777兆瓦；兩者合計光熱裝機超過4吉瓦，約占全球光熱裝機的88%。其后是印度、南非、阿聯(lián)酋、阿爾及利亞、摩洛哥等國。中國截至2015年底已建成光熱裝機約14兆瓦，其中最大為青海中控德令哈50兆瓦太陽能熱發(fā)電一期10兆瓦光熱發(fā)電項目，其他項目多不足1兆瓦。
2015年，全球太陽能熱發(fā)電新增裝機容量主要來自于摩洛哥、南非和美國，新興市場的裝機增長首次超過美國和西班牙兩大傳統(tǒng)市場。
2.各國在建太陽能光熱發(fā)電站裝機規(guī)模
截至2016年2月底，全球在建太陽能光熱發(fā)電站裝機容量約1.4吉瓦。其中摩洛哥在建裝機容量最高，達350兆瓦；中國在建裝機容量位居第二位，為300兆瓦（與國內(nèi)統(tǒng)計數(shù)據(jù)略有出入）；印度在建項目的裝機容量達278兆瓦，位居第三位；其后是南非、以色列、智利等國。
3.各國規(guī)劃建設太陽能光熱發(fā)電站裝機規(guī)模
南非：到2030年，將實現(xiàn)1200兆瓦光熱發(fā)電的裝機目標。摩洛哥：計劃到2020年太陽能發(fā)電裝機達到2吉瓦，太陽能發(fā)電量占全國總用電量的14%。印度：2022年達到175吉瓦，其中100吉瓦為太陽能。沙特：2032年實現(xiàn)41吉瓦太陽能發(fā)電裝機的發(fā)展規(guī)劃。阿爾及利亞：計劃到2030年完成5吉瓦風電和2吉瓦光熱發(fā)電、13.5吉瓦光伏裝機。埃及：2008年規(guī)劃到2020年實現(xiàn)20%的可再生能源電力生產(chǎn)目標，其中2.2%來自光伏和光熱發(fā)電。
太陽能熱發(fā)電主要技術(shù)和代表性電站介紹
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太陽能熱發(fā)電，通常叫做聚光式太陽能發(fā)電，通過聚集太陽輻射獲得熱能，將熱能轉(zhuǎn)化成高溫蒸汽，蒸汽驅(qū)動汽輪機發(fā)電。按照太陽能采集方式主要可劃分為槽式發(fā)電、塔式發(fā)電和碟式發(fā)電。粗略統(tǒng)計，截至2016年2月，在全球建成和在建的太陽能光熱發(fā)電站中，槽式電站數(shù)量最多，約占建成和在建光熱電站總數(shù)的80%，塔式電站占比超過11%，碟式電站最少，占比不足9%。
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1.西班牙Andasol太陽能光熱發(fā)電站。Andasol太陽能光熱發(fā)電站是歐洲第一個商業(yè)運行的太陽能槽式導熱油電站，由三個50兆瓦裝機的項目組成。Andasol1號電站開建于2006年7月，2009年3月實現(xiàn)并網(wǎng)投運。Andasol槽式電站是全球首個配置了大規(guī)模熔鹽儲熱系統(tǒng)的商業(yè)化光熱電站，增加了7.5小時的儲熱系統(tǒng)，此后西班牙很多槽式電站的儲熱容量設置都為7.5小時。
2.西班牙Gemasolar太陽能光熱發(fā)電站。Gemasolar太陽能光熱發(fā)電站裝機容量達19.9兆瓦，于2011年5月開始試運行。作為全球首個將塔式系統(tǒng)和熔鹽傳熱儲熱介質(zhì)結(jié)合的商業(yè)化光熱電站，
Gemasolar儲熱系統(tǒng)可在沒有陽光的情況下持續(xù)發(fā)電15小時，成為熔鹽型塔式光熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展的重要里程碑。
3.美國Solana太陽能光熱發(fā)電站。Solana太陽能光熱發(fā)電站于2010年底開始建設，2013年完工，是當時世界上最大的槽式電站，也是美國第一個帶熔鹽儲熱的太陽能光熱發(fā)電站。
4.美國Ivanpah太陽能光熱發(fā)電站。Ivanpah太陽能光熱發(fā)電站2014年2月投產(chǎn)，總規(guī)劃容量為392兆瓦，由三座塔式電站構(gòu)成，占當時美國總投運光熱電站裝機容量的30%左右，也是全球目前最大規(guī)模裝機的光熱電站。
5.美國CrescentDunes太陽能光熱發(fā)電站。CrescentDunes太陽能光熱發(fā)電站裝機容量110兆瓦，是全球第一個大規(guī)模采用熔鹽塔式光熱發(fā)電技術(shù)的電站。該項目的投運證明塔式熔鹽技術(shù)在100兆瓦級大型電站上應用的可靠性，是熔鹽型塔式光熱發(fā)電技術(shù)發(fā)展中跨越性的一步。
6.摩洛哥Noor系列太陽能光熱發(fā)電站。Noor系列太陽能光熱發(fā)電站是摩洛哥首個大型商業(yè)化光熱發(fā)電項目，光熱發(fā)電總裝機容量高達510兆瓦。裝機160兆瓦的一期工程Noor1槽式電站已于2016年2月正式投運。
國際典型太陽能熱發(fā)電政策形勢分析
不同國家和政府采取各種扶持政策，快速推動了太陽能熱發(fā)電行業(yè)的發(fā)展。這些政策主要包括上網(wǎng)電價補貼（即FIT，給予每度可再生能源上網(wǎng)電力以特定的價格補貼額度）、購電協(xié)議（即PPA，規(guī)定電力公司以何種價格和規(guī)則收購可再生能源發(fā)電量）、可再生能源配額制（即RPS，政府給電力公司分配任務指標，要求電力中必須有一定比例來自于可再生能源）或可再生能源投資比例限定、貸款擔保、稅收優(yōu)惠等。
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西班牙是第一個采用FIT補貼機制促進光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的國家，2002年曾對光熱發(fā)電上網(wǎng)電價補貼0.12歐元/千瓦時，但由于補貼力度不夠，成效甚微。2007年西班牙政府頒布《對可再生能源的FIT補貼》，提供了兩種補貼方式供國內(nèi)光熱電站運營商選擇，即固定的上網(wǎng)電價補貼，或者市場電價加上額外補貼，補貼期限為25年。
由于經(jīng)濟危機和電力過剩，2009年，西班牙政府對《對可再生能源的FIT補貼》進行了修訂，“市場電價+額外補貼”被取消。2012年西班牙政府迫于財政危機取消了對新建光熱電站和原有電站輔助燃氣發(fā)電部分的電價補貼，同時加征7%的能源稅。2013年，F(xiàn)IT補貼被廢除。2014年5月，《關于可再生能源發(fā)電的皇家法令413/2014》發(fā)布，因為新法案被指進一步損害到太陽能行業(yè)利益，西班牙的光熱產(chǎn)業(yè)發(fā)展情勢急轉(zhuǎn)直下。2012年西班牙新增裝機容量為1吉瓦，2014年新增裝機僅為150兆瓦，2015年已基本沒有新開工的光熱電站。
較高的FIT補貼雖然帶動了西班牙光熱發(fā)電裝機跨越式增長，但未能引導產(chǎn)業(yè)向更低電價成本的方向發(fā)展。這也是該補貼機制缺陷之所在，即難以促進光熱發(fā)電技術(shù)進步和成本持續(xù)下跌，因為如果現(xiàn)有技術(shù)水平已經(jīng)可以保障項目顯著收益的話，開發(fā)商推動技術(shù)革新的動力就相對減弱。
（二）美國：貸款擔保和投資稅收減免
美國采用強制性產(chǎn)業(yè)推動政策RPS，規(guī)定電力公司必須與可再生能源發(fā)電公司簽署PPA，保證按照PPA價格購買可再生能源電力。美國還圍繞著RPS制定了一系列激勵政策，包括能源部貸款擔保計劃和太陽能投資稅收減免（ITC）等，以推動光熱產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
據(jù)統(tǒng)計，美國能源部貸款擔保計劃共支持了5個光熱發(fā)電項目，總計獲支持額度為58.35億美元，總支持裝機容量達1282兆瓦。但是只有少量具有重大意義的項目才能獲得貸款擔保支持；同時貸款擔保計劃也存在無法追回債務的風險。
ITC政策是美國2005年出臺的意向支持太陽能發(fā)展的核心政策，投資太陽能發(fā)電可享受最高相當于其投資額30%的聯(lián)邦稅收減免。由于ITC政策以項目實際投運日期核算，政策終止期限為2016年年底，而美國光熱電站的建設周期通常在兩年左右，并且100兆瓦級以上電站的耗時更長，因此2014年后美國幾乎無新的大規(guī)模光熱電站開建。
美國的目標是到2020年光熱發(fā)電能夠?qū)崿F(xiàn)無補貼上網(wǎng)。美國能源部規(guī)劃到2020年將光熱項目的度電成本由2010年的21美分/千瓦時下降至6美分/千瓦時。截至2015年，美國帶儲熱的光熱項目的度電成本已被削減至13美分/千瓦時。
?。ㄈ┮阅戏菫榇淼男屡d市場：競爭性項目投標制
新興市場在發(fā)展光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)時大多采用的是競爭性項目投標制，即根據(jù)中標電價的高低來決定各個項目最終的上網(wǎng)電價。競爭性投標帶來競爭加劇，隨之帶來更低的LCOE和更優(yōu)惠的融資支持，這無疑會驅(qū)動光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)進一步發(fā)展。
以南非為例，2011年南非能源部發(fā)布可再生能源獨立電力生產(chǎn)采購計劃（REIPPPP），實質(zhì)就是競爭性項目招標制。招標過程中，投標電價的高低是決定開發(fā)商能否中標的主要標準，所占權(quán)重高達70%；但非價格評價標準仍占30%的權(quán)重，包括國產(chǎn)化率、技術(shù)水平、項目開發(fā)商的過往業(yè)績等。
隨著技術(shù)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1輪光熱發(fā)電項目平均中標電價為22美分/千瓦時，第2輪光熱發(fā)電項目平均中標電價約為21美分/千瓦時。第三輪招標中，由美國SolarReserve和沙特ACWA領銜組成的聯(lián)合體獲得了裝機100兆瓦的Redstone塔式光熱發(fā)電項目的開發(fā)權(quán)，該項目的投標電價為第一年12.4美分/千瓦時，剩余合同期內(nèi)收購電價為15美分/千瓦時，幾乎只是上兩輪光熱發(fā)電項目招標電價的一半。
全球太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)前景展望
IRENA預測，至2025年，槽式光熱發(fā)電技術(shù)LCOE將下降至90美元/兆瓦時，塔式光熱發(fā)電技術(shù)的成本將下降至80美元/兆瓦時。國際能源署2014年發(fā)布的《光熱技術(shù)發(fā)展路線圖》預測，到2050年全球光熱裝機將達982吉瓦，貢獻全球11%的電量供應。2016年2月，由歐洲太陽能熱發(fā)電協(xié)會、國際綠色和平組織和SolarPACES三方共同發(fā)布的《全球光熱發(fā)電市場2016年展望報告》預測，光熱發(fā)電到2030年將可滿足全球6%的電力需求，到2050年這一比例將升至12%。
多方預測的數(shù)據(jù)盡管存在差異，但基本已向我們展現(xiàn)出太陽能光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)未來的發(fā)展趨勢。太陽能光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)以其廣闊的市場前景和巨大的發(fā)展?jié)摿?，必將成為未來新能源產(chǎn)業(yè)應用的重點，并將在未來能源革命中扮演越來越重要的角色。
