我国首套自主研发的蒸汽式太阳能热发电装置将于今日投入运行，标志着光热发电正式拉开发展序幕。机构预计至2020年，国内光热发电的装机有望突破1000万千瓦，市场规模可达千亿元以上。上市公司三花股份与首航节能均涉及该产业。

太阳能光热发电是指通过收集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽，结合传统汽轮发电机工艺，达到发电目的。采用该技术可避免昂贵的硅晶光电转换工艺，可大大降低太阳能发电成本。

三花股份通过累计出资近2000万美元，持有以色列HF公司31%的股权进军光热发电领域，并获得HF公司技术在中国市场的独家经销权和全球优先制造权，HF公司拥有全球领先的太阳能光热技术。

今年5月8日，三花和以色列方面合作开发的全球第一个“碟式太阳能热发电单元样机示范项目”在以色列Rotem工业园建成。这种碟式技术光热电转化效率达到26%-28%，远高于光伏发电10%左右的转换率。另外，HF公司和三花股份在内蒙古阿拉善合作开发太阳能光热发电项目建设，目前正在紧张进行中，计划于2013年底前完成8台碟式发电装置建设及剩余92台装置的基础部分建设。该项目总投资320亿，由三花控股集团出资，上市公司运作。

首航节能也于今年8月成立首航光热公司，进军光热发电领域，目前公司已掌握槽式光热发电方法，技术成熟前景看好，且槽式集热管已实现自主生产，较国外进口大幅降低成本。

首航节能光热发电项目由公司董事长直接负责，研发团队来自中科院，由国家“863”项目成员组成，该研发团队此前的八达岭项目已成功发电，为国内唯一一个光热项目，技术在国内处领先地位。此外，公司还在碟式发电方面承担了北京市科委研发课题，碟式发电适合分布式发展，符合目前国家力推的分布式发电政策。（上海证券报记者朱方舟）

光热发电或迎来黄金五年重点公司点评

新能源门类中涉及到的太阳能子项包括：太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造；太阳能建筑一体化组件设计与制造；高效太阳能热水器及热水工程、太阳能中高温利用技术开发与设备制造。

这其中，太阳能光热发电被放在首位。业内人士认为，这意味着“十二五”期间，国家将在产业政策方面大力推进光热发电及与其有关的设备制造。

几个月前，我国首个太阳能光热发电项目——鄂尔多斯50兆电站在北京开标。但与业内早先预期的趋之若鹜相反，仅有国电电力、大唐集团新能源、中广核太阳能三家企业联合体投标。开门遇冷背后的一个重要原因是，光热发电技术尚不成熟，以及缺乏规模化配套产业链支撑致使发电成本居高不下。

中科院电工所资深研究员马胜红认为，光热发电成本至少在每度1.5元-1.6元之间，而大唐新能源与皇明绑定的联合竞标体的中标价为0.939元，大幅低于成本线。在国内光热发电相关设备远未实现产业化的条件下，目前光热发电企业想实现盈利基本不可能。

就光热发电最为成熟的槽式光热发电系统而言，其主要由集热管、聚热镜片、汽轮机和支架等零部件构成。与光伏发电产业基本已经实现国产化不同，光热发电的上述配套零部件产业链尚未建立，而其核心部件集热管，仍为德国肖特公司与西门子两家公司垄断。

中国证券报记者了解到，目前国内从事集热管研究的企业有北京中航空港通用设备有限公司、皇明太阳能集团、东莞康达机电等几家公司，但距大规模产业化尚需时日。除集热管外，光热发电的另一重要设备汽轮机，由于是非标设计，距离大规模产业化亦尚有时日。

马胜红告诉中国证券报记者，目前西部很多城市都在酝酿上马光热发电项目，国家在产业指导目录中将光热发电列为新能源鼓励类中的第一项，对于光热发电系统设备的产业化而言是重大利好，而随着相关设备规模化生产，光热发电成本也将在“十二五”期间迅速下降。

中国证券报记者了解到，目前A股市场上与光热发电概念直接挂钩的上市公司不多。除拟在A股上市的皇明太阳能外，航空动力（600893）算是其中一家，该公司具备斯特林太阳能发动机生产能力。但宏源证券相关研究员告诉中国证券报记者，航空动力的斯特林式太阳能发电机主要是为海外代工，不具备自主技术，目前处于终试阶段，距离规模化生产尚有一段距离。未来公司仍以航空发动机为主业，预计斯特林式太阳能发电机业务对公司业绩贡献有限。

在指导目录第十九条轻工门类中，还提到要鼓励符合条件的各类光伏电池及高纯晶体硅材料产业，具体要求为：单晶硅光伏电池的转化效率大于17%，多晶硅电池的转化效率大于16%，硅基薄膜电池转化效率大于7%，碲化镉电池的转化效率大于9%，铜铟镓硒电池转化效率大于12%。

在马胜红看来，以上标准定的并不高，大部分国内企业已经达到相关标准。

其中，天威保变（600550）下属的天威英利单晶硅转化率已经达到19.8%，多晶硅已经达到18.9%。该公司拥有从铸锭、切片、电池、组件到太阳能光伏应用系统的完整产业链，已成为全球为数不多的几家拥有完整产业链企业之一。另外，天威保变旗下的天威薄膜一期项目于2009年6月建成并投入试生产，2010年上半年已经进入全面生产阶段。

光热发电被重新“评价”

6月1日，《产业结构调整指导目录2011年本》正式施行。在鼓励类新增的新能源门类中，太阳能热发电被放在首要位置。

“过去，我们只注重风力发电、太阳能光伏发电等，对太阳能热利用，尤其是热发电和中高温热利用，关注不够。现在是重新给予热利用应有的评价。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦6月1日对中国经济时报记者说。

事实上，过去认为太阳能热利用不起眼是很大的误区。

根据孟宪淦提供的数字，以低温热利用，也即太阳能热水器为例，到2010年，我国太阳能热水器累计保有量已达1．68亿平方米。如果按照每平方米太阳能热水器一年节约标准煤120公斤计算，总计将节约2000万吨标准煤，节能减排的贡献超过风力发电。

“低温热利用技术门槛比较低，并且已经市场化。从国际上看，近几年热发电发展较快，现在中国也想尝试高温热利用，同时发展太阳能光伏发电和光热发电。”孟宪淦说，2007年颁布的《可再生能源中长期规划》提出，到2020年，太阳能热发电总容量达到20万千瓦。现在光热发电还没有起步，按照保守的规划，未来还有20万千瓦的热发电的市场容量。

有预测称，如果到2020年我国实现3万平方公里的太阳能光热发电开发，将能够解决全国总用电量的30%—35%，光热发电市场规模可达22．5万亿—30万亿元。

从实际发展来看，当前，国内光热发电还处在示范阶段，仅有的项目包括延庆1兆瓦太阳能热发电试验电站以及鄂尔多斯（600295）50兆瓦光热发电项目，距规划目标相差较远。

“国外上世纪八九十年代已经开始光热发电的实验性推广，而国内直到近年来才开始进入兆瓦级示范阶段，市场启动远远落后于国外。在槽式、塔式以及碟式等光热发电系统方面，国外研发早，技术更为成熟，转化更为高效，这是目前国内的光热企业所无法比拟的。”中投顾问新能源行业研究员萧函6月1日对中国经济时报记者说。

与光伏相比，为何国内太阳能光热发电发展明显滞后？萧函认为，强者更强的“马太效应”造成进入光热发电的企业和资金比光伏发电少得多。

“光伏发电技术更为成熟，转化效率更高，而光热发电技术上不成熟，成本较高，发电成本与上网电价之间有巨大的鸿沟。此外，国外光伏市场带动了国内光伏产业的发展，而全球光热发电的市场迟迟没有大规模启动，造成国内的光热产业发展乏力。”萧函说。

三大瓶颈

今年初，作为国内首个光热发电特许权项目，鄂尔多斯50MW工程招标时曾出现“遇冷”的情况。

萧函认为，目前国内光热发电市场尚处于启动阶段，市场规模尚未形成，投资规模大，开发成本高，大多数企业为避免风险，不愿意成为第一个吃螃蟹的人。光伏特许权项目的低价恶性竞争让很多民营企业叫苦不迭，在前景不明朗的情况下，他们不愿意参与光热发电招标。此外，实际竞标价远低于成本价，很多企业难以承受这一价格。

“鄂尔多斯50兆瓦工程投资16亿元，这就是说，1千瓦的投资要3万多元，这样的投资太贵了。”孟宪淦说。

不仅如此，在他看来，装置的可靠性如何也是一个问题。“光伏发电的太阳能电池没有任何转动的部件，不排放任何有害气体，工作没有噪音，也没有污染，可以不用任何管理而工作25年甚至30年，并已经经过时间的考验。但是，光热发电需要有很好的聚光装置，要时刻跟踪太阳，把热量聚集以后传输到汽轮机带动发电机。如果要连续工作25年，难度之大可以想象。目前虽然国际上热发电比较热，但它有待时间的考验。”

据了解，根据聚热方式的不同，光热发电的技术路线可分为槽式、塔式、碟式和菲涅尔聚焦4种，其中以槽式发电应用最为广泛。2009年，在全世界运行的槽式太阳能热发电占整个太阳能聚热发电装置的88%，占在建项目的97．5%。

孟宪淦说，塔式在国际上已经不怎么做了，然而北京延庆1兆瓦的塔式项目到现在还没有最后验收。“中国的热发电还没有很好的科研基础和产业基础。”

接受本报记者采访的专家认为，目前中国光热发电面临的瓶颈主要有三个：一是技术瓶颈。在太阳能光热发电系统核心装备的技术水平上，中国与国外差距较大，导致国内光热发电的转换效率低，阻碍了光热发电的大规模推广运用。二是成本瓶颈。能够大幅度降低光热发电成本是其能否实现商业化的关键，而我国目前光热发电尚处于启动期，成本高，投资收益低，导致光热发电发展缓慢。三是政策瓶颈。光热发电处于发展初期，成本较高，依赖于政府补贴和政策鼓励，而中国在这方面尚无完善的补贴政策出台，无法提高企业投资光热发电的积极性。

庆幸的是，自鄂尔多斯50兆瓦光热发电开标之后，国内企业关注太阳能光热发电的热度正逐步升温。德国太阳千年有限公司北京首席代表周立新最近表示：“不仅五大发电集团，甚至是四小发电集团，都在和我们联系”。

此外，公开报道显示，包括皇明太阳能、力诺瑞特、中海阳、湘电股份（600416）等企业目前均已加大了对光热发电领域的投资。

“去年，全世界光伏发电装机是3900万千瓦，热发电已经建成的装机是70多万千瓦，从数量上就可以看出谁占主导。不过，可再生能源的发展历史还不长，各种技术都在发展之中，哪个最终能够主导市场，还需要看市场的选择。”孟宪淦说。（中国经济时报）

太阳能光热发电：新能源利用重要发展方向

太阳能光热发电是新能源利用的一个重要方向。它可以大大降低太阳能发电的成本，主要形式有槽式、塔式，碟式(盘式)三种系统。

太阳能光热发电是指：利用大规模阵列抛物或碟形镜面收集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽，结合传统汽轮发电机的工艺，从而达到发电的目的。采用太阳能光热发电技术，避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，可以大大降低太阳能发电的成本。而且，这种形式的太阳能利用还有一个其他形式的太阳能转换所无法比拟的优势，即太阳能所烧热的水可以储存在巨大的容器中，在太阳落山后几个小时仍然能够带动汽轮发电。

太阳能光热发电-形式

一般来说，太阳能光热发电形式有槽式、塔式，碟式(盘式)三种系统。

槽式系统

槽式太阳能热发电系统全称为槽式抛物面反射镜太阳能热发电系统，是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串并联的排列，加热工质，产生高温蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电。

20世纪80年代初期，以色列和美国联合组建了LUZ太阳能热发电国际有限公司。从成立开始，该公司集中力量研究开发槽式抛物面聚光反射镜太阳能热发电系统。从1985年-1991年的6年间，在美国加州沙漠相继建成了9座槽式太阳能热发电站，总装机容量353.8MW，并投入网营运。经过努力，电站的初次投资由1号电站的4490美元/KW降到8号电站的2650美元/kW，发电成本从24美分/KWh降到8美分/KWh。

为继续推动太阳能热发电的发展，以色列、德国和美国几家公司进行使用，他们计划在美国内华达州建造两座80MW槽式太阳能热电站，两座100MW太阳能与燃气轮机联合循环电站。在西班牙和摩洛哥分别建造135MW和18MW太阳能热发电站各一座。

建于西班牙的Acurex槽式太阳能热发电系统，借助槽形抛物面聚光器将太阳光聚焦反射到接收聚热管上，通过管内热载体将太阳光聚焦反射到接收聚热管上，通过管内热载体将水加热成蒸汽，推动汽轮机发电。作为太阳能量不足时的备用，系统配备有一个辅助燃烧炉，用天然气或燃油来产生蒸汽。

要提高槽式太阳能热发电系统的效率与正常运行，涉及到两个方面的控制问题，一个是自动跟踪装置，要求使得槽式聚光器时刻对准太阳，以保证从源头上最大限度的吸收太阳能，据统计跟踪比非跟踪所获得的能量要高出37.7%。另外一个是要控制传热液体回路的温度与压力，满足汽轮机的要求实现系统的正常发电。针对这两个控制问题，国内外学者都展开了研究，取得了一定的研究进展。

目前，德州华园新能源应用技术研究所与中科院电工所、清华大学等科研单位联手研制开发的槽式太阳能中高温热利用系统，设备结构简单、而且安装方便，整体使用寿命可达20年，可以很好的应用于槽式太阳能热发电系统。由于太阳能反射镜是固定在地上的，所以不仅能更有效地抵御风雨的侵蚀破坏，而且还大大降低了反射镜支架的造价。更为重要的是，该设备技术突破了以往一套控制装置只能控制一面反射镜的限制。采用菲涅尔凸透镜技术可以对数百面反射镜进行同时跟踪，将数百或数千平方米的阳光聚焦到光能转换部件上(聚光度约50倍，可以产生三、四百度的高温)，改变了以往整个工程造价大部分为跟踪控制系统成本的局面，使其在整个工程造价中只占很小的一部分。同时对集热核心部件镜面反射材料，以及太阳能中高温直通管采取国产化市场化生产，降低了成本，并且在运输安装费用上降低大量费用。这两项突破彻底克服了长期制约槽式太阳能在中高温领域内大规模应用的技术障碍，为实现太阳能中高温设备制造标准化和产业化规模化运作开辟了广阔的道路。

塔式系统

1973年，世界性石油危机的爆发刺激了人们对太阳能技术的研究与开发。相对于太阳能电池的价格昂贵、效率较低，太阳能热发电的效率较高、技术比较成熟。许多工业发达国家，都将太阳能热发电技术作为国家研究开发的重点。从1981-1991年10年间，全世界建造了装机容量500kW以上的各种不同形式的兆瓦级太阳能热发电试验电站余座，其中主要形式是塔式电站，最大发电功率为80MW。由于单位容量投资过大，且降低造价十分困难，因此太阳能热发电站的建设逐渐冷落下来。

但对塔式太阳能热发电的研究开发并未完全中止。1980年美国在加州建成太阳I号塔式太阳能热发电站，装机容量10MW。经过一段时间试验运行后，在此基础上又建造了太阳II号塔式太阳能热发电站，并于1996年1月投入试验运行。

碟式(盘式)系统

盘式(又称碟式)太阳能热发电系统是世界上最早出现的太阳能动力系统。近年来，盘式太阳能热发电系统主要开发单位功率质量比更小的空间电源。盘式太阳能热发电系统应用于空间，与光伏发电系统相比，具有气动阻力低、发射质量小和运行费用便宜等优点，美国从1988年开始进行可行性研究，计划在近期进行发射试验。例如，1983年美国加州喷气推进试验室完成的盘式斯特林太阳能热发电系统，其聚光器直径为11m，最大发电功率为24.6kW，转换效率为29%。1992年德国一家工程公司开发的一种盘式斯特林太阳能热发电系统的发电功率为9kW，到1995年3月底，累计运行了17000h，峰值净效率20%，月净效率16%，该公司计划用100台这样的发电系统组建一座MW的盘式太阳能热发电示范电站。

盘式(又称碟式)太阳能热发电系统(抛物面反射镜斯特林系统)是由许多镜子组成的抛物面反射镜组成，接收在抛物面的焦点上，接收器内的传热工质被加热到750左右，驱动发动机进行发电。

美国热发电计划与Cummins公司合作，1991年开始开发商用的7千瓦碟式/斯特林发电系统，5年投入经费1800万美元。1996年Cummins向电力部门和工业用户交付7台碟式发电系统，计划1997年生产25台以上。Cummins预计10年后年生产超过1000台。该种系统适用于边远地区独立电站。

太阳能光热发电-商业化前景

以上三种系统性能比较。三种系统目前只有槽式线聚焦系统实现了商业化，其他两种处在示范阶段，有实现商业化的可能和前景。三种系统均可单独使用太阳能运行，安装成燃料混合(如与天然气、生物质气等)互补系统是其突出的优点。

就几种形式的太阳热发电系统相比较而言，槽式热发电系统是最成熟，也是达到商业化发展的技术，塔式热发电系统的成熟度目前不如抛物面槽式热发电系统，而配以斯特林发电机的抛物面盘式热发电系统虽然有比较优良的性能指标，但目前主要还是用于边远地区的小型独立供电，大规模应用成熟度则稍逊一筹。应该指出，槽式、塔式和盘式太阳能光热发电技术同样受到世界各国的重视，并正在积极开展工作。

电力设备新能源：光热发电预期将造就万亿产业

光热发电经过60年的发展，比较优势突出开始走向成熟。光热发电最早由前苏联于上世纪50年代投入试验，70年代石油危机爆发后美国和日本加快光热技术的研发，在1985年-1991年间，路兹公司在美国建成8座SEGS槽式光热电站，共354MW，随后路兹公司破产光热陷入停滞。直至2007年美国NevadaSolarOne并网发电成为光热重启的标志，随后西班牙开建Andasol1电站，欧洲提出Desertec计划，光热进入新的发展阶段。

光热发电负荷曲线稳定、通过蓄热延长发电时间至4000小时以上、适合大规模开发应用。目前光热电站投资成本为4000-7000美元/KW，全球光热发电热潮悄然来临，万亿产业正在成形。2010年底已并网的光热电站总装机容量达到1.27GW，其中美国占35%，西班牙占59%；而在建的装机容量高达1.93GW。在规划中的装机容量达到了17.53GW，其中北美（以美国为主）占56%、欧洲（以西班牙为主）占27%、中东（以色列为主）占6%。据IEA预测，到2020年全球CSP装机将超过42GW，可推算未来10年年均建设规模为4GW。根据IEA的预测，到2030年光热发电装机将占总装机的3-3.6%，假定2030年累计装机为6.2TW，CSP装机约为200GW，按照2500美元/KW建造成本计算，潜在产业规模约为3.2万亿，万亿产业正在成形。

中国光热技术成为鼓励项目，但仍处于起步阶段。中国通过973、863计划对光热进行了基础研究和示范项目，光热已被列入《产业结构调整指导目录2011版》。据专家预测，2011-2015年主要为技术验证和商业化起步阶段，2015-2020年为商业化规模化建设阶段，2020年后进入飞速发展阶段，预计千瓦造价将降低到1万元/KW，届时光热将如同现在的风电。