主办：CSPPLAZA光热发电网 承办：CSPPLAZA光热发电网 采编：Jason Alice Crystal Spark 版式：朱波
封面 01/ 中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会6月召开
视点 02/ 南非KaXu Solar One槽式电站并网投运 03/ 解读2015全国两会上的光热发电提案 04/ 2015年新兴市场光热发电装机开始释放 05/ 储热十三五规划课题研究工作加快推进 06/ 四新展开幕 光热行业企业谋突破 08/ 大成敦煌10MW菲涅尔项目2016年底前建成 09/ 龙腾携手ISG拓分布式太阳能热利用市场 10/ 我国首个石墨工质塔式储能光热示范电站预5月发电
声明：本刊对所刊载的相关内 容拥有版权，未经同意，禁止 复制、转载，否则本刊将追究 法律责任！ 本期致谢： 百吉瑞/中海阳/太阳宝 中广核/华电/汇银 华能/大唐/国电/AGC 宏海新能源/龙腾太阳能 首航光热/华方新能源 爱能森/成都博昱 水电总院/电规总院 Rioglass/DnvGl Abengoa/SBP/BSE 中电投/上海电气 西北院/华北院 加州理工学院
观察
11/ 光热发电的储热竞争优势正在相对缩小？ 13/ 定光热示范电价 再给招标模式一次机会 15/ 定光热发电电价应突出其可调增益 17/ 光热发电新兴市场何时能够真正实现爆发？ 19/ 小型光热发电项目适合采用众筹模式融资吗？ 20/ 光伏和储热型塔式光热发电将携手与传统化石能源抗衡
思想 22/ 周建雄：光热发电望超越光伏 挑战火电
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23/ 国际光热巨头眼中的光热发电2015走势
项目 27/ 重点光热发电项目动态月度汇总
技术 32/ 超临界蒸汽循环应用于光热发电的可行性
研究 34/ 全球重点光热发电EPC厂商汇总
封面文章Cover Story
中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会6月召开 2015年，中国将步入商业化光热发电示范项目开发阶段，但电站开发仍是中国光热 发电产业链当前最为薄弱的环节，CSPPLAZA从务实的角度出发，迎合产业发展的 现实需求，组织召开本次大会，为光热发电行业搭建一个务实、专业、高端的大型 线下互动平台，促进国内外光热全产业链参与者的交流与合作，助力中国光热发电 商业化示范项目开发进程！ 本届大会的主题为“光热电站开发之道”，大会将邀请全球领先的光热发电玩家分 享光热电站的开发经验，预计将有超过300名国内外全产业链人士与会。 中国光热发电产业历经十余年积淀，现已基本完 成了装备制造等为主的前端产业链构建，2015年，中 国将正式步入商业化光热发电示范项目开 发阶段。
本和产业的有效对接！
2015年，中国将至少有三大商业化示 范项目开始全面建设。同时，我们预测在 2015年中期，我国光热发电产业相关扶持 政策将正式出台，政策一旦落地，更多大 型光热发电项目将随之进入快速推动阶段 ，包括如光伏等其它领域的投资商和开发 商将进入光热电站开发市场。 但电站开发是中国光热发电产业链当 前最为薄弱的环节，诸多项目开发商对光 热电站的开发流程不够了解，对项目选址 、技术选型、项目经济性评估、项目商业 模型构建、项目融资、电站设计、建设施 工、电站运维等各方面的实际经验欠缺。 光热电站的开发难度大、周期长，风 险高。项目开发商特别是对光热发电无甚 积淀的开发商难寻其“道”，这将在很大 程度上阻碍这一市场的发展。 为帮助清除这些障碍，中国光热发电 权威媒体商务平台CSPPLAZA从务实的角 度出发，迎合产业发展的现实需求，组织 召开以“光热电站开发之道”为主题的中 国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会 2015，为光热发电行业搭建一个务实、专 业、高端的大型线下平台，助力中国光热 发电商业化示范项目开发进程！ CSPPLAZA坚持务实专业的办会原则 ，致力于帮助解决行业发展面临的现实问 题。2014年，CSPPLAZA意识到光热市场 亟需资本助力这一现实问题，在我国首个 光热发电示范项目电价获批之际，适时策划并举办了 以“资本的力量”为主题的中国光热发电投融资峰会 暨CSPPLAZA年会2014，来自政府单位、投融资机构 、光热行业及对光热感兴趣的相关产业界代表共267 人与会。CPC2014（注：CPC为CSPPLAZA Conference 缩写）取得了实际意义上的成功，多家投资商和欲融 资企业通过本次会议达成投融资合作意向，实现了资 1
CPC2015会址 作为CPC2014的延续，CPC2015将继续秉承务实 、专业的办会原则，以专业的全新主题设计、超过 300人的参会规模，汇集众多光热发电项目开发商等 全产业链精英人士，于2015年6月25~26日在北京盛大 召开，为行业打造富有成效的线下商务平台，共享光 热电站开发盛宴！
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南非KaXu Solar One槽式电站并网投运
南非可再生能源独立发电采购 计划REIPPPP计划第一阶段两大光 热发电项目之一100MW的KaXu Solar One槽式光热电站于3月2日并 网投运，这是南非第一个实现商业 化运行的大规模光热电站。 南非经济发展部部长Ebrahim Patel和该项目开发商Abengoa以及南 非工业发展集团IDC在当天共同出 席了该项目的投运仪式。该项目位 于南非北开普省的Pofadder60公里 外。 Ebrahim Patel表示，“KaXu Solar One总投资约79亿南非兰特（ 约合6亿欧元），该项目的建成将 为国家电网供应更多绿色电能，以 弥补南非目前4000MW的电力装机 缺口。这是南非最大的太阳能热发 电站，也是南半球最大的光热电站 。其将帮助我们应对能源危机，为 南非民众创造可持续的能源未来。 项目建设同时对南非的工业、建筑 、制造业和矿业带来了重要收益。 ” KaXu Solar One光热电站装机100MW，配置2.5小时的熔盐储热 系统，采用领先的空冷技术以降低对水的消耗，年发电量可达3.2亿 度。项目于2012年11月份正式动工建设，历时两年多建成投运。项 目场地长达3千米，宽1千米，总计安装了1200个槽式集热器阵列， 组成300个回路，单个集热器阵列又包括10个集热器模块，总采光面 积80万平方米。项目采用了Rioglass的反射镜，Schott的PTR70集热管 ，Dowtherm A型导热油。项目PPA协议方为南非国家电力公司 Eskom，签约电价为0.32美元/kWh。 Abengoa太阳能公司CEO Armando Zuluaga表示，“该项目前前 后后共花费了我们6年的时间才得以完成，如果没有南非REIPPPP计 划的强力支持，就没有该项目今天的投运。”Abengoa在该项目中 持股51%，IDC持股29%，南非泛黑人经济振兴计划支持下的一个社 ２
区信托持股20%。 REIPPPP计划第一阶段共有两大光热电站项目，除了KaXu Solar One，与该项目同时开工的还有50MW的Khi Solar One塔式电站，目 前该项目仍在建设中，项目同样由Abengoa联合体开发，即将于今 年建成投运。 同时，在REIPPPP计划第三阶段招标中，Abengoa联合体还拿下 了Xina Solar One电站的开发权，该电站是一个100MW的配置5小时 熔盐储热的槽式电站，目前也已经开工建设，预计将于2017年3季度 并网投运，项目选址临近KaXu Solar One，建成后这两大电站组成 的太阳能园区装机将达到200MW，成为南非最大的光热发电园区。
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解读2015全国两会上的光热发电提案 全国政协十二届三次会议已于今日下午闭幕，后天，全国人 大十二届三次会议也将落下帷幕。两会不仅仅是每年3月都会出现 的顶级舆论场，更是社会各个产业经济体的利益博弈场，在这里 ，不同行业的代表委员们为各自所处的产业大声疾呼，为行业请 愿。今年，为光热发电产业请愿的提案又有哪些呢？ 最接地气的提案 首先值得关注的是由中海阳能源集团股份有限公司联合首航 节能光热技术股份有限公司、中广核太阳能开发有限公司等行业 领先企业共同起草，通过全国工商联提交的名为《关于扶持光热 发电商业化示范项目开发的提案》，该提案契合中国光热发电产 业的现实需求，提出应大力扶持商业化光热电站开发的建议，可 以说是今年两会上最为“接地气”的光热发电提案。 该提案给出了五个方面的具体建议，包括尽快出台《太阳能 热发电示范项目技术要求及申请报告大纲》以为启动商业化示范 项目建设打通实施方案瓶颈；加大政策激励，将光热发电纳入国 务院决定设立的400亿元的国家新兴产业创业投资引导基金的支持 范畴；明确电价政策出台时间表，以储能时长来分级别确定上网 电价；加强企业装备、技术创新支持力度，在政府支持的第一批 示范电站项目中明确一定的国产化比例，培育一批具有较强国际 竞争力的光热设备制造企业；创新项目融资模式，建立政策性金 融组织，合理推PPP融资模式等。 这五个建议涵盖范围广泛，涉及扶持政策、示范项目国产化 率、项目融资等影响中国光热发电产业发展的多个核心问题。 政策体系方面，其亮点是首次提出了一套完全不同的光热电 价核定方案，即“按储能级别设定上网标准电价：配备7.5小时以 上储能项目上网电价1.3元，配备4小时以上储能项目上网电价1.25 元，配备1小时以上储能电价1.20元，无储能电价1.15元，电价补贴 期限25年”，这一电价设定方案在此前是从来没有被公开提出过的 ，此次首次被提出也产生了一定的舆论效应。但也有行业人士认 为，具体的电价额度的设定并未经过科学严谨的考量，并不能作 为一个可以付诸实施的政策，意义在于其向政府提出了一种新的 电价核定的选择方案。 据CSPPLAZA记者了解，之所以提出上述建议，是因为政府层 面对储能技术的重视程度在显著提升，光热发电的核心优势即在 于储能，如果从储能的角度来核定光热发电项目的电价，可能更 易引起政府层面的重视。事实上，光热发电商业化示范项目必定 会被要求配储能系统已成为定论，但储能具有边际成本效应，并 非越多越好，对不同的项目，储能时长的最优化设置是不一样的 。从这一点来看，单纯地根据储能时长来确定电价的可操作性仍 需斟酌。 在示范项目国产化率方面，该提案对国产化率设定的建议也 受到国内产业界人士的欢迎。设定一定的国产化率是鼓励本土产 业链发展的有效政策。但对于光热发电首批示范电站的开发，设 定多大的国产化比例要求可能也是一个难题，首批示范项目开发 的重中之重是要保证项目的成功，在此基础上尽可能地多给本土 厂商参与的机会。 对于项目融资，提案提出的相关建议具有较强的可操作性。 特别是PPP融资模式是当前政府正大力推动实施的新模式，这种模 式可以减轻政府财政负担，调动民间资本的积极性。2014年12月4 日国家发展改革委发布《关于开展政府和社会资本合作的指导意 见》引燃了这一概念，PPP模式在社会各个经济领域开始逐步落地 开花。光热发电作为一种投资额巨大的新能源基建项目，如果可 以借PPP模式东风，解决项目融资难题，将在极大程度上推动项目 的实施进度。
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从具体的建议层面来看，该提案提出了多个具体的、具有一 定实际操作价值的建议，也贴合了行业发展的现实环境和需求。 根据过往经验，太过于宏观、宽泛的提案建议不容易获得相关部 门较为明确的答复，该提案早在2014年1月初就开始起草，经过多 次斟酌商议形成终稿，形成了一系列具有较高价值的建言。我们 也期待相关部门能给予该提案提出的相关建言更为明确的答复。 更具高度的提案 今年两会上，另外一份关于光热发电的提案是由光热联盟起 草，由全国人大代表、湘电集团党委书记周建雄提交的。该提案 名为《国家应该明确太阳能热发电在我国能源结构中的战略地位 》，可以说是更具战略高度的光热提案。提案采用了大量篇幅来 论述光热发电的重要性，指出必须尽快从国家能源未来总体结构 规划的层面，明确太阳能热发电在其中的战略地位。 提案建议启动“十二五”期间规划的建设1GW太阳能热发电 实验电站的任务；鼓励和支持国有和民间资本向太阳能热发电产 业倾斜；国家政策导向应向使用国内设计方案、技术成果、国产 关键设备和以中国为主导的EPC队伍的建设方向引导；国家“十三 五”规划中要安排和布置一定规模的太阳能热发电站的装机指标 ；按照我国太阳能资源分布情况，着手规划我国建设太阳能热发 电站的预留区域；也对有计划的开展输送电网等配套设施的建设 内容提出了战略性建议，推动国家尽早从筹划、布局、安排、落 实上支持太阳能热发电产业的稳健发展。 该提案建议部分的亮点在于建议按照我国太阳能资源分布情 况，着手规划我国建设太阳能热发电站的预留区域。虽然据美国 能源基金会中国可持续发展能源项目提供的相关报告，中国太阳 能热发电的理论潜能高达约16000GW。但由于各方面的限制条件 ，实际可开发利用的土地所能承载的装机也较为有限。特别是由 于光伏电站近几年的爆发式疯长，在西部阳光资源好、更适合开 发光热电站的地区，早已大量地被光伏电站所“占领”，该提案 提出的这一建议在此前也没有被公开提及过，此次被提出也引发 了行业对此问题的关注。 为更优质的光热电站预留区域以备未来开发，对光热行业而 言当然是好事，这也是光热发电行业应该开始担忧的一个问题， 好资源区域是有限的，待光热发电技术具备大规模开发条件后， 却发现已无可用之地绝对是行业的一大悲哀。但从现实角度来看 ，该建议可能更多的是一种理想。有行业人士就尖锐地指出，“ 市场是公平的，机会是均等的。一个以赢利为目的的行业，你自 己不能适应市场的需求，却利用其他力量来保证自己的未来权益 不受侵犯。除非是关系到国计民生的战略行业，比如军工，通讯 ，银行，文物，其他的，更多的时间，还是用在如何面对市场吧 。” 在笔者看来，该建议如果换上一种说法，可能会更易被人们 和政府所接受，即建议政府规划建设一定数量的太阳能综合发电 园区，实现光热发电和光伏的联合开发，并从光热可作光伏的调 节和辅助送出电源的角度阐释这一建议的初衷。这同样达到了为 光热预留“自留地”的目的，但却更易让人接受。 事实上，在前段时间热炒的张家口可再生能源应用综合创新 示范特区规划中，其中对太阳能发电的规划就有这样的意味。据 CSPPLAZA记者了解，该规划框架草案拟提出在2015~2020年，在 张家口新增风电600万千瓦，新增光伏300万千瓦，新增太阳能热发 电100万千瓦，用于调节光伏和风电。未来，这种综合性的可再生 能源发电园区应引起光热发电行业的重视，以充分发挥光热发电 技术的优势，促进整个新能源产业的发展，同时也发展了自身。
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2015年新兴市场光热发电装机开始释放 据CSPPLAZA统计数据，全球光热发电在运行装机2014年底已 增至4534MW，但仍以西班牙（新增150MW，总装机至2362MW） 和美国（新增802MW，总装机至1720MW）两大市场为代表的传统 市场为主，新兴市场仅贡献了300多兆瓦装机。 2015年，一个明显的趋势是，以南非和摩洛哥等为代表的新兴 市场的在开发装机容量开始释放，预计2015年新兴市场的新投运装
动。 美国：美国这一传统市场此前积蓄的装机容量在2014年获得了 集中爆发，新增投运装机达到802MW。2015年，美国光热发电市 场存在较大变数，即将于本月投运的110MW的新月沙丘塔式熔盐 电站将创下光热发电产业的里程碑，但也可能将是今年美国最后 一个开发的光热发电项目。囿于美国ITC政策的不确定性，Palen电 站等其它规划开发的项目都已暂停开 发，美国市场需要等待政策的进一步 明朗。 印度：印度尼赫鲁国家太阳能计 划（JNNSM）一期总计七个总装机 达470MW的光热发电项目目前已经 投运3个，总的在运行光热发电项目 装机已达200MW。另外四个项目预 计将在今年相继投运。同时，在 JNNSM之外也有部分项目规划建设 ，如印度国家电力公司计划开发的 100MW项目。
机容量将首次超过传统市场。但传统市场如西班牙将无新增装机 投运。下面对主要的光热发电市场2015年的项目开发情况进行了简 析。
印度首次大规模开发光热电站遇 到了较大的挫折，七大项目按规定应 于2014年3月9日（获准延期日期）全 部投运。这也导致印度对未来光热发 电项目的开发持谨慎态度。印度政府 此前规划到2022年实现22GW的太阳 能发电装机（含20GW并网和2GW离网装机），但该目标已经于 2015年初修订为实现100GW太阳能发电装机，规划额增长约5倍。 虽然目前还没有具体的实施细则发布，但可以期待印度未来的光 热发电市场会有更大发展。
南非：南非光热发电市场在2015年率先迎来利好消息，装机 100MW的KaXu Solar One槽式电站于3月2日并网投运，今年南非预 计还将有50MW的Khi Solar One塔式电站、50MW的Bokpoort槽式电 站相继建成投运。届时南非总装机容量将突破200MW。同时，南 非REIPPPP第三轮中标项目100MW的Xina Solar One槽式电站也正在 建设中，100MW的Ilanga CSP 1槽式电站和南非REIPPPP第三轮B段 招标100MW的Kathu CSP槽式电站、100MW的Redstone塔式电站预 计也将于今年开工建设。
沙特：沙特政府已于2015年初决定推迟8年实现其既定的可再 生能源发展目标，2032年实现25GW光热发电装机的目标也被推迟 至2040年实现。沙特目前的两个主要的光热发电项目Waad Al Shamal和Duba 1电站均为ISCC混合发电项目，预计2015年Duba 1电 站有望开工建设。沙特希望更多地实现项目的本土化率，带动本 土产业经济的发展，不至于沦为海外厂商的围猎场。在此之前， 沙特需要首先完善其本土产业链，由此来看，沙特的大规模项目 开发可能还需要一段时间才能启动。
摩洛哥：摩洛哥瓦尔扎扎特500MW光热发电园区一期项目 160MW的NOOR1电站将于今年建成投运，总装机达350MW的 NOORII和NoorIII项目预计也将于今年开工建设。值得一提的是， 中国的山东电力建设第三工程公司目前正在参与NOOR1项目的工 程施工，摩洛哥上述三个光热发电项目的中标方均为沙特ACWA和 西班牙Sener联合体，山东电建第三工程公司也因与Sener公司有长 期的良好合作关系而参与了这三个大型光热电站的工程施工，这 也是中国公司走入海外光热发电市场的很好案例。
以色列：以色列2015年将有总装机规模为241MW的Ashalim光 热电站进入建设阶段，其中法国工业巨头Alstom和美国光热企业 BrightSource联合开发的121MW的Ashalim1塔式电站据称已经开始建 设，Abengoa和以色列Shikun & Binui可再生能源公司联合开发的 120MW的Ashalim2槽式电站也有望于今年开工建设。除此之外，以 色列Brenmiller能源公司也将在以色列南部沙漠城市Dimona建设一 个10MW的储热型光热电站。
中国：中国市场2015年将至少有三大商业化示范项目处于正式 的全面建设状态，这包括中电投德令哈一期2*135MW塔式电站、 中广核太阳能德令哈50MW槽式电站、兆阳光热张家口50MW光热 电站，另有两个10MW级的项目即首航光热敦煌10MW熔盐塔式电 站、中控太阳能一期10MW熔盐塔改造项目进入全面施工阶段。其 它更多的项目则将等待政策层面的明朗才有望获得快速的实际推 4
智利：智利市场2015年确定在建项目为此前已经开工的 110MW的Cerro Dominador塔式熔盐光热电站。但由于不少公司普 遍看好智利的市场前景，如美国光热发电技术公司SolarReserve此 前已宣布计划在未来几年内在智利建设800MW太阳能发电项目， 包括光伏和光热发电。Abengoa此前也宣布将在智利开发建设两个 110MW的光热电站以及一个100MW的光伏电站。预计2015年智利 市场会有更多新的光热发电项目列入开发规划。
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储热十三五规划课题研究工作加快推进 由中国化学与物理电源协会牵头的国家储能产业“十三五” 规划课题研究工作的任务分工日前确定，本规划以电力存储为重 点，但其中也涉及到储热技术的相关规划。江苏太阳宝新能源有 限公司、爱能森科技、华能集团清洁能源技术研究院等少数几家 对光热发电储热技术有所涉及的行业公司将参与该项工作，整体 来看，关于储热方向的规划研究工作，对光热发电储热技术有长 期研究的单位参与较少，对光热发电产业而言，不无遗憾。 其中重点涉及到储热技术的全产业链布局分析的课题研究的 主要内容包括显热储能、潜热储能及热化学储热的技术发展现状 、技术特点、目标市场、产业规模、产业链、装备、标准化，涵 括材料、单元、装置、系统集成及优化。该项课题研究由国家电 网智能电网研究院负责。参与单位另包括中科院电工所、中广核 、西安循环能源公司、北京 科技大学、东南大学、南京 金合能源、京能集团、北京 工业大学、南京理工大学、 华南理工大学、中山大学、 上海交通大学、同济大学、 常喷、九鼎太阳能、鞍钢集 团、宝钢集团、河北钢铁、 江苏凤凰紫峰新能源、南车 集团等。 国家电网能源研究院在 编写大纲中称，高温储热技 术可应用于光热发电，平抑 光照条件不稳定带来的输出 不稳定，提高电站的可调度 能力。配置大容量储热能够 增加电站发电小时数，甚至 实现光热电站的全天供电， 提高电站的经济效益。目前 高温储热技术已经广泛应用 于槽式、塔式光热发电领域 。储热技术的规模化效应十 分明显，十分适合与大规模 光热发电配合发展。通过储热技术，特别是中高温相变储热技术 ，对热能进行存储，可以将工业余热、太阳能热、谷电电热等廉 价热源进行蓄热，在用户需要的时候进行放热，满足用户热负荷 。储电与储热结合，还可以实现虚拟电厂对电负荷和热负荷的解 耦控制。在应急电源领域，模块化储热装置可以在灾难发生时为 人们提供取暖热源，该装置便于运输，可以通过太阳能和电力充 热，适合作为应急热源。 全球范围内的高温熔盐储能市场基本集中于西班牙、美国和 意大利三个国家。截止2014年底，全球范围内高温熔盐储能设备装 机容量已达5GWh 左右，美国和西班牙占据了绝大多数市场份额。 中国储热市场刚刚起步，也是随着光热发电的发展而发展的。目 前在建的光热发电示范项目达到50MW左右，储热系统也将配套建 设。目前储热系统以熔融盐储热系统为主，高温相变储热技术受 到了中科院过程所和国家电网公司的高度重视。
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国家电网能源研究院称，储热技术目前主要的问题是提高储 热能量密度、提高换热速度、降低成本和提高安全性。 国网智能电网研究院主笔的《储热技术全产业链布局分析》 课题将对储热技术的发展现状、储热技术发展存在的主要问题、 储热技术未来发展的趋势、市场定位等几个方面进行研究。其认 为，从储能规模和响应时间上来看，储热技术是一种能量型的储 能技术，主要在大容量储能系统中的应用，目标市场对应于能源 生产端，包括了风电，光热等可再生能源系统，同时其对占地等 没有特殊要求，也是可以建立在用户侧的大容量储能系统，用于 实现电网虚拟调峰。储热技术除了可以作为一个独立的能源储存 系统以外，还可以在其他能源系统进行衔接，提高其他能源系统 的综合效率，具体包括了太阳能光热系统，以及压缩空气储能系
统等技术。光热系统的应用可以实现光热电站的稳定运行，也可 提升光热电站的调峰能力。 国网智能电网研究院认为，尽管储热技术经过较长时间的发 展，是一项较为成熟的储能技术，也有较多的应用技术方案，但 是在储能密度，材料稳定性，以及产品成本等方面还有待提升。 储热技术在能源储存过程中是可以作为一个独立的储能系统应用 的，应用的场景包括了可再生能源消纳和电网用户侧虚拟调峰电 站等方面，但在应用过程中技术成本和运营模式方面上存在着一 些缺点和问题。 另外，中国华电集团电力科学研究院还将对分布式光热、“ 天然气+光热”热电联产等有关光热的内容进行研究，中国电力科 学研究院将对储热在分布式能源领域的应用进行研究，其中包括 以光热发电为主的电源微网系统配置储能设备的优化研究。
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四新展开幕 光热行业企业谋突破 2015中国国际清洁能源博览会于4月1日在京开幕，展会是反映 行业市场现状的晴雨表，CSPPLAZA记者从本届展会获悉，光热发 电行业企业特别是设备生产商正处于普遍焦虑中，行业当前亟需 政策甘霖滋润。部分光热行业企业则开始积极布局分布式太阳能 热利用作为市场的重要突破口。 行业亟待政策甘霖 本届光热四新展共有20余家光热行业企业参展，仍以集热管 、反射镜等设备和产品厂商为主。包括中海阳能源集团股份有限
公司、百吉瑞（天津）新能源有限公司、常州龙腾太阳能热电设 备有限公司、江苏太阳宝新能源有限公司、深圳市爱能森科技有 限公司、兰州大成科技股份有限公司、秦皇岛瑜阳光能科技有限 公司、Cleanergy、Rioglass、北京天瑞星光热技术有限公司、山东 力诺新材料有限公司、山西国利天能科技有限公司、浙江恒丰泰 减速机制造有限公司等。 图：龙腾太阳能展位 不少光热设备厂商代表告诉本网记者，国内光热发电市场因 政策障碍而迟迟无法启动，投入大量人力财力开拓海外市场又往 往因产品无实际商业化应用业绩而无甚收获，这使国内厂商处于 十分尴尬的境地中。对设备厂商而言，投资数千万甚至几个亿建 设起来的生产线闲置一年造成的损失就以千万元计，虽然有时会 有些小规模的订单，但小订单生产线开转带来的支出甚至比停运 更大，这对企业而言造成了沉重的经营负担，有其它可营收业务 6
支撑的光热企业日子相对好过点，但部分以光热为唯一经营业务 的民营企业在这方面尤为艰难。 如何尽快地解决这一问题，让企业的生产经营活动能进行下 去？这是光热企业极为头痛的一个问题。“国内政策的出台是最 为直接有效的办法，即便没有明确的电价政策，有对商业化示范 项目的扶持政策框架出台也是可以的。”某业内企业人士对此不 无悲观地表示，“我们现在也不会太多地期待政府今年能给光热 发电一个明确的电价政策，但政府至少应该拿出对于具体的示范 工程的实施细则方案，政府既然已经确定了先扶持示范性工程开 发 ， 再 走 向 商 业 化 的 基 本 思 路 ， 就 应 该 尽 快 按 照 这 个 思 路 执 行 下 去 。 如果这个也不出台，那这个事就不能怨这个行业的企业了。这个 行业很多的企业已经等不起啦！”
政策对部分光热行业企业的重要性已经关乎生死，这可能并 非危言耸听。要知道以民营资本为主的大多数光热行业企业本身 并无雄厚的资本实力，他们中有的企业在若干年前倾其所有进入 这一市场，赌的是光热市场的未来，但彼时他们眼中的“未来” 可能是2013年或2014年，但直到今天，这个“未来”仍未降临。持 续一年的生产线闲置可能还可以承受，但两年就足以让一些小规 模企业倒掉。而且在这一关口上，这些企业的融资也变得愈加艰 难，对光热发电感兴趣的资本并不多，这其中感兴趣的又多倾向 于投资那些技术型的企业，对于设备生产商而言，由于其商业模 式易被复制，使其获得融资的可能性大大降低，政策的不确定性 更加剧了这一难度，这使得这些企业希望依托融资来为企业临时 输血的可能性也越来越小。
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行业亟待政策甘霖，这对设备厂商而言显得尤为重要，可能 没有谁比设备供应商更期待政策的出台了。我们在展会现场听到 不少厂商“掏心窝子”的谈话，对此感同身受。行业中的一部分 企业开始处于艰难求生的边缘，最终可能将被耗死而“非正常死 亡”。这同时意味着这个行业的生命力也将因此萎缩，而能挽救 这一局面的，目前唯有政策，政策的出台将可以改变行业的生存 大环境，即便在短时间内无法让企业释放产能，也足以坚定这些 从业者的信心，改变这些企业的融资环境使其获得新生力量。
在光热电站开发层面，龙腾太阳能此前携手特变电工沈阳新 能源联合开发乌拉特中旗100MW槽式电站，树立了民营企业开发 光热电站的又一标杆。通过与德国Industrial Solar GmbH公司合作， 龙腾太阳能在本届展会上又打出了模块化菲涅尔光热技术的工业 热利用解决方案，积极布局中国太阳能工业用热市场。龙腾太阳 能依托资本市场的力量快速发展壮大，但其成长路径并非可以轻 易拷贝。此次布局分布式光热利用市场更大程度上是出于战略布 局层面的考虑，其对新市场的积极探索值得行业企业借鉴。
多元化经营尝试 在当前的行业背景下，企业无法“坐等”政策，企业必须探 索更多元的经营之道，在本次的展会上我们也看到，龙腾太阳能 、瑜阳光能、天瑞星等企业开始积极布局分布式太阳能热利用市 场来寻求多元化的市场突破口，这种积极的尝试值得鼓励。
图：瑜阳光能展出的复合碟产品 瑜阳光能在本届展会上现场展示了其独创性的多碟共焦塔式 菲涅尔聚光系统即复合碟产品，并开 始招各省各地区代理商共同推广该产 品的应用。瑜阳光能总经理刘振中表 示，光热企业等电价政策是等不起的 ，分布式光热应用市场应该作为一个 关键的重要的市场来抓。我们此次通 过招募代理商的合作方式来加快这种 产品的推广，计划在今年完成3000套复 合碟系统的部署和应用。 可以确定的是，光热行业的相关 政策一天不出台，这个行业中部分设 备厂商的日子就一天紧过一天，虽然 2015年中国光热发电市场确定会有一些 项目开工建设，但政策才是改变行业 企业生存环境的法门，我们在一方面 呼吁政策能够尽快落地的同时，也寄 希望于光热行业企业能够更积极地尝 试探索新的业务方向、更开放地进行 多方位的合作来实现共同发展，共同 度过这段比较艰难的时期。
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大成敦煌10MW菲涅尔项目2016年底前建成 中国CSP产业领导者眼中的2014 方案存在工作温度低、难以储热的固有缺陷，这也阻碍了菲涅尔 光热发电技术的大规模商业应用。为寻求突破，全球范围内致力 于菲涅尔技术研发的企业都在尝试采用直接熔盐传热储热技术来 开发菲涅尔光热电站，但这种尝试目前还停留在小型的示范验证 慧眼启迪未来！如往年一样，在2014年新年来临之际，我们希望倾听CSP行业领导者对明年中国CSP行业形势的判断和预测 阶段。 该项目选址于敦煌市七里镇光电产业园，与首航光热在建的 以及期望，以帮助中国CSP行业从业者更好地走向明天！为此，我们策划了“中国CSP产业领导者眼中的2014”新闻专题， 10MW塔式熔盐示范电站相邻，目前该项目已经获得甘肃省发改委 以期从领导者的眼中，展望2014年的中国光热发电产业!（以下按收稿日期先后排序） Areva太阳能和Novatec这两大国际菲涅尔技术玩家都已经分别 的登记备案，正在落实后续相关手续，预计不久后就可开工建设 建设了一个菲涅尔熔盐技术示范项目，分别于2014年5月和9月建成 。 ，但目前均在进行示范验证。国内的华能清洁能源研究院和兰州 大成均对菲涅尔熔盐传热储热技术有所研究，并取得了一定的成 该项目总投资3.8亿元，配置了高达16小时的熔盐储热系统， 果。 使得其年发电小时数可达6000小时，基本实现了全天24小时可持续 发电，设计年发电量为6000万度，按1.2元/kWh的电价计算年售电 菲涅尔熔盐技术的难点在于熔盐工质的工作温度需在550摄氏 收入可达7200万元。项目建成后将成为我国首个采用线性菲涅尔 度以上，而传统菲涅尔系统的聚光比过低，需要设法大幅提高系 聚光太阳能技术发电的大型集中式光热电站。 统的聚光比，同时必须采用真空集热管以获得更高集热温度、最 小化热损，但熔盐集热管目前尚无经商业化验证的成熟产品可用 该项目的创新和独特之处在于将首次采用菲涅尔熔盐传热储 。这将是建设该项目必须解决的两个关键问题。 热技术开发，这将使其成为全球首个采用该技术开发的10MW级菲 涅尔电站，这也使得大成成为菲涅尔熔盐技术的第一个商业化应 据了解，大成方面将以更为开放的态度欢迎业内厂商共同合 用尝试者。 作开发这一具有革新意义的示范项目，一起开启菲涅尔熔盐传热 储热技术的大规模商业化应用之门，若该项目最终得以成功建设 传统的菲涅尔光热发电技术以水工质传热为主，全球目前已 ，将对光热发电技术的革新和行业的发展产生重要影响。 经建成的两大商业化菲涅尔电站西班牙30MW的Puerto Errado2项目 、印度信实电力100MW的菲涅尔电站都采用水工质方案，水工质 兰州大成科技股份有限公司董事长范多旺日前在接受 CSPPLAZA记者采访时表示，兰州大成敦煌110MWe光热发电工程 一期10MW项目计划将于2016年底前建设完成。
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龙腾携手ISG拓分布式太阳能热利用市场 2015年3月30日，常州龙腾太阳能热电设备有限公司（以下简 称“龙腾太阳能”）与德国Industrial Solar GmbH公司（以下简称 ”ISG”）在京召开战略合作发布会，正式发布了先进可靠的基于 模块化菲涅尔光热技术的太阳能热利用技术，宣布共同进军中国 太阳能热利用市场。
强强联合 打开分布式光热利用新市场 着眼于潜力巨大的分布式光热利用市场，龙腾太阳能和ISG达 成此项战略合作，为中国光热利用市场注入了新的活力，也为中 外厂商合作共拓光热市场树立了一个典型案例。
新电改力推分布式 分布式光热迎春天 双方此次携手共拓分布式能源市场，与新电改的主要精神完 全契合。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》已于近日 下发，新电改方案最大的亮点是将分布式能源单列，强调要“积 极开展分布式电源项目的各类试点和示范。放开用户侧分布式电 源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜 投资建设太阳能、风能、生物质能以及燃气‘热电冷’联产等各 类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统 。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以‘合同能源管理’模 式建设分布式电源。”
图：双方签约 龙腾太阳能是一家专业致力于太阳能光热发电技术研发与应 用的高科技企业，ISG是德国分布式太阳能热利用技术的领导厂商 ，依托龙腾太阳能高性价比的产品和较强的工程能力，并结合ISG 在该领域先进的、成熟的技术和项目经验，可为中国太阳能热利 用市场提供革命性的经济性的热利用解决方案。
图：发布会现场 行业分析人士认为，新电改方案超预期部分即在于强调要建 立分布式能源发展的新机制，在此框架下，分布式能源开发和利 用将进入“快车道”。 在众多的新能源利用形式中，分布式太阳能热利用因其特有 的诸多优势，将在分布式供能市场占据重要地位。首先，分布式 太阳能热利用技术是真正的零排放新能源，没有污染和碳排放。 再者，分布式太阳能热利用技术应用领域广泛，可直接提供热水 或热油，并可通过换热装置输出蒸汽。热水可用于供暖，也可结 合溴化锂空调系统进行制冷，蒸汽则可用于工业用热，或结合后 端发电系统用于发电。这种热电联产的优势使其适用于几乎所有 用热/用电的工业场合和公共事业，比如工业企业的用热；各种住 宅，楼宇建筑的供暖和制冷；食品加工和医药等行业的供热与制 冷等，且所涉及的几乎都是基础工业和民生相关的领域。第三， 分布式太阳能热发电能提供优质的清洁电力，其可通过集成低成 本储热系统实现调峰发电。第四，分布式太阳能热利用的产业经 济带动力强，其涉及到的设备组件非常多，可有效带动众多周边 关联产业链经济的发展，对构建优质的新能源产业结构，促进经 济良性增长和循环，有着极大的促进作用。
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据ISG公司介绍，ISG在欧洲，南美，南/北非以及中东区域已 拥有大量的太阳能热利用项目经验，对于在中国实施类似项目具 有实际的参考意义。通过引入德国ISG的技术和经验，结合龙腾太 阳能的国内渠道与产品化能力，将有效降低项目成本。 综合来看，双方合作后，龙腾太阳能在分布式光热技术应用 领域将具备如下优势：安全可靠的高品质工程保障，可最大化输 出功率，能实现尽可能高的成本效益；模块化，高集成性，极高 的地面使用率；良好的重量分布和较小的风荷载，非常便于屋顶 安装，且可直接安装于用热部位顶部的屋顶，热损更小；输出温 度可达400°C；精确的自运行及温度控制，没有停机或过度加热 问题；无特定的安装方向要求，适应性更广；可通过网络远程控 制和监控；较低的运行和维护需要。 中国的分布式聚光太阳能工业热利用市场潜力很大，但之所 以一直未能推广开来，除了政策外，成本和技术是阻碍该市场发 展的重要内在原因。龙腾此次和ISG进行强强合作，将实现中国的 低成本优势和德国的先进技术优势的有效结合，有望打开中国光 热利用的新市场。 龙腾太阳能分布式热利用市场总监张磊在发布会上表示，龙 腾太阳能愿意和全国各地的地方燃气供应商、合同能源管理服务 商、各类有用能需求的工业企业等合作伙伴一起合作，共同开拓 分布式太阳能热利用这一新市场。
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我国首个石墨工质塔式储能光热示范电站预今年5月发电 江苏江阴润阳储能技术有限公司2014年引进澳大利亚Solastor 内置式石墨工质塔式光热发电技术，建设我国首个石墨工质塔式 光热发电示范项目。据最新消息，该项目将于4月15日起进入设备 全部联动发电的调试，预计在今年5月份正式发电。 这种以石墨为介质，集吸热、储能、热交换为一体的“三合 一”内置式先进技术，填补了我国光热发电领域的又一空白，对 在我国开发太阳能塔式光热发电技术具有现实意义。 Solastor是澳大利亚的一家研究太阳能储热发电技术的专业公 司，其采用高纯石墨作为吸热和储热材料的塔式热发电技术一直 领先于世界，其内置式石墨储能技术在十余个国家获得了知识产 权的专利保护。
型示范电站得到成功展示。 江阴润阳储能技术有限公司即将发电的这个示范项目装机为 1MWe，它由单塔高24米，各配置100面左右定日镜的6个模块化塔 式集热单元组成。6个塔产出的蒸汽通过调控，统一汇聚后直接驱 动汽轮发电组机发电。示范项目从去年11月20日首次产生蒸汽以 来，一直在进行分段调试。目前该项目的实际调试效果已经证明 ，系统设计合理、设备运转良好、达到了预定目标。因而具备了 全部设备联动，向直接发电冲刺的条件。 该示范项目的建设，不仅要验证这种内置式储能技术的实际 效果，也为该技术的本土化应用积累经验，不仅是为中国能源市 场展示一种新的清洁能源发电方案，也为后续更大规模的项目开
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图：位于江阴的示范项目 该技术具有低塔、多塔、环保、安全、高容量储能和24小时 热能损失低于5%，以及模块化组合等优点。对业主来说，该系统 具有构造简单，建设安装高效、技术可靠性高、成本效益突出的 优势，商业化前景十分可观。Solastor的技术此前也已经在多个小
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发做好技术、人才、队伍的准备。而之所以选择江阴这个太阳能 资源并不好的地区，一方面是因为该项目的示范试验性质，便于 开发维护，同时也是想要证明，在DNI资源不好的地区如果能够 获得成功，在资源好的地区应该更有广阔前景。 江阴润阳储能技术有限公司得到Solastor公司的授权，是该技 术在全球和中国的唯一设备生产供应商。
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光热发电的储热竞争优势正在相对缩小？ 光热发电的起源比光伏要早，在人类想到利用太阳能发电的 时候，最先想到的是基于已经成熟的火电技术，利用太阳能来取 代煤炭这种传统燃料，于是产生了各种收集阳光获取热能的方法 时至今日，在多种新能源技术的竞争压力下，光热发电被成本迅
解决这一"大盘子"的问题，光热发电即便是现成的成熟的方案， 由于“盘子”太小，对社会经济的影响过小，仍然未能很快获得 政府的大力支持。
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图：电池储能系统
速下跌的光伏和风电远远赶超，截至2014年底，光热发电全球并 网装机容量仅超4.5GW，远远低于风电近400GW和光伏超45GW 的并网装机容量。 在可再生能源业界试图将更大规模的风电和光伏并入电网的 时候，他们发现这种不稳定的电源摆脱不了“靠天吃饭”的弊病 ，更对电网安全运行造成了诸多影响，在弃风弃光问题愈加严峻 之时，电力存储技术的发展似乎顺应天命，正得其时。 市场追求的是回报，在中国大力开发光伏和风电资源的时候 ，人们更多地关注的是光伏和风电是否能赚钱，而并未去过多思 考可再生能源间歇性的弊病，并在当时同样重点培育支持光热发 电产业的发展。 事实上，带电力存储能力的光热发电技术早已发展成熟，但 在过去几年间被埋没于极速增长的光伏和风电产业中，并未获得 政府的支持，一直蹒跚前行。 当人们开始寻求解决可再生能源间歇性问题之时，光热发电 才依靠其低成本储热技术和优良的电力品质回到了人们的视线中 来，但此时，光伏和风电的“盘子”已经足够大，人们开始寻求 11
光热发电不是中国市场的“幸运儿”，其错失了中国第一波 新能源的发展热潮，而眼下，在可调稳定的新能源电力市场竞争 中，光热发电也开始面临越来越大的竞争压力。当下，补齐光伏 和风电不稳定电力输出短板的储电技术正在快速发展，光伏或风 电和储电技术结合后，必然将对光热发电带来更为严峻的挑战。 据美国独立融资咨询和资产管理公司Lazard于2014年9月发布 的报告，光伏发电的LCOE目前约为72美元~86美元/MWh，预计 到2017年将可达到60美元/MWh，陆上风电届时则可低至31美元 /MWh。 而储热型光热发电的LCOE目前在118美元~176美元/MWh之 间，依托其优良的电力输出品质，即便成本要高出光伏和风电不 少，在现阶段依然获得了一定的发展空间。 目前，光伏和风电配置电池储能后的成本较为高昂，约在 265美元~324美元/MWh之间，而柴油发电的成本也不过297美元 美元~176美元/MWh。这已经可以与目前的储热型光热发电相持 平。这意味着风电在配置燃料电池或新一代低成本电力存储系统 后，其LCOE将低于储热型光热发电。而光伏也有望在某一天达 到这种水平。
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不仅仅是LCOE，据Lazard数据，风电加储能的投资成本也远 远低于光热发电，Lazard估算风电的投资成本目前在1400美元 ~1800美元/kW，电池存储系统的投资成本为500美元~800美元 /kW，二者合计也不过1900美元~2600美元/kW。 与之相对的是，储热型光热发电的投资成本高达7000美元 /kW左右。大规模光伏发电的单位kW投资成本为1500~1750美元 /kW，预计到2017年带单轴跟踪系统的光伏发电投资成本将降至 1250美元/kW，加上储电的成本，依然要远低于储热型光热发电 。 当然，单纯地对比单位kW的投资成本没有太多参考价值，上 述对LCOE的分析也仅仅是基于理论的一种预测，但其依然反应 了宏观上的发展趋势。
空间。 但从另一个角度来看，储热型光热发电相对于搭配了电力存 储系统的风电和光伏，仍具有差异化的竞争优势，这主要体现在 两个方面，一是在地域方面，光热发电是适合集中大规模开发的 太阳能发电技术，光伏则更适宜于分散性应用；光热发电可以在 拥有更高DNI资源更为炎热的地区进行开发，过热的环境温度会 降低光伏电池的转化效率，反而并不太适合开发光伏电站。二是 光热发电的储热技术更加环保，寿命更长。无论是哪种化学储电 技术，其一般都面临难以解决的污染问题，虽然污染问题一般会 在电池储能系统废弃后才集中爆发，但仍值得事先给予重视。如 废弃锂电池的处理将带来高昂的处理成本。同时，储热系统的寿 命会更长，目前常见的电力存储技术一般都难以保证其使用寿命 达到25年以上，但储热系统完全可以。 电力存储领域正涌入越来越 多的玩家，GE此前已经将其储能 业务从原先的交通运输业务单元 剥离并入其可再生能源业务；德 国最大风机制造商Enercon也在和 德国Energiequelle合作建设德国最 大的电池储能项目。在中国，各 类新能源电力储能示范项目也正 在快速推进中。 瑞典皇家理工学院太阳能热 发电研发工程师Rafael Guédez认为 ，电池储能技术目前还无法与光 热储能技术相抗衡，电池储能系 统在运营维护方面会有很多问题 ，不适合满足大规模电力存储的 需求。
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TRMancini太阳能咨询公司的 Thomas Mancini博士表示，“是否 对光热发电构成威胁还是取决于 储能的成本，当前，这还不是一 个问题，但未来，风电和光伏或 许可以有一种廉价的储能选择。 ” 光热发电行业常常将光伏视为竞争对手，而没有将风电列为 竞争对手，但从以上数据来看，风电在配置储电系统后可以实现 低成本的平滑电力输出，可能会成为光热发电的有力竞争者。同 时，光伏也在向这一趋势发展。 未来的绿色电力市场是可调优质电力的市场，能参与这一市 场竞争的不仅仅是光热发电，光伏和风电将随后“杀到”。 CSPPLAZA此前已经多次撰文探究了储电型光伏和储热型光 热未来的发展和竞争。在储电技术逐步成熟并具备商业化应用的 市场条件后，光伏加储电以及风电加储电必然会对可调新能源电 力市场带来竞争，而此前在可调稳定的新能源电力市场中，光热 发电是唯一的玩家，现在新的玩家的杀入将挤压光热发电的生存
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威海金太阳光热发电设备有限公司总经理康曼在此前给 CSPPLAZA撰写的文章中表示，“CSP虽然有储能的优势，但如果 认为其它新能源形式不可储能是不明智的。在其它新能源领域， 比如风能，一些厂家已经在研究储能技术。不久的将来这项技术 可能将发展成熟。想完全靠储能的优势来赢得市场不容易，CSP 零部件价格必须下降。” 这也道出了新能源市场竞争的核心最终依然是成本，在电力 存储技术正在快速发展的当下，光热发电产业应意识到，光热储 能的竞争优势正在逐渐缩小，我们必须以更快的速度来降低光热 发电的成本，才能为这个产业赢得未来更大的发展空间！
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定光热示范电价 再给招标模式一次机会 从2010年我国启动首个光热发电特许权招标项目至今，已四 年有余，但影响中国光热发电市场发展的核心电价问题仍未落 地，具体的商业化示范项目的电价核定方案也无定论。 多种定电价方案难以选择 四年多来，围绕中国光热发电产业的电价方案究竟该如何 制定这一问题，行业和政府层面已经进行了多次研讨，这些研 讨对行业所产生的实际效果是：从光伏光热应同价到应给予光 热一定程度上的倾斜的认识上的转变、从大规模项目开发到先 期扶持一定规模的商业化示范项目开发的思路的转变、从固定 FIT政策到示范电价政策的转变，这些转变目前在行业层面和政 府层面已经形成共识，这也是在理性分析中国光热发电产业环 境条件下作出的理性选择。 但对于启动商业化示范项目开发的关键即电价的制定方案 ，政策层面看起来还有点犹豫不决，至今未能作出选择。虽然 这一问题也已经过多个层面多个轮次的研讨，并形成了多个建 议性的方案，但在政府方面看来，似乎并没有一个完美可行的 方案可用。 2013年发布的《中国太阳能热发电产业政策研究报告》曾给 出了两种电价方案建议，一为专家计算电价+运行后亏损补贴方 案，一为低电价权重特许权招标+运行后亏损补贴方案。 有业内人士指出，上述两种方案在实际应用层面的缺陷十 分明显，第一种方案给出的专家计算电价几乎是没有可行性的 ，因为目前没有专家可以据具体项目给出具体的相对合理的电 价计算结果，这不仅仅是在尚无大型电站开发运行经验的中国 ，即便是在其它国际市场，可操作性都欠佳，因为影响光热电 站LOCE的因素太多，这与光伏电站完全不同。 上述第二种方案给出的低电价权重特许权招标没有任何问 题，但如果加上运行后亏损补贴，这个帐就又难算了，除了项 目方可能谁都无法准确掌控一个项目到底亏损了多少，如果要 准确核定具体的亏损额，需要大量的工作去做，而且这其中极 易滋生腐败，最后可能导致项目开发商一致喊亏的现象出现。 同时，这个问题在第一种方案中也存在。 行业其它机构和人士也提出了各种不同的定电价方案，总 的来看，目前主流的大概有以下五种定电价方案：1、一事一议 定电价：在招标机制下通过市场竞争的方式确定不同招标示范 项目的示范电价。2、按辐照资源分区域给出不同地区的示范电 价。3、一事一议定电价：项目获核准后由专家组据情况计算给 出示范电价。4、一事一议定电价：项目建成后根据项目的实际 运行情况给出示范电价。5、按储能时长给出不同储热时长项目 不同的示范电价。
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“ 如 果 采 用 这 种 定 电 价 的 方 案 ， 政 策 方 面 应 给 出 一 个 具 体 的 框 架 ， 即 保 证 给 予 某 个 示 范 项 目 在 建 成 后 可 以 获 得 合 理 的 资 本 金 内 部 收 益 率 的 电 价 。” 而政府要制定具体的实施框架，可能又会面临很多难解的 问题，比如如何设置电价补贴的上限？应该保证给予项目方多 大的收益率？这一收益率是否应该统一？如果项目方实际核算 的成本高出了应该补贴的电价上限，又该如何？ 多位业内人士同时认为，这种建好项目再给电价的方案可 能对某些有冒险精神的民营企业可以起到一定的激励作用，但 并不能激励手握多个项目资源的电力央企迅速启动项目开发， 当前国资委对央企的考核愈趋严格，同时囿于央属电企的特殊 属性，对没有预知收益回报率、存在较大未知风险的项目，项 目审批在集团层面估计很难过关。对于投资额动辄20亿元的大 型光热电站，如果央企不能参与，对整体市场的拉动可能会较 为有限。
经过过去两年来行业和政府层面的不断研讨，目前基本可 以确定的是，首批商业化示范项目不宜采取统一示范电价的策 略来推进实施，宜采用一事一议方案。一事一议也有上述三种 模式可选，有行业人士从国家能源局新能源与可再生能源司获 悉的消息称，政府层面目前似乎倾向于选择在项目建成后一事 一议定电价的方案来推进示范项目的实施，也即上述第四种方 案。
退一步说，即便有项目方愿意先建项目再拿电价。在示范 项目建成完成后，以什么样的准则来确定电价仍是一个问题。 如果通过评估项目的实际投资和运维成本加上一定的IRR来核定 电价，可能又会滋生寻租空间，比如项目方可能会故意作假财 务报表、贿赂电价核算专家组成员以谋取更高的电价支持。另 外，不同项目方在同一地区建设的两个项目可能存在较大的成 本差距，如果在相同的IRR支持下，则不利于提高项目自身的成 本优化积极性，同时对国家的补贴也是一种浪费。
电力规划设计总院副院长孙锐此前对CSPPLAZA记者表示，
再给招标模式一次机会
ROYAL TECH CSP
集热管研发与供应 集热场集成与服务 工业用热项目开发
常州龙腾太阳能热电设备有 限公司是一家致力于太阳能光热 发电技术研发与应用的高科技企 业。公司已建立了规模化生产符 合国际CSP商业市场标准的高温真 空集热管产品线。通过一系列的 工程示范与应用，公司掌握了槽 式集热系统集成的核心技术，具 备在全球大规模实施槽式集热系 统工程的能力。
常州龙腾太阳能热电设备有限公司 地址: 江苏省常州市武进区牛塘镇 虹西路26号，213163
电话: 传真: 网站:
+86 519 6878 8616 +86 519 6878 6659 www.royalcsp.com
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从本质上来看，电价难定的核心在于我们无法在尚未建成一 系列商业化示范工程的前提下，就凭空制定出一个相对合理的电 价或完全可供实践所用的核“电价”准则，因此，只要涉及人为 的计算电价的机制在里面，该电价方案就难具可行性。那么，到 底谁才能给出一个合理的电价或定电价方案，笔者认为，在招标 机制下通过市场竞争的方式让市场来确定不同招标项目的示范电 价是最具可行性、最简单有效的方案。 2011年我国首个光热特许权项目招标虽然最终被证明是一次 失败的尝试，但行业不能因为一次招标的失败就断定这种模式是 不可行的。要理性认识到的是：鄂尔多斯项目招标的失败是在特 定时间点下、特定的外在环境下、特定的招标规则条件下所产生 的失败案例。今天的情况与2011年已经大不相同，首先，在外部 环境下，2011年我国光热发电产业链还十分不成熟，项目开发商 对光热发电的认识极为有限，其给出的投标电价并非理性的产物 ，而今天，我国光热发电产业链已相对健全，无论是民营项目开 发投资商还是电力公司，对光热发电项目开发的难度和经济性已 经有了较为理性的认知，这决定了他们不可能再投出一个毫无依 据的电价；再者，2011年项目招标设置的投标规则不够严格，导 致中标方几乎不用支付什么违约成本，项目最终不了了之。而现 今再启动项目招标则完全可以吸取首次招标的经验教训，通过设 定严格的投标规则如限定建设期限、逾期则处罚款，收取一定额 14
度的中标保证金，逾期不建则不予退还，同时收回项目开发权等 措施来吸引真正有实力的开发商参与投标。同时根据项目当地的 辐照资源等环境条件，设定一个电价上限，并放宽投标人的资格 范围，允许民营企业与外企捆绑、允许公私捆绑等多种联合体方 式参与竞标。 事实上，当前中东南非印度等新兴光热发电市场的项目开发 无不采用了这种招标方式进行，招标方式通过充分的市场竞争， 和简单有效的方法筛选出了一个项目的最佳开发商，同时帮助持 续拉低了光热发电项目的上网电价。招标模式不但有益于快速推 进项目的开发，同时有助于降低光热发电的成本，当电价在充分 的市场竞争中产生时，所有投标人的关注焦点都会落在降低其开 发成本上来。南非、摩洛哥等市场招标项目投标电价的持续降低 也已经证明了这一点。 如果因为鄂尔多斯项目招标的失败就否定这种模式在中国的 可行性，对中国光热发电行业或许是一大损失。诚然，招标模式 也并非完美无缺的方案，特别是在中国的环境下，这种模式也常 常被人所诟病。但对于光热发电这一特殊市场，招标可能是最具 可行性的商业化示范项目推进方案。因此，笔者建议，应考虑再 给招标模式一次机会。
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定光热发电电价应突出其可调增益 如果考虑光热发电的可调电力特性，光热发电的电价定价机 制应考虑突出其可调价值，可调电力对电力市场的贡献在于两个 方面，一是向市场提供了实实在在的稳定电能，二是为电力系统 的稳定运行提供了可调增益。目前我们在讨论电价的时候，过多 地把焦点集中于第一个基本面上，而忽略了第二个增益层面。
全球可再生能源产业发展的领头羊，在可再生能源发电依旧在继 续增加的同时，煤炭发电量和二氧化碳排放量为何不降反升？其 根源即在于德国采用了大量的不稳定的可再生能源来满足电力需 求，过度依赖这种不稳定的可再生能源，对电网就会造成较大冲 击，在特定的天气条件下，德国只能重启煤电厂来维持电网稳定 ，满足电力需求。
可调电力的重要价值 当新能源电力在电网中达到一定规模的时候，由于其间歇性 的自然缺陷，其将难以再进一步增加其在供电市场的份额。这是 由电力需求的特性决定的，社会对电能的需求是持续的，而新能 源电力的供应又受制于天气等原因而无法持续供电，那么，这其 中的供电缺口又该由谁来填补？ 一个很典型的案例是，德国本应减少的煤炭发电量却在2013 年达到了自1990年以来的最高值。2013年德国总发电量中，燃煤 火电比例达45.5%，同比上升了1.5个百分点。21世纪可再生能源 政策组织的报告表明，德国可再生能源发电占比已经超过25%， 然而，2013年德国的二氧化碳排放却增长了1.2%。
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德国的案例带给我们的启示是，要想更大程度上地推广利用 可再生能源，我们亟需发展可调的、稳定的、可充当基础负荷的 可再生能源技术，我们需要类似于传统火电那样可以随时拿来所 用的可再生能源。 储热型光热电站可以帮助电网实现灵活的电力可调性，而不 仅仅是提供一种绿色电力来源，电网系统将因此而整体受益。 电价应体现增益价值 光热电站一般有两种运行方式：一为常规模式。即最大化电 力输出，白天正常工作，额外电力在太阳下山后通过储热系统稳 定输出。这是典型的一种运行模式， 西班牙等大多数市场的光热电站均如 此运行。二是最大化增益模式：即在 非高峰期更多地采用光伏这种更廉价 的电力，光热电站在此期间更多地存 储能量以满足高峰期的电力需求，一 般需要给予高峰期更高的电价，以体 现其调峰增益。 在最大化辅助增益模式中，我们 目前可以看到一个典型的案例是南非 。南非对可再生能源电力独立生产采 购计划（REIPPPP）第三轮招标的光 热发电项目给予两种不同的电价支持 ，分为可调电力电价和常规电价，常 规电价为11.88欧分/KWh；可调电价 则为更高的18.95欧分/KWh。 南非甚至已经确定采用带储热的 光热发电技术来替代燃气发电，这种 光热电站发出的可调电力可被用于满 足高峰需求，特别是晚间的用电高峰 。其作为一种备用电源，也可以通过 弹性的运行模式来适应白天的高峰需 求。光热发电项目开发可以根据南非的电力需求曲线，来配置其 储热容量。
图：储热型光热发电可提供可调电力 德国政府于2011年7月制定了雄心勃勃的能源转型计划，规 划到2022年彻底停止使用核电，到2050年，实现绿色能源供电比 例达到80%的宏伟目标。但现实情况是，德国境内不少煤电厂在 某些时候却被要求满负荷运转，以维持整体电网的供电稳定。同 时，德国还不得不新建更多传统电厂以充当可再生能源在无法出 力时的备用电源。
南非通过两种互补的发电技术实现了可调电力的生产输送， 一为无储能的光伏发电，二为储能型的光热发电。两者结合采用 提供了一种综合性能更佳的太阳能供电方案。 南非对光热电价的这种设定即在一定程度上体现了光热发电 的辅助增益，对光热发电技术而言也更为公平。 储能补贴不应仅适用于储电市场
这一现象也被称之为德国的“能源转型悖论”。德国一度是
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为解决德国光伏发电市场的发展瓶颈，德国正在大力推进电 力存储技术的商业化应用。与之类似，美国加州也正在加速储电 技术的开发应用，但加州正在推动的1.3GW的强制性储能应用计 划，其中却并不包括光热发电项目的储热应用。虽然在大型公共 事业领域，电池储能技术还明显不能与大规模储热技术相竞争。 德国因本身不具备开发光热电站的资源条件，这一点可以理 解，但美国加州市场的上述做法似乎难以让人理解。但据 DNVGL的消息，DNVGL目前正在受加州能源委员会的委托，对 储热型光热发电站对电网的辅助增益进行研究。
SolarReserve公司CEO Kevin Smith曾以上述新月沙丘光热电站 为例表示，“在电力高峰需求时段，我们可以使该电站的容量因 子保持在90%~95%左右，电力承购商NV Energy希望我们能在电 力需求高峰时供应更多电能，我们有能力最大程度上满足这一要 求。”该电站的总储电规模为1100MWh。
当前，电力存储行业虽然还面临成本高企，距商业化应用还 十分遥远的困境，但其呼吁增加储能补贴的力度十分之大，国际 市场上也已有德国和美国加州等出台了相应的政策扶持框架，中 国储能行业也正在极力游说政府出台储能电价补贴。但往往他们 所说的储能都不包括储热技术，储热型光热发电这一本身就已经 拥有成熟储能技术的发电技术似乎成为了不受重视的旮旯一角。
SolarReserve的新月沙丘电站让NV Energy有更多可行的选择 来调节其购电需求曲线，满足其高峰电力期的需求，当地的高峰 电力需求时间段因季节不同而有所不同，但基本上是在中午12点 ~晚上24点这一期间，这期间每年对新月沙丘电站的电力需求量 为50万MWh。在该项目的PPA中，也对其高峰期供电能力进行了 强调和约束。
据CSPPLAZA数据，目前已经有大量实际应用的大规模熔盐 储热系统（整个储热系统）的单位kWh投资成本约在300元 /kWhth（热能），按35%的热电转化比例和一定的换热损失粗略 换算为电能存储投资，其单位kWh的储电成本也不过约900元 /kWh。同时，依托技术革新和相关设备材料成本的削减，这一 成本仍有巨大下降空间，美国能源部SunShot计划设定的2020年储 热成本目标为15美元/kWhth。
在SolarReserve最开始为其新月沙丘光热电站争取PPA协议之 时，其就建议采取这种模式。这种设想来自于美国传统的电力收 购协议，在创办SolarReserve之前，Smith曾参与过几个燃气发电项 目的PPA协议谈判，他借鉴了这种经验。
相对的是，以目前应用较多技术较成熟的磷酸铁锂储能电池 为例，其成本仍高达4000~7000元/kWh，远远高出熔盐储热技术 的成本。另外，锂电池的使用寿命仍难有保证，25年的光伏电站 寿命期内可能需要多次更换锂电池组，同时，废弃锂电池以及更 多基于化学反应的化学电池巨大的处理成本如果被考虑在内的话 ，其总体成本将更加惊人，如果不予处理，其对环境带来的污染 将不可想象。 无论是从经济性还是环保、寿命等角度考量，储热都是值得 优先发展的储能技术，储热型光热发电是应给予大力推动的新能 源技术。因此，在考虑对储电进行电价补贴的时候，应将储热纳 入其中。 储热型光热发电的电价构成 南非对可调绿色电力给予更高的电价支持，我们可以将之理 解为这种电价由“基础电价”和“可调增益补贴”两方面构成。 对于无明确电价支持框架的市场，在为项目争取电价的时候 ，我们可以分拆电价构成，这样对政府或电力承购方来说可能会 更具说服力。 以美国新月沙丘光热电站13.5美分/kWh（该电价是在投资补 贴和优惠贷款支持下形成的电价）的承购电价为例，我们可以将 其中的10美分作为可以与光伏发电相竞争的发电基础价格构成列 出，另外3.5美分则作为其对电力系统带来的增益或调峰电价来予 以强调。
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比如说，对于某一光热电站，可在PPA协议中约定在高峰时 间段稳定输出多少电能，如果达到要求，则给予更高的可调电价 ，如果没有，电站方则需要支付罚款或补偿金。这样，对光热发 电项目开发商而言，你就需要设法提高高峰期的供电能力。
他进一步解释称，“一般而言，传统的能源市场的电力供应 协议包括能源电价和容量费用，需要保证其在高峰用电需求时间 段内提供一定比例的供电能力，如果没有实现，电力承购方就不 需或少支付容量电价，相当于对违反PPA协议的一种处罚。” 这种处罚的额度基于一定的可用率百分比，一般公共事业单 位需要其保证95%的可用率，如果可用率仅仅在80%，则电力承 购方仅需支付80%的容量电价。有时候对供电的实际运行表现也 会设置额外的惩罚方案。但当电网中的电量过多时，他们同时也 会被要求暂时性停止运行，电力承购方会对项目停止运行时带来 的损失给予一定的补贴。 实际上，Abengoa的Solana光热发电项目以及新月沙丘光热电 站的PPA协议都对其如何适应每天变化的电力需求进行了设定， 在PPA约定的运行机制下，项目能够最大限度地发挥其存储的价 值并使电力系统获得增益。
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光热发电新兴市场何时能够真正实现爆发？
视点 Viewpoint 事实上，很多国家的光热发电开发环境都很不错：较高的 DNI值、广阔平坦的光热项目可利用土地和寻找替代能源的迫切 需要等等。为什么这些国家没有选择光热发电这种可以实现连续 24小时发电的优质可再生能源发电技术呢？ 让我们以非洲西南部国家纳米比亚比例。该国占地面积为 82.5418万平方公里，拥有极其丰富的太阳能资源（DNI值3,000 kWh/m2/d左右），在全球范围内仅次于智利北部地区。 如果我们将光热电站选址的要求统统考虑在内，包括辐照强 度、地形坡度、土壤类型、电力基础设施和输送设施等，那么这 个撒哈拉以南非洲国家有3.3万平方公里以上的土地适合开发光热 电站，潜在装机量可以达到250000MWe。 这个结果是由2012年在纳米比亚进行的一项纳米比亚光热发 电预可行性研究报告得出的，该项目获得了GEF（全球环境基金 ）、世界银行管理基金和纳米比亚政府的支持。 纳米比亚国家光热项目负责人Shimweefeleni Hamutwe Jr表示 ：“我们2014年正式进入光热项目开发的准备阶段，我们正在统 计适合开发光热项目不同区域的阳光资源数据来满足从银行贷款 的融资需要，以便解决光热项目的融资问题。” 但是该项目比预定时间明显延迟了很多，因为原订光资源测 量项目的起止时间为2013年-2016年。
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Shimweefeleni Hamutwe Jr告诉记者：“如果一切按计划进行 ，我们的目标是从2018年开始建设第一个光热项目。我们想从装 机规模50-100MW的小型项目开始做起。另外，我们目前正在分析 和判断哪一种光热技术更适合纳米比亚，同时我们也在计划在全 球范围内筛选合适的光热电站EPC商。” 考虑电网容量的重要性 对于光热示范项目来说，选择最合适的技术路线要考虑多种 因素，其中电网容量是很重要的因素之一，因为它决定着光热项 目的建设规模。 纳米比亚理工学院能源研究所的Zivayi Chiguvare博士解释说 ：“如果电网容量非常有限，则意味着你在设计光热电站时要考 虑电站投运之后的发电量要与电网可接纳容量相匹配。” 像纳米比亚一样，在过去十年中津巴布韦也遭受着频繁停电 的困扰。然而，在最近的一项研究中发现，该国拥有高达25万平 方公里的适合光热项目开发的土地，如果利用其中的10%来建设 光热电站，那么装机规模将高达71.4GW。 但是津巴布韦光热领域先驱、H.T电力工业工程公司副总经 理Trust Chifamba认为，因为津巴布韦电网容量太小，更适合选择 一些中型装机规模（5-20MW）的可再生能源电站。 技术路线的选择
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综合以上现实条件，在新兴光热市场选择一些模块化的光热 发电技术似乎更为合适，因为这样可以使其在光热发展初级阶段 的部署方面更加灵活。 长期致力于光热与工业过程集成应用的德国卡塞尔大学热能 工程研究所研究员Steven Meyers表示：“在电网有限或不发达的 地区，应首选电站输出功率比较灵活的太阳能发电技术，因此储 能就显得非常必要了。事实上每一个光热发电项目都存在许多变 量，所以很难说选择哪一种光热技术更好。但是目前看来伴有储 热系统的塔式CSP技术似乎是低成本储热型CSP技术发展方向。” 该报告指出：“考虑到更高的运行温度可以提高电站的发电 效率，水蒸气塔式光热发电技术或熔盐塔式光热发电技术在未来 更有可能与化石燃料发电技术进行商业化竞争。” Steven Meyers承认，目前储热系统的复杂性和成本会对光热 技术在新兴市场的发展造成一定影响。但他强调这并不是主要原 因。Steven Meyers表示：“我认为光热发电技术在新兴市场没有 获得大规模发展的原因是目前其平均发电成本要比风电和光伏更 高。当一个国家希望本国能源构成更加多样化或减少燃料消耗时 ，在具有相关资源的基础上，他们总是选择最便宜的技术路线， 比如目前的光伏和风电。”
“通过采用光热技术和其它发电方式结合，你也可以使电站比单 独使用光热发电技术拥有更大的发电容量。虽然目前储热技术在 不断提高，但可以满足光热电站24小时发电的储热系统造价仍然 非常高。” 目前，津巴布韦具有巨大的急待开发的天然气储量，Trust Chifamba表示：“还有哪种计划比将其与巨大的可开发的光热资 源结合起来利用更好呢？”然而，目前海湾国家中只有科威特和 沙特阿拉伯曾宣布建设光热联合循环电站，但发展速度一直低于 预期。 Steven Meyers解释说：“因为国际油价持续下跌的原因，在 科威特和沙特阿拉伯建设一个光热混合电站的经济性跟6个月前是 完全不同的，现在利用石油发电成本显然更低。但是，现在建设 光热混合电站也有一定的好处，那就是随着未来石油价格的不断 上升，可以获得有关光热项目规划、建设和运行的丰富经验。” Steven Meyers认为，这些新兴国家普遍缺乏光热混合发电项 目规划、建设和运维的技术和经验，这也使光热混合发电技术在 这些新兴国家的普及和发展速度大受影响。 暂时性的障碍 的确，更好的理解光热发电技术可以使其应用领域更加广泛 。Zivayi Chiguvare博士表示：“光热电站前期资本投入巨大，所 以只有稳定的经济回报率才能说服投资者和决策者。”
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一些纳米比亚专家认为，当地的能源政策、监管部门和传输 网络对于光热项目的规划和建设都非常有利。但是，特定场地的 不可用性、可融资性光资源数据的缺乏、技术人员和专业知识的 缺乏等暂时性的不利因素阻碍了纳米比亚光热项目的开发。 Zivayi Chiguvare博士对此解释道：“纳米比亚需要为一些适 合开发光热项目的区域提供可融资性的辐照资源数据，甚至可以 为这些项目确定好EPC商，只有做好这些准备才能吸引光热电站 的潜在投资商。” 为了解决太阳能资源数据缺乏的问题，纳米比亚政府正在计 划从2015年开始在全国不同区域开始进行地面研究和测量。
图：纳米比亚的输电网络比旧落后 光热发电的两个发展方向 Steven Meyers认为，一旦一个国家电网的可再生能源电力输 入达到一定比例，必然需要储能系统来帮其调节电网，使电网保 持稳定。而在这些光热新兴市场可再生能源入网比例还不够高， 所以他们对于可伴储热系统光热发电技术的兴趣还不够高。 光热混合发电技术的发展潜力 Shimweefeleni Hamutwe Jr认为，尽管纳米比亚未来选择塔式 CSP技术和槽式CSP技术的可能性更大，但是最终选择哪种CSP技 术还要取决于持续进行的可行性研究报告的结果，另外采用混合 光热技术来解决储能问题和光照间歇性问题的可能性也很大。 事实上，选择光热混合发电技术对于具有丰富自然资源的光 热新兴市场国家来说是比较合理的。对于许多海湾国家和撒哈拉 以南非洲国家来说，石油、天然气和生物质能源都非常丰富。 Trust Chifamba是混合光热发电技术的支持者之一，他表示： 18
虽然每一个新兴光热市场都有各自的发展特点，但是光热发 电能否在这些国家实现广阔发展取决于于两个方面，一方面是从 降低成本的角度来确定哪些市场值得投资。 迪拜Access Power公司董事长Reda El Chaar表示：“光热发电 技术需要展示出其可以有与光伏技术类似的成本下降曲线。”该 公司最近在乌干达中标了一个10MW的光伏发电项目。 Steven Meyers认为，第二方面则是要扩大光热以及储热技术 在工业或其它领域的应用。通过这种方式，光热可以得到更加高 效的利用，与化石燃料和光伏相比也更有竞争力。 Steven Meyers表示：“应用领域的多样化发展可以使光热技 术企业在市场推广和技术应用方面增加更多可能性，可以让其拥 有更多的业务并通过这些项目不断改进和提高自身的技术。”
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小型光热发电项目适合采用众筹模式融资吗？ 自少数光热发电项目开发商采用众筹模式为项目融资以来， 越来越多的开发商也开始选择这种融资模式。那么，采用这种融 资模式为小型光热发电项目融资的可行性到底如何呢？ 2013年，澳大利亚可再生能源公民自有网络组织（CORENA ）决定为在澳大利亚建设的一座装机规模50MW的光热发电项目 采用众筹模式进行融资。这种通过网络进行的融资模式非常简单 ：支持者可以直接将钱捐给一个为该项目特别设立的名为“Big Win”的账户中，等到筹集足够的资金后项目就可以开始建设。 CORENA主席Margaret Hender表示，如果有72万人愿意每周 出资8美元（约300美元/年）的话，估计一年时间他们就可以募 集到建设一个装机50MW并伴有3小时熔盐储热系统的光热发电项 目所需要的资金。 Margaret Hender认为，相比项目融资众筹融资模式有几个关 键的优势，比如它可以消除光热发电项目的融资成本。同时众筹 融资模式可以使极具意义和价值的项目可以不单纯从寻求商业回 报率的角度出发而获得建设。尽管如此，Margaret Hender承认众 筹模式也存在一大缺陷，那就是让人们自愿捐款如此大的数额是 一个不小的挑战，尤其很多人对于这种新的融资模式并不熟悉。 先慢后快的众筹融资规律 目前为止，CORENA已经为上述50MW光热发电项目筹集了 37436美元。Margaret Hender表示这个数字距离目标还差的很远。 但是这至少表明这种融资模式和设定的目标也引起了不少人的共 视点 Viewpoint 鸣。对于Margaret Hender来说，主要的挑战是沧海一粟的问题。 Margaret Hender表示：“根据观察发现，如果人们认为肯定 会有其他719999人也将参与捐款的话，那么大家会非常乐意参与 捐款。这个规律在CORENA多次组织的一种名为‘Quick Win’ 的新型众筹融资活动中都得到了验证，‘Quick Win’是一种通 过众筹融资模式为社区募集资金20000美元左右来建设光伏发电 设施的小型众筹融资项目。往往项目在开始时人们捐款可能相对 缓慢一些，但是最后几千美元一般会很快捐满。” Margaret Hender认为，澳大利亚可再生能源机构和其它与气 候相关的团体，甚至光热发电行业企业都可以为众筹光热发电项 目尽快达到融资目标提供很大的帮 助。但她透露如果没有详细的项目 方案和资金使用计划，很难引起上 述机构和企业的注意。她认为这是 一个暂无好办法解决的棘手问题。 Margaret Hender表示：“很明 显开始一个雄心勃勃的众筹光热发 电项目计划是一个巨大的挑战，因 为没有类似的融资模式先例可以让 我们预测最终能够获得多少融资。 CORENA对于不确定性的处理办 法是：我们向捐助者保证，无论最 终获得多少融资，它们都将被充分 利用在可再生能源项目中，即使是 一个规模小得多的光伏发电项目或 者类似的可再生能源项目。” 19
试图采用众筹融资模式建设的光伏光热互补项目 据了解，美国Focused Sun公司也在试图采用众筹融资模式建 设之前一直未公开的光伏光热互补发电系统。Focused Sun公司董 事长Shawn Buckley表示，之前原本计划借助风险投资来开发该项 目，但因为Solyndra公司的破产使该计划受到了阻碍。 Shawn Buckley表示：“亚洲光伏太阳能电池价格迅速下降使 得大家都认为他们是无敌的。在寻求天使融资的时候我们遇到了 同样的问题，因为我们的技术没有经过验证，人们不相信我们可 以与亚洲同行竞争。” Shawn Buckley补充道：“我们想看看通过这种有别于风投和 天使融资的新的融资模式是否能够使我们获得融资。但我们主要 的意图是想通过这种方式向潜在的投资者宣传我们的光热光伏互 补产品。事实上我们采用众筹融资模式更多是出于宣传的考虑， 可以发布一些新闻介绍和杂志文章。从宣传的角度来说我们对于 结果感到满意。” 但是，从融资的角度来说，Shawn Buckley承认确实感到很失 望，因为融资额仅仅达到了设定目标的1%多一点。该公司采用 的众筹融资思路是通过众筹资金在当地建设一个生产混合发电面 板的太阳能工厂，而最终只有50个个人和机构有意向参与该众筹 项目。 Shawn Buckley认为，众筹融资模式遇到阻碍的原因是这种模 式“比较肤浅，没有实质性的介绍项目”，过分关注有多少人喜 欢一个想法并愿意追随企业完成，而没有遵从经济学原理。他说 ：”对于太阳能发电项目来说，最大的问题在于其经济性，特别 是装机规模庞大的光热发电项目。成功建成一个光热发电项目并 不是唯一的问题，问题是项目建成以后接下来怎么办。“ Shawn Buckley补充道:"我不认为众筹融资模式适用于小型太 阳能项目的建设。尽管一些小型太阳能项目成功筹得了资金，例 如Solar Roadways筹款100万美元建设的太阳能电池板发电公路。 我们相信有更多适合小型光热发电项目的融资模式，如电力购买 协议和建立能源伙伴关系等等，我们正在对这些融资模式进行探 索。”
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光伏和储热型塔式光热发电将携手与传统化石能源抗衡 掌管了250亿美元资产的沙特ACWA国际电力公司高层日前 表示，太阳能发电的成本正在迅速下跌，在未来几年内，光伏 和储热型塔式光热发电技术的联合应用将可以与目前承担基荷 能源的化石燃料相抗衡，并取代其成为新的绿色基荷能源。 CSPPLAZA光热发电网报道：沙特ACWA公司CEO Paddy Padmandthan日前表示，“光伏发电的成本正迅速下跌，而带熔 盐储热系统的塔式光热发电技术天然的可调优势使其成为另外 一种受人瞩目的太阳能发电技术选择。”ACWA集团现拥有 15GW绝大部分是化石燃料发电的装机，但目前该公司正加速向 太阳能发电领域渗透。 Padmanathan上周在阿布扎比接受Reneweconomy媒体采访时 表示，“我们正在推进将光伏发电和光热发电技术进行混合利 用，这种联合将与传统化石燃料在基荷能源的供能角色上进行 正面对抗。” ACWA低电价中标多个太阳能项目 上上周，ACWA刚赢得了迪拜一个200MW的太阳能光伏发 电项目的招标，其中标价低至5.84美分/kWh，承购年限为25年 ，这一低价震惊了太阳能产业。在该电站运行的第一年，该电 站的售电价格更是仅为 5.1美分/kWh。 而在更早的2014年12月份，ACWA也获得了南非Redstone塔 式熔盐光热电站的项目开发权，该项目的中标电价也刷新了南 非光热发电项目的最低电价记录，据称该项目第一年的上网电 价为12.4美分/kWh，在 25年的承购期内的平均电价约为15美分 视点 Viewpoint /kWh。该项目将与美国塔式熔盐光热发电技术厂商SolarReserve 公司合作开发，装机高达100MW ，配置12小时熔盐储热系统。 上述两个项目ACWA都以更低的投标价格成功击败了竞争 图：夜间仍在运作的矿山 对手，参与上述光伏项目的竞标方之一的SkyPower公司上周在 阿布扎比举办的世界未来能 源峰会上公开发问道，“ACWA是 否得到了迪拜政府承诺给予的投资回报？如此低的投标价格怎 么能保证项目盈利？” Padmanathan则坚持称ACWA依靠自己就能够做到，他甚至 预测光伏发电的基准成本价格将可以在未来几年内降至4美分 /kWh，熔盐塔式光热发电技术的发电成本则可以降低至9美分 /kWh。 当把这两种廉价的和可持续可调的太阳能发电技术进行混 合利用，就可以创造出一种可以与传统化石燃料发电相抗衡的 基荷型新能源发电技术。其将不仅仅比燃煤和天然气发电更加 便宜，同时还更为可靠、更加清洁，并在25年的运营期内不因 燃料价格的变化而对售电价格造成影响，因为这消耗的仅是免 费的太阳能资源。 而事实上，Redstone光热电站即已经践行了ACWA的这种混 合太阳能发电理念，Redstone项目紧邻SolarReserve和其合作方已 开发的75MW的Lesedi光伏电站和96MW的Jasper光伏电站。这三 个电站在一起将成为全球第一个混合了光伏和光热发电的大型 太阳能锅炉部分替代城市燃煤锅炉潜力巨大 太阳能园区，总装机达到271MW。 Padmanathan预测太阳能即光伏和储热型光热发电这种混合 20
图：Redstone光热电站想象图
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型发电技术在未来20年内可以满足中东和北非地区（MENA） 新增电力需求的超过一半的需求量。他预测未来20年MENA 地 区需要新增140GW的发电装机以满足不断增长的电力需求。 “这是一件很大的事，并非一朝一夕可以完成。最终这种 太阳能技术将不需要任何政府补贴即可进行利用，这比我们目 前所能实现的成本还要低20%，比燃气发电更要低30%。 ”Padmanathan表示，“在这个世界的这个区域（指中东北非） ，有充足可用的项目开发用地、有优质的太阳能辐照资源，我 们可以充分利用这些资源，现在就开始行动起来，对传统化石 能源发电展开攻势。” 事实上，在阿布扎比正在讨论（阿布扎比当期举行了世界 未来能源峰会）的这些数字与世界其它地区当前的情况还是有 很大差异的，这尤其让一些大的发达经济体国家的公共设施单 位， 可再生能源开发商，政策制定者和分析师难以理解。 国际可再生能源署总干事阿丹·阿明强调，“ACWA在上 述招标中报出的价格是令人震惊的，整个市场都因此震动，这 像是引发了一场行业的地震。” “实际上，这也证明了如果你有好的商业模式，你是可以 降低你的交易成本的，你可以选用正确的技术，阿布扎比本身 十分强烈的太阳能辐照也将帮助你降低太阳能发电成本。”阿 明说道。
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Padmanathan则解释称，“ACWA之所以能够投出5.84美分 /kWh的低价，是因为对于迪拜的这一光伏项目，我们可以实 现低于4%的低融资成本。很多其他项目的债务融资达到80% ，另外20%为股权融资。而这个项目的债务融资达到了86%， 成本更为高昂的股权融资比例仅为14%。” 他表示，“该项目的成本价格仅为燃气发电的三分之二 ，这将使其可以在该地区获得绝对发展优势，它完全改变了 我们对此的认知，改变了能源经济。” Padmanathan还认为这一价格在未来4~5年内还将继续走低 至4美分/kWh，融资成本将继续降低，太阳能电池的生产成本 也将继续降低，效率则会继续提升，太阳能电站的运营成本 也将逐渐降低。这都将带来整体发电成本的进一步削减。 光伏和储热型光热发电技术的完美搭配 虽然大多数人的注意力都集中在光伏发电项目的招标上 ，但Padmanathan对光热发电项目有同样的兴趣，对于上述南 非塔式光热电站的中标，他表示，“这同样令我兴奋，甚至 可以说让我更加兴奋。光热发电站可以提供可调的稳定电力 ，无论是在白天还是晚上都能供电，我们可以根据我们的电 力需求曲线来供电。”
视点 Viewpoint 而实际上，ACWA的低价策略在最开始其发力太阳能市场时 已见端倪，其早在南非的Bokpoort光热发电项目和摩洛哥160MW 光热发电项目的招标中都报出了最低价。并最终得以中标。 阿明同时表示，“欧洲公司实际上也可以实现同样的成本削 减，但他们需要转变自己的心态。他们一直以来处于供应过剩的 市场，需要加强自己的竞争力来应对新兴市场的挑战，新兴市场 对能源的需求在强劲增长，其因此将成为电力市场竞争的重要战 场。” 他强调了正发生在能源市场上的根本性转变，对能源金融领 域搁浅资产和投资撤资事件的讨论正在愈加热烈，这预示着能源 市场将有更大的风险发生。而近期国际油价的暴跌也加重了这一 趋势，这使得很多石油开采商无利可图，“我们正在等待谁将是 第一个逃离石油这种碳氢化合物开采市场的石油巨头。” 对于某些人提出质疑可再生能源和传统化石能源的成本将持 平的观点，阿明表示，“如果他们仍在质疑这一点，建议他们清 醒一下，面对现实吧。” 阿明指出，巴西的风电、丹麦和南非的海上风电、墨西哥的 风能和太阳能、智利的风能和太阳能，等等这些地区的可再生能 源成本都在迅速下跌，我无法低估这些正在迅速发展的可再生能 源产业，这个产业里有十分智慧的人在推动其发展，问题仅仅是 他们将如何去做来更快地实现这一目标。
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他指出，“该项目第一年12.4美分/kWh的上网电价相对 于三年之前的光热发电上网电价已经低了一半还多（彼时最 具参考性的西班牙光热上网电价为27欧分/kWh），在该项目 的25年运营期内，平均上网电价则为15美分/kWh，这几乎是 三年前光热发电上网电价的一半。”他同时强调，如果我们 能部署开发更多的塔式熔盐光热电站，规模化将使其成本可 以很快降低至9美分/kWh。 他表示，“光伏和光热发电进行混合利用的概念将是极具吸 引力的，比如在20年甚至更多的运营期内，其固定上网电价都可 以为9美分/kWh，这种价格的能源带来的是可调的、可满足基础 负荷和完美适应电力供需曲线的绿色电力，无论白天还是黑夜， 而这一成本已同时可以与传统化石能源发电相抗衡，同时你不需 要担心化石能源如燃气价格、煤价的经常性变动对电力价格造成 的影响。” ACWA对光热发电市场的野心已见端倪，其正在开发的光热 电站除了上述的南非100MW的Redstone项目外，另外还包括南非 的Bokpoort50MW槽式电站，该电站带有9小时的储热系统，还有 摩洛哥瓦尔扎扎特首期160MW的NOOR1槽式电站、二期NOOR2 和NOOR3共计300多兆瓦的两大光热电站。总的在建和在开发光 热发电项目装机已经超过600MW。 Padmanathan表示，“我们正在积极学习西班牙和德国在光热 发电领域的经验，吸取其优点为我所用。他们在推动光伏发电的 成本下跌方面作出了巨大贡献，也正在帮助我们进一步降低光热 发电的成本。” “我们现在所做的都将受益于此，我们能够给光热发电以规 模化发展、给这个行业一个美好的愿景，我想在十年之后，我们 再来看2014和2015年，将发现这两年将是一个关键的临界点。”
思想 Thinking
周建雄：光热发电望超越光伏 挑战火电 ——访湘电集团有限公司党委书记周建雄 “未来，只要光热发电发展起来，它必然将从成本、环保、 前期耗能和效率等方面超越光伏，挑战火电！”这是周建雄在接 受本网记者采访时对光热发电未来发展的前景展望。 3月3日，CSPPLAZA记者在京采访了来京参加两会的全国人 大代表、湖南湘电集团有限公司党委书记兼湘潭电机股份有限公 司董事长周建雄。 为光热发电“代言” 周建雄是光热发电的忠实拥趸，虽然即将退休，他仍在尽己 所能为光热发电产业鼓与呼。今年两会，周建雄将提交《国家应 该明确太阳能热发电在我国能源结构中的战略地位》的提案，为 光热发电行业争取支持。
2011年收购美国斯特林生物质发电技术公司SBI，2012年收购碟式 斯特林光热发电技术公司SES的技术和资产，湘电迅速完成了斯 特林技术的整合和优化。到目前为止，湘电已拥有38KW、25KW 和15KW三种型号的碟式光热发电系统的研发和批量化生产能力 。 周建雄表示，湘电集团对SBI和SES公司的碟式斯特林技术消 化吸收的效果很好，特别是在此基础上研制出了全球单机规模最 大的38KW碟式斯特林光热发电系统，使湘电集团碟式斯特林发 电技术走在了国际前列。 在周建雄给记者演示的一份PPT文稿中有表述称，湘电真正 的冲击波是绿色的可7*24小时发电的设备。由此可见湘电对光热 发电的重视程度。湘电提出的可持续发电解决方案是利用天然气 、生物质等其它外部热源进行补燃，实现24小时发电，这是光伏 发电所不具备的。 对于斯特林发电系统的可靠性和使用寿命问题，周建雄告诉 记者，湘电斯特林发动机在生物质热源条件下运行10万小时（约 正常工作12年）的试验表明，该斯特林机的可靠性和稳定性非常 好。通过整体试验数据分析，周建雄认为目前湘电集团生产的斯 特林发动机完全可以满足光热电站长达25～30年的商业化运行周 期需要。
视点 Viewpoint
在成本方面，据湘电的测算，在碟式斯特林发电系统的全部 设备实现国产化后，规模化碟式斯特林光热发电项目的均化度电 成本有望降至0.68元/KWh以内（以114KWp的光热发电项目的经 济指标进行测算），可与光伏发电的成本相抗衡。安装成本可达 到10000元/KW左右（以湘电25KW太阳能斯特林发电系统为例） ，也接近光伏电站的建设成本。
图：全国人大代表周建雄 每年的全国两会，光热发电行业都期待有代表委员们能为光 热发电产业“代言”，但由于光热发电行业的社会认知度太低， 行业内的两会代表屈指可数，两会上能听到光热发电的提案就更 显得弥足珍贵。加上工商联提交的《关于扶持光热发电商业化示 范项目开发的提案》，有关光热发电行业的提案目前仅此两份。 周建雄的这份提案强调了光热发电技术的优势与良好的发展 前景，建议政府针对光热示范项目的建设给予一定的政策支持， 推动国内光热发电技术和装备的不断验证和性能上的优化提升。 光热发电将能挑战火电 周建雄表示，太阳能和风能将逐步发展成为全球主要的电力 来源，尤其是太阳能将超过其它能源成长为全球的主导能源。 “近年来，湘电集团逐步将新能源成套装备列为湘电集团四 大重点业务版块之一，湘电集团现依托在传统电机、风电和碟式 斯特林光热发电领域的领先技术和丰富经验致力于全球新能源市 场的拓展。”周建雄说道。 湘电是全球碟式斯特林光热发电技术的领导者。通过相继于 22
另外，与光伏发电相比，碟式斯特林光热发电系统在项目占 地面积、发电效率方面也有很大的优势。 对于碟式光热发电系统的应用，周建雄认为，碟式发电系统 在大规模电站和分布式领域都能得到很好的应用。在大型电站开 发上，可同风电或以天然气、煤层气等为燃料的发电系统相结合 建设大型发电园区。这种混合了多种能源利用方式的园区可以在 没有阳光的条件下连续发电。在分布式应用领域，可将碟式斯特 林光热发电系统与沼气发电装置互补建设太阳能“光气”互补系 统，同时还可以为楼宇或家庭提供热电联产系统。 伴随碟式斯特林光热发电技术和成本的不断优化，周建雄认 为，太阳能热发电在未来将逐渐具备超越光伏、挑战火电的能力 。
思想 Thinking
国际光热巨头眼中的光热发电2015走势 最近，摩洛哥和南非的几个光热发电项目的招标电价令这个 行业产生了很大的震动。有关未来光热发电项目的投标价格、项 目融资、光热技术路线及其竞争力等几方面问题成为行业人士热 议的话题。 为了收集行业人士对于光热发电行业在未来一年内的发展预 测，记者与阿本戈、ACS Cobra、SolarReserve、Sun & Life和 Protermosolar ( 西班牙光热发电协会) 等公司和机构的部分高管进 行了沟通，询问了他们对上述热议话题的一些看法。 投标价格将越来越低 去年12月份，光热发电行业传出由沙特ACWA公司和美国 SolarReserve公司组成的联合体在南非REIPPPP第三阶段B轮项目 招标过程中以他们拟开发的100MW装机的Redstone塔式熔盐电站 成功中标。相关信息显示，该联合体为该项目报出了光热发电行 业历史最低投标电价：电站运行第一年收购电价仅为12.4美分 /KWh，之后合同期内收购电价为15美分/KWh。 而在摩洛哥，ACWA也获得了Noor II 和Noor III两个光热发
视点 Viewpoint
电项目的开发权，与南非Redstone一样，ACWA在上述摩洛哥两 个光热电站的竞标中再次报出了极低的投标价格。据相关信息显 示，Noor II槽式光热发电项目用电高峰时段的中标收购电价为 1.36摩洛哥迪拉姆/kWh(合0.151美元/kWh)，NoorIII塔式电站用电 高峰时段的中标收购电价为1.42摩洛哥迪拉姆/kWh(合0.157美元 /kWh)。 那么在考虑税收的情况下，行业从业者们认为2015年光热发 电电价会怎样变化呢？ 西班牙光热发电协会秘书长Luis Crespo认 为，在阳光资源较好的地区光热电价将维持在13美分-14美分 /KWh之间，并预测到2020年含储热系统的光热电站含税收购电 价将降至10美分/KWh。
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SolarReserve首席执行官Kevin Smith显然更加乐观，他认为在 未来3-4年内，伴有熔盐储热系统的光热发电项目的收购电价将有 望突破10美分/KWh这一大关。他表示：“在具有高DNI值的地 区，如果装机规模为150MW并伴有8-12小时储热系统的话，我相 信可以实现这个目标。” 融资成本很关键 ACWA子公司Sun & Life的总经理Alexandre Allegue则认为，光 热发电电价的快速下跌是一个明显的信号，说明“光热发电行情 正在改变，同时融资成本对于项目开发越来越重要，并且正在不 断优化光热行业的产业链。”此外，他补充道：“问题的关键是 我们要设立一个目标并通过不断努力去实现它，从根本上来说， 这是使光热发电行业始终保持竞争力的必要条件。” ACS Cobra首席执行官José Alfonso Nebrera对上述观点表示赞 同，他认为未来光热发电项目的电价将取决于光热发电行业在金 融融资方面的发展。他表示：“虽然光热电站的建设成本确实实 现了大幅下降，但目前我们所看到的光热投标电价的明显下降， 主要是因为一些投资者对于开发光热发电项目所实现的内部收益 率的预期已大幅降 图：Global CSP的集热器 低。” José Alfonso Nebrera还指出，在 中东北非地区本土 投资者认为光热发 电项目“风险低” 的看法与欧洲和美 国的同行截然相反 ，光热发电项目的 低收益率也是在最 近中标的几个项目 中才出现的。他表 示：“大多数西方 企业不愿意投资回 报率如此低的光热 发电项目。” 为了提高投标 竞争力，各个光热 开发商开始实施不同的策略争取获得更廉价的融资。例如，阿本 戈战略总监Elisa Prieto指出，去年阿本戈通过出售子公司Abengoa Yield的股份来引入新股东从而获得融资。 Elisa Prieto指出：“通过运作资产投资组合对于降低融资成 本非常有帮助。此外，它对阿本戈集团也非常有利，因为它还可 以让我们通过一个长期的项目运营的盈利来回购自己的股权。” 无独有偶，ACS也采取了与阿本戈类似的措施，该公司选择 将其可再生能源资产（包括16个风电站和3个光热电站）重组到一 个新的实体公司——Saeta Yield。2015年2月16日，Saeta Yield在马 德里证券交易所正式亮相。
思想 Thinking
光热企业应如何保持竞争力 根据受访者们表达的意见来看，光热企业保持竞争力的关键 在于其开发尖端技术的能力，在大多数情况下，还要有与战略组 织建立合作伙伴关系的能力。 José Alfonso Nebrera表示：“在未来两年，光热企业要想保 持较强的竞争力有两方面因素至关重要：一方面是光热企业的创 新能力；另一方面是光热企业要与那些认为光热发电开发‘低风 险’的投资者建立合作伙伴关系。” Kevin Smith则认为：“主要取决于技术水平，而在这方面我 们具有明显的优势。比如，SolarReserve可以采用先进的熔盐塔式 光热发电技术来开发光热电站。而沙特ACWA公司因为没有自身 的技术，所以它必须与业内领先的光热技术提供商进行合作来开 发储热型熔盐塔式光热项目。” 但是，ACWA子公司Sun & Life的总经理Alexandre Allegue却表 示在光热技术研发方面ACWA的投资没有间断过，通过战略性收 购一些光热技术提供商实现了一定的技术积累。他表示：“我们 的姊妹公司Flabeg正在开发一种新型的槽式集热器，未来实现商 业化应用后可以使集热器成本下降25%左右。” Elisa Prieto则从行业全局考虑，她认为光热市场一些新成员 （如法国燃气苏伊士集团正在南非开发光热发电项目）的加入和 业内一些公司之前提交的一些非常有竞争力的光热发电项目投标 电价对光热行业来说是一个积极的信号，说明“光热发电行业是 有生命力的，具有吸引更多国际参与者的能力。”她说：“这将 会对光热发电行业整体产业链产生积极的影响，并最终会导致光 热发电成本不断下降。”
系统结合起来“，确保可以24小时供电。该技术将被应用于阿本 戈正在智利建设的Atacama太阳能平台上。 沙特阿拉伯 大多数受访者认为，对于沙特的光热发电行业来说，2015年 将是一个过渡期，许多外部因素导致其已经延迟了本国光热发电 的整体规划。 另外，José Alfonso Nebrera指出沙特阿拉伯巨额的石油收入 、缺乏其它安全的投资选择以及选择光热可以替代石油燃烧所派 生出的机会成本都是沙特王国大力投资光热发电项目的重要因素 。 但有趣的是，Luis Crespo指出，沙特光热发电行业要获得发 展有一个更好的途径，那就是通过建设更多像Duba 1和Waad Al Shamal这样的ISCC电站来进行光热项目的部署。他表示：”我主 要担心两方面问题，一个是ISCC电站是否能够吸引投资者，另一 方面是电站集成方面可能出现一些问题。“ 拉丁美洲：充满希望 接受采访的高管们普遍认为，光热发电行业在拉丁美洲将充 满希望。一个有利的信号是：智利国家能源委员会在2014年12月 发布了一项中标公告，中标的公司未来将为智利中央电网进行电 力供应。中标公告显示，Aengoa获得智利中央电网SIC年供电量 9.5亿度的15年期供电合约，每MWh电力收购价为115美元。在此 协议下，该公司宣布将在智利开发建设两个110MW的光热电站 Atacama 1和Atacama 2以及一个100MW的光伏电站以便完成协议 目标。Atacama 1和Atacama 2将分别伴有17.5小时和15小时的储热 系统。
不断实现突破的光热发电新技术 在技术突破方面，José Alfonso Nebrera表示ACS Cobra明年将 发布两项研究成果。首先是使用熔盐代替导热油进行传热的槽式 光热发电系统。熔盐是目前槽式光热电站使用最广泛的储能介质 ，但传热介质现阶段更多采用导热油。
与之类似的是，SolarReserve公司宣布也将在智利建设三个光 热发电项目，而且将把储热型光热电站与光伏电站结合起来。按 照其首席执行官Kevin Smith的说法：“我们将把不同太阳能发电 技术的优势结合起来，实现24小时供电，这将是智利成本最低的 替代能源。”此外，他表示公司目前有两个项目正在与智利方面 进行有关签署长期电力合同的谈判。
José Alfonso Nebrera表示，目前他们的三元熔盐正在进行测 试，这种熔盐的熔点比目前常用的熔盐产品要低很多，将其用于 热量传递时具有更高的效率，从而可以显著减少光热发电的度电 成本。
此外，因为自2014年墨西哥开始进行能源改革，专家们预测 光热发电行业未来或将在墨西哥取得重要进展。 展望未来
第二个是引入HYSOL的概念，是指在光热发电项目中集成生 物甲烷（生物气）进行混合发电的混合电站，可以确保熔盐产生 的废热能最大化回收。José Alfonso Nebrera表示：“该项目示范 装置获得了欧盟部分资金支持，技术含量非常高。” Elisa Prieto则表示，阿本戈开发了一种名为“智能太阳能电 站”的设计。这种新的设计思路将“光伏电站、光热电站及储热
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大多数受访高管均认为，在未来几年里光热发电需要在削减 成本方面进一步采取措施，以实现与现有承担基础负荷发电技术 的竞争。同时，要把满足客户的特定需要作为光热发电行业发展 的终极目标。对于那些可以推动行业发展的光热新技术和新突破 来说，未来12个月将会是一个很好的检验机会。
项目 Project
Shams1光热电站年实际发电量超出预期约12% 中东地区在运行的最大光热发电项目装机110MW的Shams1光 热电站在2014年的实际运行表现已超出预期，这是该电站的开发 商Shams电力公司日前对外宣布的消息。
在2014年的11月，该电站进入了计划内的关停维护期，这导 致该月份的发电量大跌，但其实际发电量仍略高于预期的维护月 发电量。
Shams电力公司的高管表示，“在2014年，该电站的年发电 量达到了近2.15亿度，而设计发电量为年发电量1.93亿度，实际发 电能力超出预期约12%。”
该电站的平均实际发电时长占比为98.22%（在达到电站启动 的辐照条件下，实际运行时长占总的可利用时长的比例），自耗 电占比达到7.7%，这一比例远低于预期的12.4%的自耗电比例。
之所以有如此大的发电量增幅，很大程度上是因为项目地的 实际太阳能辐照表现高于预期，特别是在2014年的冬季。
该电站在增加其运转效率方面采用了特殊的方案，这得益于 中东地区丰富且廉价的天然气资源。通过燃烧天然气对蒸汽进行 二次加热，进一步提高其温度至540摄氏度，从而增加发电效率 和发电量。这使其在某种意义上来看类似于一个ISCC电站。
在夏季部分时间，由于沙尘暴侵袭而不得不停止电站运行。 该电站经受了最大风速达126千米/小时的狂风侵袭考验，这种风 速相当于一次热带风暴或一级飓风。 这对该电站的抗风能力也是一项实际测试，最终证明其可以 经受如此大的沙尘暴的袭击，该电站总计采用了258048面反射镜 ，但在2014年的沙尘暴袭击中，仅有不超过30面反射镜被损坏。 这对于建在沙漠中的Shams1项目而言，损毁率已经十分低了。项 太阳能锅炉部分替代城市燃煤锅炉潜力巨大 目采用的是Flabeg的反射镜。
Shams1项目的PPA购电协议签约期为25年，收购方为阿布扎 比水电公司（ADWEC），项目总投资6亿美元，由阿联酋Masdar 公司（占60%股份），法国Total公司（占20%股份），西班牙 Abengoa太阳能公司（占20%股份）三家公司共同投资建设运营， 于2013年3月17日正式投运。该电站早于2009年9月8日通过联合国 清洁发展机制CDM注册，这使其成为世界上第一个在CDM机制 下运行的光热电站。
阿本戈：ITC政策走向决定Palen项目的未来 近日，阿本戈公司透露称将暂停旗下Palen项目的开发，直到 美国政府对于2016年到期之后的ITC政策（投资税收抵免政策） 是否延期明确之后再决定。
仅14天后，该项目开发商BrightSource和阿本戈公司成立的合资公 司Palen公司于9月26日下午向加州能源委员会提交申请，放弃该 项目的开发计划。
据目前的ITC政策，针对商业、工业和公共事业级太阳能系 统30%的联邦投资税收抵免(ITC)政策将于2016年末削减至10%， 住宅的税收抵免政策则届时到期。
到了2014年11月4日，该项目又出现了转机，阿本戈称将收 购BrightSource在Palen公司的股权，然后成为该项目的唯一股东。 同时，阿本戈公司还表示该项目将采用Abengoa公司的熔盐塔式 技术继续开发，项目将采用其大规模储热技术，以更好地满足加 州能源市场的需求。
ITC政策将大大增强Palen项目的经济性和可融资性，没有 ITC的支持，项目可能因经济性不佳而被放弃。 据了解，该消息是由阿本戈子公司Abengoa Yield董事长 Santiago Seage于2015年1月23日，在加利福尼亚Mojave槽式光热电 站的投运仪式上发布的。 Palen项目经历了长期的审批核准过程。该项目最初是由德国 太阳千年公司提议建设的，原计划采用槽式光热发电技术，在太 阳千年公司破产后，该项目于2012年被BrightSource收购转为采用 塔式光热发电技术开发。然后该项目经过长达21个月的审批，才 最终通过加州能源委员会（CEC）的核准，技术路线由槽式转为 塔式。 2014年9月12日，加州能源委员会针对Palen项目公布了一个 修订后的由核心议员共同完成的初步核准决定，建议减少该项目 占地面积，同时将项目最初两个250MW的塔式电站调整为一个。
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而只过去了两个多月，Palen项目则再次传来了暂停开发的不 利消息。虽然项目将暂缓开发，Seage强调了储热系统的重要性， 他表示：“展望未来，我们预计西南地区大多数光热电站都将建 设储热系统。” 通过Palen项目经历的波折我们可以看到，目前光热发电行业 的发展还离不开各国政府的重视和政策扶持，西班牙是这样，美 国也是这样。尽管光热发电以其可伴储热系统、可输出稳定电力 、对电网冲击小和污染小等优势注定将在世界未来能源领域扮演 重要角色，但其成本和经济性还需要光热企业不断通过技术创新 来实现，而这又离不开大规模光热电站的建设和运行来积累经验 。 目前可以确定的是，美国ITC政策的走向将左右阿本戈公司 对于Palen项目的态度，进而将最终决定Palen项目的命运。
项目 Project
Ivanpah光热电站发电能力正稳步提升 饱受“发电量低于预期争议”的Ivanpah塔式光热电站在2014 年11月份表现出色，截止2014年11月底，这座于2014年1月在莫哈 韦沙漠投入运行的光热电站的总发电量已经超过40万MWh。 据美国能源信息署EIA发布的最新数据显示，Ivanpah电站的 三个塔式发电单元在2014年11月份的总发电量为47176MWh，这 是该电站自投运以后发电量排名第三的月份，仅落后于2014年6月 份（64335MWh）和10月份（56013MWh）的发电量。而Ivanpah电 站至2014年11月底的总发电量则达到了401203MWh。
所以，事实上Ivanpah电站2014年的实际年发电量将远超设计 值的四分之一，且接近设计值的一半。 被允许提高天然气使用量也在一定程度上提高了该电站的运 行表现。2014年8月份，电站运营方被允许可以在辅助补燃锅炉上 增加天然气使用量，比最初许可的天然气使用量增加了60%。这 不但可以帮助Ivanpah电站在早上更快启动，而且在辐照变弱后还 可以维持电站继续运行一段时间。
去年十月份，Ivanpah电站遭到了多方质疑和非议，其是美国 能源部贷款担保计划支持下的最大的可再生能源项目之一，却给 公众交了一份糟糕的答卷——实际发电量严重低于设计值。该问 题随之被扩大化并引起对政府政策上的争议。
谈到Ivanpah电站早期的表现，电站技术开发商BrightSource和 运营商NRG能源公司此前将原因归结于2014年春季和夏季糟糕的 DNI资源（数据显示2014年春夏两季平均DNI值远远低于往年的 平均水平）和电站前期运行需要经过学习曲线来解决各种问题两 个方面。
据当时比较保守的媒体报道描述，Ivanpah电站的实际发电量 仅达到预期水平的四分之一，但事实上，这个差距被过分夸大了 。
NRG能源公司发言人Jeff Holland此前表示：“相关媒体报道 的电站设计产能实际上是该项目在经过4年的过渡运行期后，即 到2018年项目各方面都成熟后拟实现的目标。”
美国能源部在其贷款担保计划官方网站上标示的信息为： Ivanpah电站预期平均年发电量为1065000MWh。但实际上承诺给 电力承购商（太平洋燃气电力公司和南加州爱迪生电力公司）的 电量是年均975000MWh。
从图1可以看到，在2014年10月份和11月份，该电站三个塔的 发电量开始趋同，发电表现逐渐趋于稳定，这也表明，如此大规 模的光热电站，在进入成熟运行期之前，确实需要一定时间的过 渡学习期。
龙腾与特变电工拟合作开发乌拉特100MW槽式电站 据《巴彦淖尔日报》消息，3月20日，乌拉特中旗人民政府 与常州龙腾太阳能热电设备有限公司和特变电工沈阳新能源有限 公司签订了100兆瓦光热电站项目框架协议。 据了解，该项目由常州龙腾和特变电工沈阳新能源合作开发 ，拟选场址位于新忽热苏木境内，规划总装机容量为30万千瓦光 热电站，采用分期开发方式进行开发，首期装机容量为10万千瓦
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，计划投资23亿元。争取年内完成项目立项及项目核准工作。
研究Research
龙腾太阳能总经理俞科于2014年8月份在CSPPLAZA举办的 2014年年会上首次公开了这个100MW槽式项目的信息，项目选址 临近龙腾已建成的槽式集热回路示范项目，此次携手特变电工共 同开发将加快项目的开发进程。
项目 Project Project
华强兆阳张家口15MW光热电站正式开工 据长城网消息，3月24日，总投资7亿元的华强兆阳张家口一 号15MWe太阳能（智能）热发电站项目在张北县馒头营乡二圪塄 村开工。
计年发电量7500万度。以此推算，该项目的年利用小时数高达 5000小时，配备了大容量的储热系统。 据媒体此前报道，2月11日，张北县与深圳华强兆阳能源有 限公司就光热智能电站项目举行签约仪式，双方共同签署《关于 开发光热智能电站项目合作框架协议》。 据了解，该电站采用具有我国自主知识产权的类菲涅耳二次反射 DSG系统，在机组正常运行、机组的启动期间均采用太阳能，仅 在施工期采用少量天然气，对环境影响极小。第一期建设40%的 发电能力，包括太阳岛、储热塔、常规岛和生活区，预计投资3 亿元人民币，第二期建设60%的发电能力，包括太阳岛、储热塔 ，及其他收尾工作，预计投资4亿元人民币。第一期建设调试完 成之后即可运行发电。项目总占地面积3111.12亩，其中太阳能热 发电站占地面积近1500亩，集光面积近35万平方米。其他面积用 于综合能源利用设施建设及配套现代设施农业开发，预计总投资 2亿元人民币。
该项目预计总投资7亿元人民币，规划装机容量15MWe，设
据本网记者了解，深圳华强兆阳能源有限公司由深圳华强集 团有限公司、北京兆阳光热技术有限公司、深圳华强弘嘉投资有 限公司和自然人深圳华强集团投资发展中心投资总监阮扬共同出 资1亿元设立，于2015年1月29日注册成立，其中深圳华强集团有 限公司出资4500万元，北京兆阳光热技术有限公司出资4000万元
全球首个塔式CSPV示范项目建成 视点 Viewpoint 3月27日，一个独特的将光伏发电与光热发电相结合的创新 型塔式太阳能发电CSPV示范项目在澳大利亚维多利亚州的 Newbridge建成。该项目采用Raygen公司的CSPV技术建设。 和常见的塔式技术一样，其采用定日镜反射阳光至集热塔产 生高温热能，聚光倍数为750倍，但其主要用于发电，每一个塔 式模块安装一个大小约1平方米的高效聚光GaInP/GaAs/Ge三结 太阳能电池，发电功率为200kW。（了解该技术请浏览相关阅读 本网此前对此的相关报道） 澳大利亚可再生能源机构（ARENA）称该示范项目的建成 和投运将为大规模CSPV项目在澳大利亚本土和海外的部署和建设 做好准备，ARENA首席执行官Ivor Frischknecht向该示范项目的成 功投运表示祝贺。 据了解，该项目共耗资360万美元，其中170万美元由ARENA 提供。 Ivor Frischknecht表示：“该电站已经实现并网运行，将为当 地的农业设施提供200KW的电力供应。另外，RayGen公司已经凭 借该技术获得了一些国际订单，这种集合了光热发电和光伏发电 为一体的创新型塔式太阳能发电技术在降低太阳能发电成本方面 具有很大的潜力。” Ivor Frischknecht认为，该项目是一个很好的例子，显示了 ARENA如何通过支持澳大利亚本土有价值的具有自主知识产权 的新技术来帮助其实现出口并创造出大量的就业岗位。
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研究Resech 同时，Ivor Frischknecht认为该示范项目的完成具有重要的里 程碑意义，将使澳大利亚未来能源系统的承载能力大大增强，能 源构成也将变得更加灵活。Ivor Frischknecht介绍道：“该系统使 用了大量带有跟踪系统的塔式定日镜，它们可以将阳光聚集在一 个效率非常高的中央接收器上。大部分被接收的阳光被转换成了 电能，同时采用了先进的冷却系统防止整个发电系统过热。”相 比同样装机规模的传统光热发电技术，该技术占地面积更小。 Ivor Frischknecht表示，该示范项目可以提供大量有关CSPV技 术性能、可靠性以及运行维护方面的数据，这些数据将可用于 CSPV技术日后的规模化开发。同时，他表示这些数据将与更多能 源行业同仁们分享，帮助大家解决在CSPV发展方面面临的各种难 题。 Ivor Frischknecht补充道：“另外，在ARENA支持下，去年由 新南威尔士大学和RayGen公司合作研发出了一种转化效率创纪录 的光伏电池，光电效率可以达到40%以上。未来，RayGen公司很 可能将这种技术应用于商业化，例如将来开发的CSPV项目中。” 据了解，RayGen采用其现有的聚光光伏技术可以实现28%的转化 效率，但采用上述高效的光伏电池之后可以实现接近35%的转化 效率。 据CSPPLAZA此前相关报道，河北涿州Intense Solar公司与 RayGen此前达成合作共拓中国市场。根据之前协议，双方将在河 北张家口建设CSPV的示范项目，而具有商业化应用规模的大型电 站初步计划于2016年在中国青海地区建设完成，Raygen未来将重 点依托中国市场开展业务。
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研究Research 项目 Project
摩洛哥首座光热电站Noor 1将于今年第二季度投运 目前，摩洛哥Noor 1光热电站正处于工程建设的最后阶段， 预计将在今年第二季度正式投运。 Noor1电站位于摩洛哥Ouarzazate省Marrakesh市南部200公里 ，是一个装机规模为160MW、配置3小时熔盐储热系统的槽式光 热电站。 该电站由沙特国际电力公司ACWA与西班牙Areis、TSK、安 讯能源和Sener组成的联合体中标开发，Acciona、Sener和TSK共 同担任该项目的EPC，Areis则担任OE（业主工程师）的角色。 另外，Noor 1电站也是摩洛哥首个大规模太阳能热发电站， 于2013年的6月1日正式开工建设，主要供应商包括为该电站提供 53万面反射镜的FLABEG和Dow Dowtherm（美国陶氏化学）、 西门子、Sugimat S.L.以及福斯等公司。 以下是摩洛哥太阳能机构(MASEN)提供的一些Noor 1光热电 站的照片。
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拉丁美洲首个光热电站正在稳步推进 阿本戈集团于2014年1月中标了智利的第一个光热电站Cerro Dominador电站，该电站也将成为南美洲第一个光热电站。目前该电 站正在稳步推进，预计该电站将于2019年1月1日正式投运，阿本戈 此前获得智利中央电网15年期供电合约，所以该电站投运后将由阿 本戈公司负责运维15年，直到2033年12月31日。 该电站装机110MW，采用塔式熔盐技术，将采用熔盐作为传热 工质和储热工质。阿本戈中标报价为第二高的价格：114.82美元 /MWh。与Cerro Dominador电站同时开发的还有一个100MW的光伏 电站，两个电站共计装机210MW，开发用地面积1400公顷，总计投 资13亿美元。 阿本戈公司与其子公司Abengoa Yield针对该项目签署了第一认购 协议。作为招标的一部分，该项目将得到不同渠道提供的资金。除 了智利政府提供的补贴之外，欧盟将通过拉丁美洲投资机构提供 1500万欧元的资金，德国KfW银行将提供1亿欧元的资金。此外，该 项目还将从泛美开发银行获得一部分贷款。 阿本戈预计Cerro Dominador电站投运后每年可以为智利电网输 送电量为950GWh。该项目将作为智利国家可再生能源计划的一部分 ，为智利提供清洁能源供电源，同时促进智利的经济发展并降低其 对煤炭和天然气的依赖。智利计划到2025年实现清洁电力的供电比 例达到20%的目标，而Cerro Dominador电站将成为智利2025年完成清 洁电力生产目标每年13000GWh的其中一部分。另外，智利政府决定 从2014年到2025年发电装机的45%都将是可再生能源。 30
智利推动可再生能源计划的原因之一是该国初级能源需求的进 口率达到了60%。此外，智利北部的矿业是该国经济的主要驱动力， 目前该领域用电量达到了智利全国用电量的80%左右，而这些电力需 要主要来自于传统能源。 Cerro Dominador电站是阿本戈公司开发的第一个塔式熔盐光热 电站，由阿本戈独立设计，可以使电站在没有光照的条件下利用储 热系统连续运行17.5小时，容量因子可以达到80%以上，电站最终将 能够实现24小时连续稳定运行。 阿本戈首席执行官Manuel Sánchez Ortega表示：“能够利用光热 发电技术和光伏发电技术与传统能源发电竞争并成功中标，对我们 来说是一个重要的里程碑，预示着我们的清洁能源生产技术将在未 来的几十年中更加成熟、更具经济性并更有竞争力。” Cerro Dominador电站位于智利北部的Maria Elena和Sierra Gorda之 间，此地也是智利矿业活动最为频繁、用电需求最大的地区，另外 该地区的辐照强度为全球最高的。 一直以来，阿本戈对智利的新能源市场都非常感兴趣。除了 Cerro Dominador电站和同时建设的光伏电站意外，阿本戈还计划与 当地政府达成合作，在未来智利电网的建设中提高本公司的参与度 。2014年7月份，阿本戈宣布计划在未来10年间累计向智利可再生能 源投资高达100亿美元，这些资金将主要投向智利北部的光热发电项 目建设。
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中电投德令哈塔式电站恐将推迟开工日期 亚行和世行支持下的中国光热发电项目
中电投德令哈6×135MW大型光热电站一期项目2×135MW 光热电站原定于2015年4月份正式开工建设，但由于中电投和国 家核电技术公司目前正在进行合并等事件的影响，该项目恐将 推迟开工建设的原定计划日期。
投黄河水电公司的EPC合同协议仍在谈判中。 另悉，中电投和国家核电的重组目前已经开始进行股权变 更和高层调整，双方合并已经到了最后关头。电力系统内部多 认为国家核电党组书记、董事长王炳华将调任新公司董事长。
据了解，上海电气和BrightSource计划成立的合资公司将注 册于上海自贸区，预计4月初将完成注册，该公司成立后，将与 上海电气组建联合体作为EPC总包该项目，目前与项目业主中电
中广核德令哈项目使用亚行贷款的采购计划发布 据亚行2月13日发布的中广核德令哈50MW槽式光热发电项目 的《采购计划》显示，光场设备及EPC、导热油、熔盐这三个包 的招标拟使用亚行贷款进行，相关的招标公告拟在2015年一季度 发布。其它部分的招标采购拟采用其余资金。 该项目获得了亚洲开发银行（ADB）一笔1.5亿美元的贷款 ，根据亚行贷款支持下的项目采购规则，其使用亚行贷款的采购 项目须在亚行《采购指南》的指导下完成。上述三个包的招标都 将通过国际竞争性招标方式完成。 该项目的总投资额为3.2226亿美元，ADB提供1.5亿美元低息 贷款支持，占比47%，其余部分由33%的商业银行贷款和20%的 自有资金组成。项目方此前已经发过数个采购招标公告，但均是 未使用亚行贷款的采购标。
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亚行对使用亚行低息贷款的项目的采购设置了较为严格的指 导程序，以尽可能地保证项目招标的公正性，从而避免资金被滥 用。了解亚行采购指南和该项目的采购计划，请下载附件。 对于使用亚行贷款的采购与非亚行资金的采购的不同之处在 哪里这一问题，SBP/Flabeg/Leoni中国区代表周立新介绍称，“ 总体来说，使用亚行贷款的采购应遵循亚行的“采购导则”，即 公开、公正、公平的“三公”原则，资格预审可有可无。与国内 采购最大的不同是亚行采购总是最低价中标，即使只有一家投标 方，也是有效的招标。业主或招标代理可以在招标规范中提出技 术要求，但不可以就技术权重单独打分。这样就要求业主在起草 招标技术规范时考虑周到详细，以确保中标方技术上完全符合业 主的技术规范要求。非亚行成员国的公司不能投标，如朝鲜、古 巴。另外，招标技术规范需要事先经亚行的技术顾问审阅认可。 ”
技术 Technology 研究Research
超临界蒸汽循环应用于光热发电的可行性 亚行和世行支持下的中国光热发电项目 光热发电产业一直以来在寻求提升其市场竞争力，并为此作出了 多方面的努力，包括提升系统组件装备的产品性能和效率、降低 其成本，拉低其寄生性消耗，提高系统运作效率等。 在过去几年内，通过上述一系列的尝试和努力，光热发电的 成本和技术竞争力已有明显提升，但在其它可再生能源成本以更 快的速度下跌的背景下，光热发电需要更快的提升其竞争力的路 径。
如果要将这样一个超临界光热电站配置储热系统，需要储热 工质的温度更进一步地提升，而不是目前常见的工作温度550摄 氏度上限的熔盐产品。虽然有研究表明有的熔盐产品可以达到 700摄氏度的运行温度，但这种产品尚未进行规模化商业化的应 用，其可行性尚不确定。
提高蒸汽参数是提升以蒸汽朗肯循环为理论基础的蒸汽系统 发电经济性和系统循环效率的可行选择。目前大多数的发电厂为 亚临界发电系统，蒸汽参数约在565摄氏度和160bar左右。但超临
槽式和菲涅尔技术的聚光比较低，实现超临界蒸汽状态的可 行性不大，碟式技术不适宜采用水作工质且单机规模过小，因此 ，最易实现超临界发电的首推塔式技术。
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界发电厂正逐渐走向主流，一般定义超临界发电是可以达到620 摄氏度和280bar的高运行蒸汽参数的系统。 光热发电和传统火电的原理类似，那么，将超临界发电技术 应用于光热发电领域是否可行呢？ 全球首个超临界火电厂建于1950年代晚期，发展至今，该项 技术已经日趋成熟。但将其应用于光热发电领域还存在一些障碍 ，如汽轮机规模太小无法匹配超临界发电（一般的超临界汽轮发 电机的规模都在250MW以上，而光热发电的单机装机规模还不 宜如此之大）、光热发电的集热温度难以实现600摄氏度以上的 超临界蒸汽温度（主要是由于工质的温度上限低于600摄氏度） 等。 但超临界发电确实是可以显著提高光热发电的系统效率，降 低其发电成本的方案，是值得推进研究的一个重点方向。 澳大利亚联邦科学与工业研究组织CSIRO是对超临界光热发 电技术进行较多研发的一个机构。其在一个小型的示范系统上进 行了塔式超临界发电的试验示范，蒸汽参数接近达到超临界状态
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，但要达到可以商业化的250MW的超临界最低装机规模要求， 仍有很长距离要走。
研究Resech
为了证明超临界塔式光热发电技术的商业化可行性，产业界 需要首先认识到超临界可以给光热发电带来的影响，以一个装机 250MW、带7小时熔盐储热和一套蒸汽再热器的、配置空冷系统 的塔式光热电站为例，我们经分析后可以得出以下分析结果： 情景1：目前的亚临界蒸汽朗肯循环发电站的蒸汽温度为545 摄氏度，压力165bar。光热电站目前已经可以达到这种亚临界状 态，类似的这种250MW级的电站已经在规划建设中。 情景2：塔式集热系统将蒸汽加热至280bar和545摄氏度的过 热蒸汽，再采用天然气加热至620摄氏度达到超临界状态，这种 方案在今天也可以被应用，如阿联酋的Shams1项目中就采用了类 似的方案，但前提是项目所在地的天然气资源足够廉价。 情景3：采用运行温度更高的新型熔盐介质，直接利用聚光 集热场将蒸汽过热达到超临界状态。这种方案囿于没有具有可商 业化应用的成熟的熔盐产品，尚无部署。有待可在700摄氏度下 稳定运行的低成本熔盐产品出现后予以应用。
研究Research 技术 Technology
亚行和世行支持下的中国光热发电项目 情景2中提到的超临界光热发电厂建设方案可以达到净系统 循环效率43.9%的发电效率，情景3提到的方案则可以实现44.2% 的效率，情景1提到的亚临界发电方案的效率可达到41.3%。由此 可见，超临界发电可以实现系统发电效率的大幅提升，带来度电 成本上的削减。
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采用上述不同的超临界方案，光场建设面积也会有所不同， 如下图所示，情景1需要配备“黄色”的光场，情景2需要配备“ 蓝色”的光场，情景3需要配备“绿色”的光场。 需要解释的是，虽然情景2和情景3两种方案带来的蒸汽参数 是一样的，两者的系统效率却不同，这是因为情景2配置了燃气 辅助加热系统，可能带来额外的热量损失，因此造成系统效率低 于情景3的直接过热方案。而如果将情景3的蒸汽温度过热至700 摄氏度、350bar的更高温度区间上，则可以提高系统效率至约 45.6%。 假设上述案例电站在2025年建成，以目前的光热发电成本下 降速度，届时采用情景2方案的电站可以实现最低430万美元 /MWe的投资成本（以一定价格的天然气计算），情景3和情景1 分别可以实现470万美元/MWe和490万美元/MWe的投资成本。采 用情景2方案的电站的度电投资成本因受制于燃气价格的影响，
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其可能存在较大波动。 50MW甚至100MW级的超临界汽轮发电机组还没有得到实际 应用，要建设这种较小规模级的超临界光热电站，可以采用与燃 煤电站互补的方案。图示的塔式光热燃煤混合发电项目为一个规 模为100MWe的塔式电站，带5小时储热系统，与一个2GWe的燃
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煤电站进行互补发电。这种发电方式不仅可以降低成本，还能削 减投资风险。其发电系统可以与燃煤发电共用。 提高蒸汽参数使其达到超临界状态可以提高系统效率并降低 LCEO，这是一条值得继续深入探索研究的可行之道，虽然目前 其还受制于工质的工作温度，以及规模上的限制。超临界发电在 燃煤发电领域目前已经有成熟的工程经验，并正在向超超临界火 电扩张，在突破一些硬性的障碍和瓶颈后，这些经验也可以被复 制并很好地应用于光热发电系统，提高光热发电的竞争力。 作者简介：Juergen Peterseim博士2003年获得工程学位，在热量回 收、生物质能、多燃料混合电站和光热发电领域具有多年工作经 验。2014年在悉尼科技大学获得博士学位，主要研究方向为光热 发电混合电站技术。
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全球重点光热发电EPC厂商汇总 光热电站EPC是光热发电项目开发中技术含量最大、利润额 也相对最大的核心部分，全球范围内，具有光热电站EPC能力的 厂商并不太多，具有单独承建一个光热电站能力的EPC商更是凤 毛麟角，大多数公司仅具有电站局部的EPC能力。
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从地域上来看，光热发电EPC厂商以西班牙和美国为主分布 ，其中又尤以西班牙居多。这是因为在西班牙光热发电市场鼎盛 之时，巨大的项目开发利益吸引了多个工程建设公司进入光热发 电市场，使其逐步具备了EPC的能力，也可以说是极好的市场环 境培育了这样一批EPC厂商。
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伴随西班牙光热市场的没落，西班牙本土的部分光热EPC商
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出海外的EPC大多在光热发电市场耕耘多年，拥有丰富的项目开 发经验。
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从上表我们也可以看到，海外光热EPC商有不少都是大型工 程设计建设公司的附属体，光热业务仅是其集团业务的一部分或 很小的一个分支。那么，为何这些公司能够成为光热电站的EPC 呢？这或许能够证明，传统电力等基建工程公司在涉入光热电站 EPC业务时有其自身的优势，如相对雄厚的资金实力、较强的抗 风险能力、对大型系统工程的设计开发经验等。这与光伏电站 EPC是绝然不同的，这些是单纯的技术性公司或装备类厂商所难 以具备的。如SolarReserve和Brightsource，虽手握核心技术，但其 开发的新月沙丘和Ivanpah电站的EPC都非自身。
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对光热发电业务的投入力度开始减轻，但仍有不少EPC商开始积 极拓展海外新兴光热发电市场，并已经取得了一些业绩。这些走
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基于这一点我们也可以预测，国内大型工程建设公司如果进 入光热发电市场，其未来将有可能成为国内光热电站EPC的主力 。目前我们已经看到有部分相关公司如山东电建第三工程公司开 始了前期的项目经验积累，未来通过招募更多专业技术人才、合 资等方式迅速补齐其在光热技术方面的短板，成为中国光热发电 的专业EPC商可能要比其它公司快很多。当然，前提是国内市场 能够起来，市场才是孕育专业的光热EPC公司的温床。