夹缝中的热发电产业

聚光太阳能热发电(Concentrating Solar Power，以下简称CSP)，在2011年之前曾被寄予很大的希望，但随着过去一年晶硅光伏组件价格的急剧下滑，加之CSP各技术并未有明显的进步，致使这项技术被重新审视。在中国，十余个热发电项目大都没有动工的迹象；在德国，Solar Millennium AG(以下简称太阳千年)因融资受阻不得不申请破产清算；在美国，超过2GW的多个CSP项目被转为光伏项目……当太阳能发电补贴一再下调时，CSP的成本并没有太大的变化，导致CSP项目的收益遇到困难。正如中国企业大规模进入光伏行业使价格下降一样，CSP产业或许也会因中国企业的大量参与而上演同样的历史。

中国热发电的起步

2011年8月下旬，中国最大的太阳能热发电论坛在三亚召开，这个在2007年首次召开的热发电论坛迎来了五年来最多的参会人员数量。在论坛上，被谈论最多的便是中国首个50MW热发电特许权招标项目。在这个项目出台之前，中国仅有寥寥无几的几个kW级别的示范性小项目。就在这个特许权项目招标出台之后，中国陆续涌出多个热发电项目(项目列表参见表一)。

尽管遇到破产危机，德国Solar Millennium AG(以下简称太阳千年)却是中国热发电项目最早的外部推动力量。早在2007年，酝酿了多年的鄂尔多斯50MW热发电项目被作为中德合作项目后，太阳千年便与内蒙古绿能新能源有限公司(以下简称绿能)合资成立了内蒙古施德普太阳能开发有限公司，为这个项目提供了可行性报告及相关的实施工作。虽然这个特许权项目直至2010年才确定下来，太阳千年在2007年后便在中国陆续安装了8台测光站：内蒙古5台、甘肃2台、宁夏1台。其中分别位于宁夏石嘴山和甘肃酒泉的两台测光站是为国电安装。这8台测光站目前为多个热发电项目提供了辐照数据。

在中国政府确定要推动CSP项目后，相关产品开始陆续有人涉足。对槽式CSP项目，真空集热管是技术含量最高的产品之一，西门子(Siemens)和肖特(SCHOTT Solar)近乎垄断了这个产品的市场，中国现在已经有十多家企业涉足真空管生产或技术供应。这些企业有些是从中低温集热管产品延伸过来的，如皇明、力诺、北京太阳能研究所等；而一些企业则在拥有部分关键技术并将技术延伸后开始产品生产的，如北京天瑞星、兰州交大国家绿色镀膜中心公司等。

在反光镜方面，已涉足TCO导电玻璃的大明玻璃迅速将业务延伸过来，这家在玻璃和镜业领域深耕多年的企业已经推出了面向槽式、塔式和碟式多种CSP技术的定日镜。相比于大明玻璃的热弯复合玻璃，北京兆阳光热技术有限公司推出了生产工艺更简单的冷弯复合玻璃。奥博新能源不仅涉足真空集热管和反光镜，还将投资建设一座用于生产集热管用高硼硅玻璃的窑炉，一家配套的钢结构加工厂，以及一个从事相关EPC业务的新团队。

太阳千年拥有大量的光热EPC工程经验，其驻中国代表曾表示希望在中国本土EPC团队成熟之前尽可能的多参与一些项目。太阳千年很清楚，在中国拥有CSP集成技术后，将很难与其竞争。几位中国科研机构的工作人员也看准了这个机会，正在筹备一家CSP系统集成公司，并与多家产品供应商建立了初步的合作意向。其中一位参与者向PV-Tech PRO表示，光伏的系统集成门槛较低，而CSP的EPC难度要大很多，需要对各个部件都很了解，主要是参数的匹配，如果技术不过关，电站的整体效率和发电量就达不到应有的水平。在CSP产业的各环节中，EPC是利润率最高的环节之一。

放缓的脚步

相比于中国热发电的起步，西班牙、美国这两个热发电最大的市场正在放缓前进的脚步。截止2011年中期，在全球项目比例中，西班牙占据了48.49%的份额，美国则为47.94%。虽仍有新的热发电项目出现，但美国太阳能信托(Solar Trust of America)已经决定将其1GW Blythe项目一期500MW从CSP项目改为PV项目；AES Solar从Tessera Solar收购了709MW的CSP项目后，也计划将这个电站转为光伏项目。

事实上，截止2011年底，中国MW级热发电项目中，只有北京延庆的1MW塔式项目完成了初期的建设，更大规模的也只有中控太阳能在青海德令哈的50MW塔式项目一期10MW工程完成了前期土建。中科院电工所姚志豪博士表示，“之所以大量项目没有开工，一个原因是进口的设备太贵，而国产的设备普遍没有经过实际运行的验证，另一个原因是电价补贴太低。”

2011年初，中国首个50MW槽式热发电特许权项目的中标电价为0.9399元/千瓦时，这个价格与不久前的280MW光伏特许权项目的平均中标电价相比只高一点，而CSP的投资成本却比光伏要高出不少。而2011年7月中国政府推出了针对光伏发电的1.15元/千瓦时上网电价，这又让热发电特许权项目中标方大唐新能源陷入两难境地。根据特许权项目招标要求，中标方需要在30个月内完成项目建设，这意味着大唐新能源需要在2013年8月前完成相关的工作。据悉，大唐新能源将在近期开始项目的土建工作，并陆续开始设备招标。

鄂尔多斯50MW项目的电价较低，显然无法采用国外进口的产品。姚志豪博士向PV-Tech PRO表示：“中国企业的核心产品年产能也鲜有一家可以达到50MW，因此上半年的招标可能不会限定只从一家采购。并且国产部件未经过实际应用，还存在一些问题，大唐也将延后设备的供应期。”据悉，大唐新能源以及拿到相同中标电价的中广核太阳能也正在跟相关政府机构商讨能否对项目以资金或电价的方式进行额外补贴。

其实，这已经不是CSP第一次受到价格冲击。CSP发迹于上世纪70年代的石油危机，以色列和美国的多家公司开始研究太阳能热发电，其中当时最成功的当属以色列和美国合资的Luz International公司，他们自1984年起陆续在美国加州Mojave沙漠建设了9座槽式CSP电站(SEGS I-IX)，总装机达353.8MW；这些电站至今还在维持运营。当石油价格回落后，整个CSP行业也沉寂起来，之后Luz进展缓慢并出现困境。在1992年，Solel Solar Systems Ltd收购了Luz在以色列地区的制造业资产，随后在2009年西门子收购了这家以色列公司，成为槽式CSP领域的领先者。如今，西门子又重新活跃在CSP领域中。

在2011年，中国光伏制造业将全球的组件价格从年初的10元人民币/瓦拉到现在的不足6元人民币/瓦，而逆变器的价格也大幅下降。受到产品价格下降的影响，电站投资成本也在一年内从20元/瓦下降至11元/瓦。很多国家对太阳能电力的补贴也因此而下调，这使得CSP项目更加艰难，降低价格和成本迫在眉睫。

成本期望

多个槽式热发电项目的可行性研究报告已经完成，招标工作正陆续开展。对这些项目而言，如何能在一定的价格范围内采购到合格的产品成了件困难的事情。以大唐新能源的项目为例，在投标时与皇明、中科院电工所绑定，但中标后却难以从皇明获得合适的配套产品。但是按照其获得的0.9399元/千瓦时的电价核算，进口的集热管和反光镜价格都不合适。

以目前项目比例最高的槽式技术为例分析其成本结构。根据Ferrostaal的建设经验，在西班牙建设一座槽式CSP电站，投入最大的是土建施工工程和钢结构，而不是关键的集热管和反光镜等核心设施。

虽然CSP原理比光伏要简单，但CSP项目的成本构成比光伏项目要复杂得多。光伏电站可以简单的分为组件成本和周边系统(Balance of System，简称BOS)成本。BOS包括支架、逆变器、电气设备、工程建设、运行维护等；光伏每瓦投资成本并不会因项目规模的大幅增加而出现大幅降低。相比之下，槽式和塔式的CSP项目涉及的采购部件和工程量要复杂得多。

槽式和塔式CSP项目主要包括：集热器、镜场、导热系统、钢结构及追踪系统、储能系统、监控系统、压力设施、冷却系统、蒸汽涡轮发电机等。对于1MW、10MW、50MW、100MW等不同的装机规模及项目选址、自然环境，项目的每瓦单位投资都会发生不小的变化。因此，CSP的成本测算要根据项目的具体情况来进行。

根据国际能源署(IEA)提供的数据，不同地区、规模的槽式CSP电站的投资成本为4.2—4.8美元/瓦，大型槽式CSP平准化电力成本(LCOE)约为20—29.5美分/千瓦时。IEA特别指出，西班牙槽式CSP项目的LCOE约为23欧分/千瓦时(约合30美分/千瓦时)，而美国西南部分地区的槽式CSP项目LCOE已经达到12美分/千瓦时左右。以上这还是单纯CSP项目的成本估计；由于火电站和天然气发电设施可以与CSP电站共用蒸汽，因此联合发电能拥有更低的LCOE。

美国能源署(DOE)推出了一项在2020年前将太阳能发电成本降至与常规能源相竞争的SunShot计划，计划将目前太阳能发电设施的投资成本降低75%。DOE太阳能技术办公室项目规划和执行部主任Tommy Rueckert表示，根据其计划，到2015年，槽式CSP的LCOE降至17美分/千瓦时，塔式CSP的LCOE降至14美分/千瓦时；到2020年，槽式CSP的LCOE降至11美分/千瓦时以下，塔式CSP降至10美分/千瓦时以下，而SunShot项目LCOE降至6美分/千瓦时。

IEA则提出了对投资成本的控制目标：到2020年，槽式CSP投资降低30%—40%，塔式CSP投资降低40%—75%。

SolarPaces显得更保守，他们提出的2020年目标是将发电成本降至15—20美分/千瓦时。不管哪种目标，降低成本已经成为共识。SunShot计划除了预测，还提供资金等以更快的推动技术进步。

从过去的发展看，当大规模推广时，成本降低并不是难事。Luz早在1984年陆续建设的SEGS项目投资成本已经发生很大的变化，见表二。

IEA预测，CSP项目装机翻番后，其投资成本可以降低10%；到2020年累计装机将比2010年翻7倍，届时单位投资成本预计会下降50%，而其实际成本下降速度会更快。光伏目前的成本降低，主要还是通过供求关系的不断变化使得整个产业链的利润趋于平均和稳定，压缩部分高利润环节的空间。“当初光伏开始的时候电价比较高，得到支持后开始降低成本；而现在光伏把太阳能发电成本拉下来了，CSP就缺乏了当初光伏所面临的机会，所以现在需要得到政府更多支持。”电工所姚志豪认为中国CSP项目目前比较合适的上网电价是1.4—1.5元/千瓦时。

与光伏相似的是，CSP产业也看好中国的制造能力，很多企业期望通过中国制造来降低部件生产成本。西班牙塔式CSP项目开发商Abengoa在北京的办事处一方面在寻求中国项目开发机会，另一方面也在中国寻求质量合格的产品以降低其在欧美的项目投资。

以色列Helio Focus作为知名的碟式CSP系统供应商，正计划将其部件生产全部转移到中国，以降低成本。浙江三花股份在2010年和2011年初向Helio Focus分别投资、增资1050万美元和534.09万美元；此外，三花股份还将为其提供部分部件。

技术涌动

技术是推动成本降低最重要的渠道。对于CSP来说，产品的技术提升是一方面，电站系统集成技术的重要性也不可忽视。

真空集热管是槽式CSP电站中重要的部件，目前这种产品被西门子Solel和肖特垄断，并且这两家还在全球设置了技术壁垒。生产真空集热管需要面对三个难题：镀膜、真空以及金属与玻璃的熔封。肖特是全球著名的玻璃制造商，其调配的特别膨胀系数的玻璃材料能与金属拥有相匹配的膨胀系数，以防止高温时热胀冷缩导致集热管失效。由于肖特对其玻璃配方进行保密并设置了专利壁垒，导致其他集热管生产商选择采用Solel的技术——在管的两端将不同膨胀系数的玻璃连接起来逐步接近封装金属的膨胀系数。

由于中国在上世纪就开始大量使用低温真空集热管，一些企业、机构也拥有了相关的制造技术和经验。如皇明、力诺等都已经推出了用于槽式CSP的4.06米标准长度真空集热管。在中国，企业偏好与高校、科研机构合作。皇明与中科院电工所建立了联合实验室，力诺则与清华大学建立了密切的合作关系。力诺在其集热管样品下线后，便送去美国Sandia实验室做检测——中国至今没有相关权威检测机构，检测时间超过3个月，费用高达25万美元。

在CSP产品中，真空集热管和定日镜是最受企业关注的。北京太阳能研究所总工程师孙守建认为：“中国市场上集热管、镀膜和反光镜等参与企业的技术大都雷同，如果没有太大的创新，价格差别不大而性能又提升不上去，未来难以有大的发展。”

西门子和肖特的真空集热管目前售价约为每根6000—8000人民币。多个项目开发商在向肖特询价后都表示价格难以接受，而肖特也在考虑针对中国等新兴市场降价。中国制造的集热管理论上预计综合成本可以降至3000元以下。而电工所姚志豪向PV-Tech PRO表示，其实集热管和定日镜对CSP电站成本的影响并不是主要的，它们占总投资的比例总计10%左右，即使售价降低，影响也是有限的。在姚看来，CSP系统集成优化更重要。他举例说，CSP电站晚上要蓄热，而蓄热时发电效率会低一些，因此白天的发电和蓄热如何来配比就变得很重要。

在西班牙Gemasolar塔式电站成功实现24小时不间断运行发电后，储能系统就成为了新的关注重点。负责项目开发的Torresol Energy为这座20MW电站配备了拥有15小时储热的熔盐系统。虽然储热时间久也会增加储能系统的投资成本，但是会降低电站的发电成本。

目前的熔盐主要采用硝酸盐、碳酸盐，国外项目以采用硝酸盐为主。一些研发机构试图通过向熔盐中添加部分材料使其具有更低的熔点和更高的沸点。DOE也在试图寻找合适的无机液体或热化学固体等新的替代材料。北京工业大学吴玉庭研究员宣称已经研发出一种熔点低于100摄氏度的熔盐，这种产品目前仅在实验室中制备，距离商业量产也有很多工作要做。

很多建设太阳能发电设施的荒漠地区非常缺水，之前很多塔式CSP电站都是用水做介质，并采用水冷制冷。现在冷却方面已经开始采用空冷了，虽然初期投资成本略高，但后期运营成本则更低一些。Gemasolar是第一座用熔盐做介质的，而转换效率最高的是空气吸热器，目前这种新技术还在示范阶段。

西班牙政府对CSP的支持资金70%用于项目开发，其余20%用于实验室、5%用于大学，另有5%用于其它方面。在美国，两个最著名的实验室——Sandia和NREL在2011年各自投入CSP的经费预算都是850万美元。Sandia实验室较为均衡地把预算分配给槽式、塔式、碟式、储能以及项目规划五个部分，而NREL将超过三分之二的预算投给了槽式技术。NREL表示，2012年将加大对塔式技术的预算投入。

Rueckert表示：“美国光伏企业多，政府关注度也高，但光伏和CSP在同一个计划下得到支持，因此合作更紧密。对于小规模并网，两种技术差别不大，电网公司可以用其他发电方式对光伏的间歇电力进行补偿，而CSP比光伏、风能更稳定。”

在2009年10月，在中国科技部、财政部等多个政府机构的推动下，数十家企业、大学、研究机构成立了太阳能光热产业技术创新联盟(下称光热联盟)。截止2011年11月，已有77个成员。根据光热联盟的统计，已有超过60%的成员参与了中国“十二五”光热课题的申报。

此外，中国的“863”计划中也有设置了多个支持CSP的项目，北京延庆1MW塔式电站就是其一；中科院电工所还获得了“863”1MW槽式热发电项目的课题，这座示范项目将于近期开始筹备。

路线纷争

正如光伏业的晶硅与薄膜技术路线优劣的纷争，CSP几种技术路线也被广泛讨论。根据中科院电工所和申银万国的调查，在全球已运行的CSP项目中，槽式技术路线的比例最高，达94.57%，塔式技术的比例为4.37%，碟式和菲涅耳式的比例分别为0.17%和0.89%。

申银万国证券研究所在其推出的一份CSP报告中分析了四种技术路线的各项主要参数，详见表三。

阿联酋Masdar研究所的Afshin Afshari教授从土地利用角度对光伏与光热的不用技术路线进行对比。他指出，线性菲涅耳项目的土地利用为100MW占地约1.5平方公里，以此为单位，槽式CSP电站约为其1.5倍，塔式CSP项目和晶硅光伏电站为其2倍，薄膜光伏电站则为其3倍。

目前来看槽式技术路线最受青睐，份额接近95%，未来这一比例将因为塔式技术的提升——主要是集热温度提高、储能效率增加等——而被预测在2015年下降至80%，塔式技术的市场份额将由目前的不足5%提升至15%。由于菲涅耳线性技术和碟式技术的集热温度较低、系统效率无法与其他两者抗衡，因此总的份额在未来十年都无法超过10%。

塔式技术目前在理论上的优势要更大，但是其前期投资成本过高、技术难度高等现实的问题是其商业化的最大阻碍。Abengoa PS20塔式CSP电站采用了1225块120m2的定日镜，将阳光聚焦在160米高的塔顶部，功率可达20MW。这是Abengoa的第二座塔式电站，这家西班牙公司目前正运营着7座总计381MW的CSP电站以及5座总计11.7MW的光伏电站。Abengoa的CSP项目中只有两座塔式电站，总计31MW；其余5座均为槽式电站，总计350MW。根据Abengoa的经验，塔式电站的融资、建设更困难一些，并且后期的运营维护成本比槽式也大一些。

从最根本上，投资回报率是不管采用哪种技术路线都最重要的参数。

资金涌入

在欧洲、美国开发光伏项目的Baysolar已经获得中国四川一家投资公司的资金注入，正在绵阳建设一座CSP真空集热管的工厂。Baysolar董事长王学军在德国接触到一个集热管镀膜等相关技术的团队后，便将这个团队纳入其更大的太阳能计划中。Baysolar计划在2013年初开始实现集热管的量产。

另一家集热管制造商汇银集团正在寻求新的融资，这家由比利时人Juhaven创办的公司，其技术团队来自于西门子所收购的Solel。汇银现在已经开始在各个场合展示其4米长的高温集热管，这是中国目前为数家推出4米集热管样管的企业之一。中海阳在登陆中国创业板后，通过上市融得较为充足的资金，其CSP定日镜项目也被当作一个不错的融资故事来向投资者推介。

相比之下，奥博新能源则暂时没有太大的资金压力。目前，奥博新能源已经为多个CSP产品项目投入了超过1亿资金，并将继续投入。奥博新能源的资金来自于其母公司的其他业务收入，相关高管表示，在短时间内并不期望在CSP产品上有所收益。奥博新能源的中温工业热利用产品已经开始获得市场订单，这家公司把其CSP产品盈利时间定为2014年。奥博新能源将会选择合适的时机向外界推出其4米高温集热管。

当一个产业有望走向繁荣时，必定少不了投资机构的身影。在2011年三亚热发电论坛上，出现了青云创投、道达尔(中国)投资有限公司、维思资本、海科投资、广州海汇投资、润国投资、联讯投资等多家投资机构。这些机构有的在寻找成熟的项目参与，有的在寻找新的技术。一位资深投资人在接触了多家集热管生产商后变得更谨慎了，“每家企业都宣称技术独特，产品稳定，但是几乎所有的产品在示范项目上的使用时间都不超过一年，投资风险比较大。”

已经进入中国热发电市场的eSolar则获得了通用电气的4000万美元投资。通用电气希望通过这项投资将eSolar的塔式CSP技术与其联合循环发电设施相结合，推出太阳能联合循环(ISCC)的电站解决方案，将燃料效率提升到70%以上。

相比于产品项目的融资额度，电站投资显然要大的多。目前规模最大的Desertec Industrial Initiative项目在经历了三年多的筹备后终于要开始运作了，当初筹备时这项工程计划投4000亿欧元，在北非沙漠占用50万平方公里的土地为欧洲部分国家提供电力。Desertec初期规划500MW CSP项目，前期开发阶段将耗资6亿美元，其中一期150MW工程将在2012年开工。

Desertec在2011年11月接连得到了两个好消息，先是世界银行批准了一项针对这个项目的2.97亿美元贷款，一周后又获得了非洲开发银行的4.97亿美元融资。Desertec计划在2019年完成2000MW的项目建设，这需要90亿美元的资金支持。相关机构将在近期公布这个项目的建设地点及财务、技术信息，根据目前的消息，一期工程将很可能采用槽式技术。

在美国、西班牙的光热项目放缓后，北非和中东地区似乎成了新的焦点。NurEnergie在近期与其突尼斯合作伙伴对外宣称，计划从2014年开始在突尼斯投资建设2GW CSP电站，这座电站将主要向欧洲输送电力。另外，阿联酋、以色列、卡塔尔、阿曼、科威特、布基纳法索、埃及等国家都开始筹划CSP电站。
美国能源部对多个太阳能项目提供了79亿美元的贷款担保，以此支持电站建设。详情请参见表四。

中国的能源巨头也在蠢蠢欲动。姚志豪向记者透露，国资委直属的121家央企中，找中科院电工所谈过合作意向的企业就有二十多家，而地方国企找电工所了解相关行业情况并试图介入的企业则达上百家。

华电工程是最早布局CSP项目的央企之一。他们向北京延庆“863”项目1MW塔式CSP电站的建设提供了蓄热器、蒸发器及系统集成，也最早获得亚洲开发银行(下称亚开行)的低息贷款支持——其位于甘肃金塔的200MW电站一期50MW项目获得了1.3亿美元贷款。亚开行计划在中国西部总计支持5座50MW的CSP项目。中广核太阳能、大唐新能源、国电都已经与亚开行进行接触，其中几家已经获得了相关的低息贷款支持。

中国正在成为新的CSP投资热点。Desertec也多次与中国相关机构进行沟通，希望把其理念带到中国，他们认为中国西部(以及印度和蒙古等地区)的沙漠也可以像北非沙漠那样去利用。

在太阳千年申请破产保护时，绿能将收购太阳千年在施德普的股份——由于受中国政策限制，太阳千年在施德普的股份为25%。太阳千年驻中国首席代表周立新已经将工作转移至施德普，而她此前的另一位同事也早已进入天华阳光开发光伏项目了。

2011年末，青海德令哈，中控太阳能的项目现场，土地已经基本平整完了，按照要求，场地东西坡比为7.8‰，南北坡比为3.3%。在这么平整的土地上，2012年初将安装10MW的镜场，并计划在一年后建成发电。

或许，此举将翻开中国CSP电站建设新的一页。

(责任编辑：王超)