光热发电开闸争议迭出无法与光伏发电竞争？

以内蒙古一座光热电站为始，中国迈出了光热发电梦想的第一步。然而，光热火爆的同时却伴随着唇枪舌剑。“光热派”相信光热发电甚至事关“中国崛起”。质疑派则坚称“10年内光热还不具备和光伏竞争的能力”。

光热开闸

在北非撒哈拉沙漠中建一座超级太阳能光热电站，为欧洲提供15％的清洁电力，听上去似乎又是科学狂人的幻想。在历经数度犹豫、波折之后，这种幻想正在中国变为现实——以内蒙古鄂尔多斯的一座光热电站为匙，中国正式开启光热发电之门。

太阳能发电两姊妹——光伏发电、光热发电，似乎要同台竞技了。通俗来讲，光伏发电是指利用太阳能电池技术，将光能转变为电能。而光热发电是指将太阳能聚集，通过换热装置提供蒸汽，进而驱动汽轮机发电的技术。

内蒙古光热发电招标消息一出，姚志豪的手机就比平时繁忙了不少。身为中科院太阳能热利用及光伏系统重点实验室主任助理，几天前他刚刚向国际能源署（IEA）下设的国际太阳能热发电热化学组织提交申请，以国家名义加入这个已有16个西方成员国的“光热俱乐部”。

今年5月国际能源署（IEA）发布的两份盛赞太阳能发电的报告中，IEA对光热发电的预期更为乐观。其称光热技术“不会增电网负荷，很好地解决了储能问题”。

一夜之间，设备制造商、发电企业和投资公司纷纷将目光锁定这项被遗忘已久的“光热发电”技术。目前世界上建造运行的多数是光伏发电站，国外的光热电站也已有数十万千瓦建设运行，而国内的光热发电还处在兆瓦级示范阶段，并一度躺在实验室里。

成立于2009年的科技部太阳能光热产业技术创新战略联盟（以下简称“光热联盟”）已开始发动一轮光热攻坚战。该联盟成员目前包括中科院电工所、华电集团、皇明太阳能、金晶集团、西安航空动力集团、中国电力工程顾问集团等41家企业、大学和研究所。

6月7日，研究光热发电蓄能的北京工业大学教授马重芳，受邀前往大连重工，从中午一点半到下午四点，马重芳和对方几乎谈了一下午光热发电。大连重工，这家产值200亿，在风电设备制造领域紧追丹麦Vestas和美国GE的制造商，有意投资光热发电。

皇明太阳能则表示，可能会以设备供应商的角色，参与内蒙古50兆瓦光热电站。此前，皇明为中国第一个光热示范项目、位于北京八达岭的1兆瓦塔式太阳能热电站提供了关键设备定日镜，还在研发槽式发电使用的真空集热管，并与一家西班牙公司签订了出口合同。

事实上，早在2007年延庆项目启动前，五大发电集团就纷纷涉足光热发电领域。华电布局新疆、河北、甘肃和青海，并在廊坊拥有一个槽式热发电试验基地。国电在新疆吐鲁番的180千瓦小型试点项目，计划2011年完成初步试验投产发电。而保定天威集团也计划在四川建立一个百兆瓦级太阳能热发电项目。

在中科院电工所太阳能光热实验室科普负责人王疆伟的印象中，从2009年起，五大发电集团频繁进出电工所，希望以持股形式参与电站建设。被压抑许久的光热投资热情正迅速释放。

科技部光热联盟秘书长邵继新告诉南方周末记者，根据光热联盟的不完全统计，国内处于筹划、可研、融资、开工等不同阶段的光热电站项目，总计约4000兆瓦。值得注意的是，中国的4000兆瓦总量中，1950兆瓦是2009年一年中提出的，另外3000兆瓦是2010年提出的。

目前，全球投入使用的太阳能热发电电站装机容量约有1000兆瓦。截至2009年4月，全球在建项目约1200兆瓦。这些数字每周都在更新。

技术障碍

邵继新告诉南方周末记者，经过科技部“十一五”863重点项目“太阳能热发电技术及系统示范”的努力，中国在太阳能聚光方法及设备、高温传热储热、电站设计、集成以及控制方面，已经取得了实质性成果。

而建设太阳能光热电站所需的主要设备和零部件，国内已经能够生产，初步形成了比较完整的产业链，现在“就差一步”，即大规模的商业示范电站应用经验。“国外的光热技术也在发展中，而现阶段中国光热发电仍要突破技术瓶颈。”马重芳说。目前最为成熟的槽式热发电技术，其真空玻璃的集热管损坏率高，其使用的导热油一吨动辄三四万元，价格昂贵，属于成熟但不理想的状态。而塔式的发电效率还比较低，蝶式仍处在试验阶段。

国家发改委能源研究所副所长李俊峰看到了更多技术缺陷。理论上，太阳能热发电有储能装置，可以调峰，但是技术效果的代价是，太阳能热发电必须有辅助热源，比如天然气或者燃油。

太阳能光热电站还要布局在光热、水和土地资源较好的沙漠戈壁地带，而内蒙古地区是我国的沙尘暴高发区，风沙大，如何保障定日镜传动轴不受损坏，聚光始终准确，同时如何保护反射镜面少受损，避免反射效率下降，不论从技术和材料上都是技术难题。“从美国加州到北非、西班牙，世界上没有一座沙漠电站是建在真正的沙漠中。但是这是我国建设太阳能热发电必须面对的现实。”李俊峰说。

另一个不容忽视的事实是，太阳能光热电站用于蓄能的热源，15％以上来自石油和天然气。而符合光热电站条件的地区，往往远离城市、用电中心和电网，很难具备油气设施。

上世纪90年代，美国加州的一座光热电站还曾发生过因天然气断供，导致用于蓄能的融熔盐冷却固化，电站因此被迫关闭。“最关键的问题是，我国还没有一批太阳能热发电的专家队伍和完整的产业链，也没有一座系统集成好了的电站。”李俊峰说，“这就像你有了一块布，会裁剪技术，也能缝扣子，但不能说你就是个好裁缝，而且比范思哲做得还好。”

成本隐忧

自太阳能光热发电技术诞生之日起，成本难题始终如影随形。时至今日，光热发电的成本仍是决定成败的关键。

今年4月于苏州召开的一个中英能源论坛上，一位业内人士指出，蓄热技术和光热电站经济成本的制约，提高了光热发电的难度。“不提成本就没问题，说成本就成问题”。

光热发电遵循着规模越大成本越低的规律。目前，业界普遍认可的规模是1000兆瓦，规模达到1000兆瓦的光热电站发电成本能降低到颇具优势的0.7－0.8元每千瓦时。

然而，全球光热发电规模最大的西班牙，其光热电价仍维持在3.3元／千瓦时的价格上，即使考虑国产化程度可以降低成本的因素，中国光热发电的电价仍会保持在2元钱左右。

这相对于中国第一个特许权招标的光伏电站、甘肃敦煌10兆瓦项目爆出的1.09元／千瓦时的超低价，无疑缺乏竞争优势。

中投顾问能源首席研究员姜谦向南方周末记者指出，美国目前光热发电的发电成本是13－16美分每千瓦时，基本与风力发电成本相近，未来还有巨大的下调空间，相对来看，虽然光伏发电的成本在近年来也有大幅下降，但目前也维持在25美分每千瓦时左右。美国能源部的目标是，太阳能热发电成本由目前的平均14美分每千瓦时，下降到2015年的8－10美分每千瓦时。

如果按这一趋势，光热却有可能击倒光伏。不过，规模扩大与成本降低之间还存在一个悖论。马重芳意识到，成本不降低，光热发电难以实现扩大规模，而规模上不去，电价难有优势。他承认光热的成本不容易降低，除非造出更便宜的反射镜，甚至改用更便宜的材料。

在李俊峰看来，期待“零地价”政策降低成本，是把光热发电的成本转嫁到了别的成本之上。“同时具备光热、土地和水源条件的地方，可以发展其他产业的，为什么一定要零地价地给太阳能热发电项目？”

另外，和火力发电相似，太阳能光热发电过程中需要用水做冷却，还需要水来清洗设备镜面。根据美国能源部的数据，在没有沙尘暴和浮尘的地区，如果采用蒸发冷却技术，太阳能热发电站的用水量在600到800加仑／兆瓦时之间，如果采用空冷技术，则用水不到80加仑。

问题在于，“空冷会减低发电效率，同时意味着造价和成本上升。”李俊峰说。

即便如此，心急者已经投身光热蓝海。国电新疆吐鲁番项目负责人曾表示，在国内还没有一家专门的设备生产厂家和太阳能聚热发电设计单位的情况下，如果一味等待，试验项目将无限期延迟，所以不妨先行先试。

国家能源局一位人士颇为谨慎，他告诉南方周末记者，经过几年发展，光伏业已经产业化，成本下降也较快，光热业需要“先发展几年看看”。