在目前的中国，经常被许多人当做对手来比较的光伏发电和光热发电都到了行业发展的关键时刻。产业历经震荡、逐渐趋于理性的光伏发电业界正站在十字路口中央踌躇思量，而蛰伏多年、经历无数阵痛终迎来破茧的光热发电业界正站在起跑线上摩拳擦掌。

　　近日，某外媒记者的一篇文章引起了笔者的注意。据该文介绍，光伏发电成本自2008年以来已经下降了75%，同时锂离子电池成本未来也将大幅下降，将使光伏发电与光热发电一样具备高性价比的储能能力，且成本可能更低。该记者认为，长远来看，光伏将最终以成本优势战胜光热发电，完全占据太阳能发电市场。

　　该记者还引用了迪拜CLS能源咨询公司CEOClaudioPalmieri的话，“短期看来，光热储能还将继续扮演很重要的角色。但从长远看，光伏及带储能的电池将更具前景。光热电站是因为与传统电厂比较很相似而仍然具有吸引力。但仅仅因为相似是不能够保持长久优势的，最终竞争的还是成本因素。”

　　中国或将快速拉低光热成本

　　的确，目前从发电成本来看，市场发展较为成熟的光伏无疑遥遥领先。如上文所说，光伏发电成本近年来快速下降，在全球大力推进可再生能源发展的大环境中，尤其是在中国强大制造业的参与下，光伏发电在全球领域都显现出要与常规化石燃料试比高之势。

　　今年8月17日结束的智利供电项目招标中，来自西班牙的SolarpackCorp.Tecnologica公司以一个装机120MW的光伏发电项目赢得了智利的供电标段，并以$29.10/MWh（约合RMB0.2元/kWh）的投标价格再次刷新了光伏最低中标价。

　　而在中国，自630抢装潮过后（2016年6月30日光伏上网电价下调），在市场供过于求的高压竞争下，低价竞争成为各家光伏企业争夺项目的主要手段。有据为证，8月29日，山西阳泉、芮城领跑者项目，协鑫报价0.61元/千瓦时；9月22日，内蒙古包头领跑者项目，昌盛日电和华电报价0.52元/千瓦时；10月28日，内蒙古乌海领跑者项目，英利绿色能源报出0.45元/kwh的超低价。

　　时隔甚短，而投标报价却如股价跳水一般，不禁让人大跌眼镜。而根据英利集团总经理王刚给出的经严格测算后项目能够保持8%-10%收益率的结果来看，该数据又不像是单纯为了“赔本赚吆喝”而做出的无奈之举，而更像是政府政策收效行业利润空间被进一步挤压的良性结果。

　　总的来说，光伏发电成本已大幅下降是不争的事实。同时，为了解决光伏风电被定位为垃圾电而导致严重弃风弃光的尴尬现状，蓄电池行业也越来越热，再加上蓄电池原有的产业基础，重金投入之下必有回报，蓄电池技术不断获得创新和突破，成本下降也在情理之中。虽然受关注高且成本已经大幅下降，但光伏加蓄电池目前在成本方面相比光热发电并没有绝对优势，而且大规模储电难、寿命有限以及衰减等问题要想很快解决也并非一朝一夕的事。

　　面对着技术不断获得突破且成本迅速下降的光伏加蓄电池技术，光热发电行业又如何呢？

　　事实上，光热发电行业虽然步履艰难，建设项目较少，但通过有限的项目开发已取得了良好的成效。就以光热发电新兴市场摩洛哥和南非来说，自两国开始发展光热发电以来，成本已经有了大幅下降。

　　数据显示，自从2011年南非推出了REIPPPP计划，可再生能源价格已大幅下降。尽管光热发电成本不像光伏降价那么快，但事实上相比REIPPPP计划第一轮3.35兰特/KWh（约合RMB1.61元/kWh）的度电成本，到2015年进行的第三轮招标时，中标电价已经降低到了1.65兰特/KWh（约合RMB0.79元/kWh），几乎下降了一半左右。

　　光热

　　图：南非REIPPPP计划各轮的中标电价

　　再来看看摩洛哥，该国目前正在建设全球最大的太阳能发电综合项目Noor（总装机规模为510MW），其中一期工程Noor1装机160MW，使用槽式技术路线，现已正式并网投运；而后续两期项目Noor2（200MW，槽式）和Noor3（150MW，塔式）电站也正在紧张建设中，上述三个光热发电项目均配置了熔盐储热系统，其中Noor1项目储热时长为3小时，Noor2项目储热时长为7小时，Noor3项目储热时长为8小时，整体投运后产生的电能将足够满足100万摩洛哥家庭使用。

　　Noor1项目签约电价为0.245美元/kWh（约合RMB1.68元/kWh），而Noor2项目电价已降到0.19美元/千瓦时（约合RMB1.3元/kWh），Noor3项目电价为0.16美元/kWh（约合RMB1.1元/kWh）。

　　由上述数据可以看到，一些海外光热发电新兴市场已经取得了良好的成效，光热发电成本下降幅度比之光伏也并不逊色。至于刚刚开始推进首批光热示范项目的中国，虽然光资源相比南非和摩洛哥要更差一些，但得益于强大的制造业优势和光热业界多年坚守所形成的相对完善的产业链，我国首批光热示范项目电价就已经低至1.15元/kWh，相比光伏行业2009年刚起步时政府出台的金太阳工程每千瓦时最高20元的补贴来说，光热发电的起步门槛无疑要高太多。不过反观光伏行业曾经出现的各种乱象，政府对待光热发电行业的理性也是有道理的，从某种角度来说也是对光热发电行业的一种保护。

　　但中国光热发电行业所处的发展环境相比光伏早期要差太多，一方面要面临经济下行电力需求疲软的不利大环境，另一方面还要面临风电、光伏等其他可再生能源成本大幅下降所带来的巨大压力。唯一优势就是可配置高性价比的储热系统以实现稳定输出电力并可承担部分调峰任务，但这点优势还面临着光伏加蓄电池技术快速发展所带来的强大冲击。

　　从目前现状来说，摆在中国光热发电业界面前的唯一一条出路就是要不遗余力地推进首批示范项目成功建设并尽快利用自有优势快速降成本。借用中国男足经常被调侃的一句话，留给中国光热发电行业的时间其实也不多了，同时中国光热发电行业从某种程度上讲还肩负着带领全球光热发电行业发展的责任，因为与光伏类似，只有中国的参与才能迅速将成本拉低，从而获得大规模发展，进而产生更大规模化效益并进一步促进成本降低。

　　光热光伏混合发展新思路

　　虽然长期以来关于光伏发电与光热发电的优劣之争从未间断，但光伏与光热业界并非完全只有对立的声音，近年来光伏光热混合发展建立综合园区的思路屡屡被提出，而且很多国家和企业已经开始了类似的探索和实践。

　　从发电原理来说，光热发电产生的电能既可以用于直接发电也可以以热量的形式储存起来，事实上，光热发电的最大优势便是可利用热量存储以削弱太阳光辐射不稳定对其发电质量的影响，同时光热发电与传统发电方式及现有电网能够更好契合。而光伏系统直接将太阳光转化为电能，在占地面积、投入成本、技术难度上都优于光热发电，但光伏本身不具备储能能力，只能通过将电能储存在电池的方式进行储能。但目前看来光伏加蓄电池的组合在成本、技术要求、环保效益方面不具备明显优势。

　　因此，将光热发电和光伏发电结合起来使用的思路具有其合理性，既能利用目前光伏发电低成本的经济性优势，又能发挥光热发电系统稳定供电可调峰的优势，两者的完美互补可以满足人类社会对于电力需要的任何负荷曲线，具备承担电力负载的能力。

　　在大规模光伏发电蓬勃发展的西北地区，目前弃风弃光现象已成常态，大面积光伏板晒太阳的背后折射出的是整体电力发展规划的决策偏失。要缓解这种尴尬局面，除了要建立消纳通道，还需要足够的调峰电力负载。在应对气候变化大环境的当下，靠燃煤等常规化石燃料电站解决已非常困难，而具备调峰属性的光热发电得以发展是一种极佳选择，这也为光热光伏混合甚至光热光伏风电混合发电思路的提供了良好的理论环境。据CSPPLAZA记者了解，火电指标申请越来越难而又迫切需要调峰电力的现实需要也是一些西部地方政府大力支持光热发电行业发展的重要因素。

　　而从实施角度来说，光热加光伏混合发电园区的尝试已经在南非、智利、摩洛哥、墨西哥等多个国家上演。

　　目前南非正在建设全球第一个混合了光伏和光热发电的大型太阳能园区，总装机达到271MW。该园区由国际知名塔式熔盐光热发电项目开发商Solar Reserve和沙特ACWA电力公司共同开发的南非装机为100MW的塔式熔盐光热电站Redstone和有Solar Reserve和其合作方已开发的75MW的Lesedi光伏电站和96MW的Jasper光伏电站组成，该项目集聚光太阳能与光伏太阳能于一体，以最低成本提供具备高产能系数的基础负荷可再生能源，可完全取代燃煤发电。

　　无独有偶，为了更好地满足智利北部矿业生产的需要，同时降低市场风险，SolarReserve公司也设计了一种光热光伏互补系统来实现整体系统的高效运营，该设计配置了一套装机规模为100MW的光热系统，同时其将伴有储热时长达14个小时的熔盐储热系统，光伏装机规模为75MW。按照该设计，光伏可以在每天合适的时间段提供成本比较低廉的电力，光热系统将作为基础负荷进行全天候运行，可以达到协议满功率运行时间90%左右，几乎可以完全使用太阳能作为能源来源来满足采矿时的全部电力需要。

　　而正在建设目前全球规模最大槽塔混合光热发电项目Noor的摩洛哥在今年也启动了光伏光热混合发电项目NoorMidelt的招标工作，拟建两个集合光热发电和光伏发电技术为一体的混合发电项目，其中每个项目的光热装机在150MW到190MW之间。据悉，摩洛哥政府之所以选择开发光伏光热混合电站，是希望能够在白天提供最便宜的电能同时可以满足夜晚的用电需求。虽然光伏发电成本目前更低，但光热电站在配置长时间储能系统及稳定供电方面则更具优势。

　　目前，德国航空航天中心（DLR）正在开展一项研究，旨在分析光伏发电和光热发电技术到2030年将呈现何种发展趋势。而其先期研究结果表明，在现有条件下，光热和光伏相结合是目前最具前景的太阳能发电技术路线。光伏发电厂直接向电网供电，在用电高峰期，比如夜间，光热将在夜晚通过储热发挥其优势。即使增加化石燃料补燃也将相对容易可行，成本不会过高。这个发现为光热光伏混合发电技术的未来发展提供了新的支持。

　　聚光中温热利用或将成为奇兵

　　提起光热利用，许多人首先想到的或许是自家屋顶的太阳能热水器。的确，我国目前太阳能热利用的应用领域多为低温利用，我国也是全球最大的太阳能热水器生产国和使用国。而本文主要说的光热发电则属于光热高温利用，是光热利用范畴中一种相对高级的应用形式。

　　但光热利用领域其实是非常广的，家用热水器和光热发电都只是众多光热利用形式中的一种而已。具体来说，因集热温度的不同，太阳能热利用应用于不同的领域。集热和供应温度在40-100℃的，称为低温热利用，家用热水器即属此列；集热和供应温度在100-400℃的，称为中温热利用。太阳能中低温热利用，主要用于供热和制冷。集热和供应温度在400-800℃的，称为高温热利用，主要用于太阳能热发电。

　　下面我们主要聊一下聚光型中温热利用系统。

　　从工作原理来讲，聚光型中温热利用与光热发电系统一样，可以用槽式、塔式、碟式和菲涅尔式，可以使用水、导热油和熔盐等介质，通过热交换替代其他能源形式。

　　但从应用领域方面来讲，聚光型中温热利用温度区间更大，应用范围更广，也更贴近寻常百姓。可利用太阳能中温系统提供工业热源的领域主要包括：能源、建筑、食品加工、海水淡化、化学、造纸、木材加工、合成橡胶、纺织和烟草、制冷等，热能利用方式为水蒸气或热空气为主，主要应用温度集中在120~180℃范围。

　　随着光热发电行业逐步走向规模化，与其同宗同源的聚光型中温热利用行业必然将受到有益影响而获得前所未有的发展良机，而庞大的聚光型中温热利用领域的发展又可能将带动光热发电行业成本的进一步下降。

　　数据显示，我国工业能源消耗量占能源消费总量的70%以上，而工业用热在整个工业用能中约占50%。近年来，在造纸、食品、烟草、木材、化工、医药、纺织和塑料八大行业中，工业热水、蒸汽和干燥用能总量约在4.5亿吨标准煤左右，约占工业用能的20%，如果10%的能源来自于太阳能，则需要3亿-4亿平方米的集热器。而粗略计算来看，首批1.349GW光热发电示范项目所需集热面积仅为1400万平方米而已。

　　此外，工业锅炉的用能需求更大。据统计，我国目前在用燃煤工业燃煤锅炉约47万余台，每年消耗标准煤约4亿吨，约占我国煤炭消耗总量的1/4；排放二氧化碳约占全国排放总量的10%，占全国排放总量的21%。若全国锅炉都能与太阳能相结合，一年节约原煤约4000万吨，减排二氧化碳约8000万吨。太阳能产业的市场总量超过万亿。

　　2015年11月，国家能源局、国家发改委、环保部等七部委联合发布《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》，规划到2018年，推广高效锅炉50万吨，淘汰落后燃煤锅炉40万吨，完成节能改造40万吨，提高燃煤工业锅炉运营效率6个百分点，计划节约4000万吨标准煤。

　　而通过利用太阳能锅炉以淘汰燃煤锅炉的思路有不少企业已经开始尝试并取得了良好效果。例如山东禹城鲁银集团便投资96万元建设了太阳能集热系统以替代原有2台燃煤锅炉，每天可将48吨20摄氏度的水升温到80摄氏度，每年可节约燃煤300吨以上，减少粉尘排放4.3吨，减少二氧化硫排放2.5吨。该项目每年可节约蒸汽费23万元，取得了良好的社会效益和经济效益。

　　国家发展和改革委员会能源研究所副研究员胡润青曾表示，随着太阳能热利用技术的进步，特别是太阳能中高温热利用技术的进步，太阳能热利用的应用领域不断拓展，从传统的民用热水拓展到建筑供暖、工业热水、制冷、发电等更多的领域。太阳能热利用的应用观念也在发生着转变，从传统的以太阳能为主的热水系统，转变为以太阳能作为常规能源系统的基础能源和辅助能源。

　　总体说来，聚光中温热利用的应用领域和市场空间都相当惊人，与光热发电一样，目前成本应该是行业发展的最大障碍。但由于聚光系统组成相近，光热发电行业启动所带来的规模化效益也势必将对聚光中温热利用行业带来一定利好，而这一巨大市场体量的行业一旦获得发展，所带来的规模化效益将更大，或将反过来带动光热发电行业的进一步发展，如此循环，一场光热依靠自身不同利用形式互相促进的良性发展模式有望上演。