在光伏發電產業發展得如火如荼之后，太陽能的另一種發電模式光熱發電產業開始閃電崛起，各地近期都已開始或醞釀建設太陽能光熱發電項目。而“十二五”期間，我國也將大力發展大陽能光熱發電，裝機容量未來十年達300萬千萬。分析指出，光熱發電市場的規?；瘑訉⒁栽O備市場擴容為首要表現，因此，未來5年這一領域的設備組件商將率先從中受益。

 　　中國修建亞洲首座槽式太陽能-燃氣聯合循環發電站

　　亞洲首個槽式太陽能－燃氣聯合循環（ISCC）發電站12日在寧夏回族自治區破土動工，有望為中國太陽能熱發電產業的發展提供新模式。

　　該項目由寧夏哈納斯新能源集團投資22.5億元建設，電站位于鹽池縣高沙窩毛烏素沙漠邊緣，規劃容量92.5兆瓦，預計2013年10月建成投產。項目建成后預估年發電量相當于每年節約標準煤10.4萬噸，與相同發電量的常規火力發電廠相比，每年減少二氧化碳排放量21萬噸。

　　哈納斯新能源集團總裁馬富強介紹說，ISCC（即一體化太陽能聯合循環系統）發電系統是將槽式太陽能熱發電系統與燃氣輪機發電系統相結合，利用太陽能和天然氣發電后的高溫煙氣作為加熱熱源聯合循環產生動力進行發電，可避免因自然條件造成的發電設施閑置問題，較常規槽式太陽能發電廠和常規燃氣－蒸汽聯合循環發電廠總體熱效率可提高25%。同時，"聯合循環"保證電站成長時間穩定供電，可增加電網的安全性。

　　另外，電站投入使用后還有望改善當地生態，因為集熱器可吸收遮擋陽光，可降低電站地區的地表溫度和蒸發量，同時聚光鏡的沖洗水漏入地面，將利于植物生長。

　　自上世紀90年代ISCC系統研發投入使用以來，已在埃及、美國等國成功運營，證明該系統適用于光熱和油氣資源都較豐富的地區，在中國西部和北部地區有廣泛的應用前景。馬富強說，此次該集團引進這一系統將為其在中國的大型商業化運作積累經驗。

　　中國近年來積極倡導對包括風力、太陽能等可再生新能源的開發利用，以減輕對礦物燃料的依賴。此前發布的"十二五"發展規劃明確提出大力發展和扶持包括太陽能在內的新能源產業和產品的戰略目標，計劃到2015年，中國將形成500萬千瓦的并網太陽能發電能力。

　　寧夏是中國是太陽能資源最豐富的地區之一?？偛吭O在寧夏首府銀川的哈納斯新能源集團是該地區最大的城市天然氣生產商和城市供氣運營商。近年來，該集團致力發展風力發電、光熱發電等新型能源項目。

　　“十二五”光熱發電裝機達100萬千瓦5年后裝機或超預期

　　記者從權威渠道獲悉，在即將出臺的《可再生能源發展“十二五”規劃》中，太陽能熱發電目標擬定為2015年裝機達100萬千瓦，到2020年裝機達300萬千瓦。

　　《規劃》中提出，未來5年將在全國光照條件好、可利用土地面積廣、具備水資源條件的地區開展太陽能熱發電項目的示范，“十二五”將通過這些試點地區項目帶動產業發展，到2020年開始實現規?；虡I應用。

　　分析指出，100萬千瓦的裝機目標意味著未來5年光熱發電市場的規模可達150億元。盡管"體量"不大，但由于光熱發電相較于光伏在技術、發電效率和全球市場形勢等方面存在明顯的優勢，未來5年光熱發電的市場潛力或超預期，目前市場上逐漸開始涉足這一領域的公司特別是設備制造商將迎來利好。

　　技術和成本優勢明顯

　　CSP（Concentrated Solar Power）即太陽能聚熱發電技術，依靠各式的鏡面，將太陽的直接輻射（DNI）聚集并加熱導熱介質，熱交換后產生高溫水蒸氣，推動汽輪機發電。

　　過去，國內光熱發電產業發展由于缺乏政策扶持和企業的有效商業實踐，市場幾乎空白，這也導致目前光熱發電的每度電成本為1.5元左右，高于其他可再生能源發電形式。

　　但眾多業內專家指出，CSP與常規化石能源在熱力發電上原理相同，電能質量優良，可直接無障礙并網。同時，可儲能、可調峰，實現連續發電。更為重要的是，光熱發電在熱發電環節與火電相同，CSP更適合建大型電站項目，可通過規模效應實現成本迅速下降。

　　根據國際能源署（IEA）預測，到2015年全球CSP累計裝機將達24.5GW，五年復合增速為90%，到2020年上網電價有望降至10美分/千瓦時以下。

　　國內光熱發展近年來開始備受政策重視，在國家發改委今年5月出臺的《產業結構調整目錄》中，太陽能光熱發電鼓勵發展的新能源門類的首位。

　　在即將發布的《可再生能源發展“十二五”規劃》中，初步擬定的四個重點光熱發電試點地區是鄂爾多斯(600295)高地沿黃河平坦沙漠、甘肅河西走廊平坦沙漠、新疆吐魯番盆地、塔里木盆地和西藏拉薩等。

　　10年內突破千億

　　分析指出，目前建造一個主流的50兆瓦槽式太陽能熱發電站，設備（國產）投資額為每千瓦1.5萬元左右，因此，若以2015年裝機達100萬千瓦，2020年達300萬千瓦計算，“十二五”光熱發電僅設備一項市場規模就可達150億元，十年內設備市場規模可達450億元。而隨著未來10年內光熱發電大規模商業化啟動，這一市場的總投資規?？蛇_千億元以上。

　　華泰聯合證券新能源行業首席分析師王海生告訴記者，盡管2015年光熱發電裝機目標被定為100萬千瓦，但目前已公布即將實施的項目規模就達300萬千瓦，在技術優勢和政策扶持等多種因素共同推動下，未來5年國內光熱市場的潛力有望超過預期。

　　更有市場分析認為，與國內風電過去5年裝機出現爆發性增長的情景類似，到2020年，國內光熱發電的裝機有望突破千萬千瓦，市場規模可達千億元以上。

　　據了解，目前國內市場涉足光熱發電業務的公司主要分為系統集成和設備制造兩大塊。系統集成方面有大唐發電(601991)等。

　　分析指出，光熱發電市場的規?；瘑訉⒁栽O備市場擴容為首要表現，因此，未來5年這一領域的設備組件商將率先從中受益。

　　光熱發電前途遠大商業化運行尚需時日

　　5月20日國金證券(600109)發布了太陽能行業報告，具體觀點如下：光熱發電（CSP）是指用太陽光加熱介質然后推動汽輪機發電的太陽能利用形式，與通常所講的直接將太陽光轉換為電力的光伏發電不同，光熱發電是太陽能-熱能-電能的轉換過程；

　　優勢之一：規模大。光熱發電的優勢在于可以建設大型核心支撐電站，目前計劃中的光熱電站有的已經超過60萬KW，相當于一臺大型火電機組；

　　優勢之二：連續供電。光熱電站可以通過儲能實現24小時持續電力供應，這是光伏發電目前無法做到的，這使得太陽能有望成為現有火電站的有力競爭者；

　　問題之一：技術成熟度。目前的CSP電站技術路線并未完全確定，塔式電站是目前較為成熟的選擇，但碟式方案的效率看來更高，而管式電站的成本控制相對要容易，因此技術路線面臨選擇與變化；

　　問題之二：成本偏高。目前由于產業鏈不完善、規模偏小、技術路線不成熟等原因，光熱電站的成本仍然偏高，如果再考慮儲能的成本，光熱發電成本仍然處于較高水平；

　　問題之三：光照資源要求高。光熱發電要求日照條件非?？量?，日照資源稍差的地方光熱發電的成本將大幅上升，目前國內也只有西部部分地區符合日照時間要求；另外，塔式電站對地面平整度的要求也較高。

　　光熱電站是很有前途的太陽能利用形式，未來有望在整個能源結構中占據一席之地。但目前看大規模鋪開還需要解決技術路線、產業鏈、成本、儲能方式等問題，其發展將是個逐漸完善的過程。