作為一家新能源企業(yè)的掌舵者，日前一份政策讓薛黎明激動不已。

國家發(fā)改委頒發(fā)的，于今年6月1日正式實施的《產業(yè)結構調整指導目錄（2011年本）》中，新能源作為單獨門類，首次進入指導目錄的鼓勵類，而“太陽能熱發(fā)電集熱系統(tǒng)開發(fā)制造”則被列為新能源大類中的第一條。

作為中海陽（北京）新能源電力股份有限公司（下稱中海陽）（430065：SZ）的董事長，薛黎明已決定今年在成都投入5億元建設槽式聚光鏡和塔式定日鏡各一條，“整個項目預計投資20億元，建成后我們就有了光熱電站主設備的供應能力”。

去年在新三板上市的中海陽，依靠開發(fā)光伏電站業(yè)務，2010年實現(xiàn)了2958%的漲幅，但薛黎明卻決定把投資重點從光伏轉向光熱。

光熱發(fā)電是指用太陽光加熱介質，然后推動汽輪機發(fā)電的太陽能利用形式。盡管其太陽能到熱能再到電能轉換過程的后半段與火電的發(fā)電原理更為相似，但其發(fā)展速度卻遠落后于將太陽光直接轉化為電力的光伏發(fā)電。

“計劃到2015年，光熱和光伏業(yè)務在中海陽的業(yè)務占比為6：4。”薛黎明表示。他同時預測，“2015年，全國太陽能光伏電站和光熱電站的比例將達1：1。”

顯然，在薛黎明等試圖轉戰(zhàn)光熱的人士看來，光熱似乎也將迎來光伏的盛景。但實際上，與技術已相當成熟、產業(yè)鏈配套完善，并已實現(xiàn)大規(guī)模生產的光伏發(fā)電產業(yè)不同，光熱發(fā)電的產業(yè)鏈（尤其在國內）還相當不完善。

“光熱發(fā)電系統(tǒng)的結構看似簡單，但實際上每個關鍵部件的生產都具有較高的技術含量。”國金證券研究所新能源行業(yè)首席分析師張帥表示，“而完善的產業(yè)鏈是光熱電站建設大規(guī)模啟動的前提。”

這正是薛黎明決心一賭的動力所在，“我們想做光熱領域的引領者，就需要把核心競爭點放在光熱發(fā)電的整條產業(yè)鏈上，不僅涉及光熱發(fā)電的應用，還要具備關鍵設備的生產能力”。

5年內光熱規(guī)?；蜃菲焦夥?br />
實際上，盡管中國從2003年開始，開始醞釀光熱產業(yè)的發(fā)展，時至今日已建成的發(fā)電站只有兩個，分別是河海大學、南京春暉科技有限公司和以色列Weizmann科學研究院、EDIG公司合作建立的南京江寧區(qū)70KW太陽能電站，以及華電集團、中科院電工研究所、皇明太陽能共同建立的1MW北京延慶太陽能熱發(fā)電示范電站。

而一度被熱炒的內蒙古50MW鄂爾多斯太陽能熱發(fā)電特許權示范項目，由于招標文件中明確規(guī)定，“競標企業(yè)的競標電價不得高于1.15元/千瓦時，否則將被廢標。”因此，11家購買標書的企業(yè)中僅有3家企業(yè)參加投標，最后由大唐新能源股份有限公司以0.9399元/千瓦時的最低價中標。

但薛黎明仍然預測，“可能到2012年光熱發(fā)電就會呈現(xiàn)爆發(fā)式的增長，并將于2015年在規(guī)模上追平我國光伏發(fā)電規(guī)模。”

他表示，與光伏發(fā)電適合做屋頂電站等小型項目相比，光熱發(fā)電會更適合做大型的電站。“今年內蒙古招的是50兆瓦，從經濟性上，在太陽能光熱中是最小的。100-200兆瓦是比較經濟的。”

張帥稱，以目前的技術水平，單座拋物面槽式或集熱塔式光熱電站的經濟規(guī)模在100MW-250MW，具體視其采用的導熱介質和發(fā)電機組的效率而定，這一規(guī)模已經相當于一臺中型火電機組的輸出功率。

“隨著技術的進步，未來單座光熱電站的經濟裝機規(guī)模仍將繼續(xù)增長。”薛黎明表示。

5月5日，國家發(fā)改委能源研究所副所長李俊峰公開表示，“到2015年，國內的光伏裝機容量目標將達到10GW（即10000MW）。”

而我國目前規(guī)劃及在建的光熱電站中，最小的也有25MW，最大的甘肅武威光熱電站裝機規(guī)模甚至達到1000MW，從規(guī)模上趕超光伏電站似乎不難。

根據國金證券研究報告，我國滿足聚光光熱發(fā)電輻照條件地區(qū)的土地面積折合可用裝機容量約為16，000GW，潛在的太陽能光熱可發(fā)電量達42，000TWH/年。

上網更具優(yōu)勢？

由于產業(yè)鏈不完善、規(guī)模偏小、技術路線不成熟等原因，光熱電站的成本仍然偏高。但是受光伏電價的壓力，光熱電價難免不受影響。

如內蒙古光熱項目最早確定的可研電價是2.26元/千瓦時，與大唐新能源0.9399元/千瓦時的中標電價相差甚遠。“之后的項目肯定會受這個項目的影響，但是光熱發(fā)電因為自身的優(yōu)越性，也會成為發(fā)展的必然。”薛黎明說。

他認為，光熱發(fā)電因為在原理上部分與火力發(fā)電相似，更容易被以火力發(fā)電為主營業(yè)務的發(fā)電集團所接受。其次，光熱電站能夠輸出更穩(wěn)定、更具可調度性的電能，以使其在將來能夠作為基礎，支撐電源與傳統(tǒng)火電廠競爭，并最終從一定程度上取代高碳排放、高污染的火電廠。

“從可調度性來講，光熱可通過熱量的儲存服從電網的調度。光伏發(fā)出來的電由于儲電很難解決，基本調度不了。”薛黎明分析，他同時介紹，光熱發(fā)電的質量也比光伏更優(yōu)。

據了解，光伏發(fā)電發(fā)出來的是直流電，要通過逆變器把它變成交流電，它不是標準的正弦波，被稱為諧波，或者叫電能質量的污染。

“熱量儲存循環(huán)中的能量損耗，比其他電源系統(tǒng)所使用的儲能方式的損耗要低得多（如電池儲能、抽水蓄能），使得光熱電站的蓄熱儲能成為最有效、最經濟的一種發(fā)電站儲能形式。”薛黎明表示。

此外，也有研究表明，當一座槽式光熱電站的規(guī)模從50兆瓦提高到100兆瓦時，其單位功率的建造成本將下降12%，提高到200兆瓦時則能有20%的下降。電站的規(guī)模每增加一倍，與發(fā)電機組、電站配套設施、電網接入相關的單位功率投資能下降20%-25%。

“總體而言，在未來10年內，即使是四種技術路線中最成熟的槽式光熱電站，其單位功率的建設成本也有30%-40%的下降空間。”薛黎明判斷。

四種技術路徑前景尚未定論

《21世紀》：很多專家也提及光熱發(fā)電需要水資源，但是我國太陽能資源好的地方都缺水，這會不會制約光熱發(fā)電產業(yè)的發(fā)展？

薛黎明：這個要分具體的情況，其實光熱電站的用水量并不大。水的用途主要是兩種：一是化學水處理，在自身內部循環(huán)，這個用量很小；還有一種是冷卻水，這個用量比較大，最好能夠建在河流、湖泊等附近。

但在水資源缺乏的地方，也可以用風能，缺點就是電價成本可能要增加10%。比如德國在北非投資的光熱電站項目，那里水資源也不是很豐富，但是他們用風能配合發(fā)展。德國的這個項目是4000億歐元的計劃，2009年啟動，明年就將開始建設。

《21世紀》：長期來看，光熱發(fā)電的價格能降到什么程度？

薛黎明：在同等規(guī)模的裝機容量下，光熱發(fā)電的價格肯定比光伏發(fā)電要低。印度最近出了個政策，未來的10年，光熱發(fā)電的補貼要比光伏低12%左右。

而據歐洲的科學家測算，在未來，光熱發(fā)電的電價可以降低到5歐分每千瓦時，這個價格完全可以和火力發(fā)電以及其它傳統(tǒng)能源相媲美。

但目前在我國，沒有大規(guī)模商業(yè)化應用的情況下，價格不能壓得太低，要給企業(yè)試錯、做實驗的空間。我們國家的政策目前也在鼓勵、支持新興產業(yè)，但是，如果我們的招標純粹以低價為衡量指標的話，可能會有企業(yè)不計成本地壓價。這樣企業(yè)就不可能有錢來做真正創(chuàng)新型的研發(fā)，所以招標的價格還是要結合實際的成本測算。

《21世紀》：光熱電站有4種技術路線，哪種更有優(yōu)勢？

薛黎明：應該說四種技術各有優(yōu)劣勢。槽式系統(tǒng)技術最成熟；塔式系統(tǒng)的效率提升潛力最大；線形菲涅爾式結構最簡單；碟式系統(tǒng)效率最高，但由于結構復雜且運動部件多，長期運行穩(wěn)定性有待驗證。

根據一些行業(yè)報告，槽式的年度光電轉化效率大概在11%左右，占地面積比較大，建設成本約在3.6美元/瓦（包括6小時儲能），發(fā)電成本在0.15-0.26美元/度；塔式轉化率在13%左右，建設成本和發(fā)電成本分別為3.4美元/瓦和0.08-0.16美元/度；線形菲涅爾式轉化效率較低只有8%，建設成本和發(fā)電成本為5.4美元/瓦和0.28美元/度；碟式轉化效率最高，可達15%，建設成本和發(fā)電成本為4.5美元/瓦和0.25美元/度。

《21世紀》：你們的兩條生產線是不是具有核心技術？

薛黎明：我們只有應用端的專利，核心技術還是引進的。

目前槽式聚光鏡和塔式定日鏡的設備制造國內基本上還沒有，國內的技術也達不到精度。我們希望自己能做設備是從成本方面來考慮，也使自己電站的應用數據能夠保證到一定的水平。