光热发电全球装机规模信息概览！共计5133MW
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据CSPPLAZA研究中心统计，2017年，全球光热发电建成装机容量新增115.76MW，在2016年5017MW的基础上新增至约5133MW，增幅为2.3%。
2017年，全球光热电站装机容量小幅增长，源于多个在建项目未能在2017年投运，包括摩洛哥NOOR2&3项目，以色列Ashalim1&2电站以及南非、中国等市场多个在建项目，到2018年方能正式投运，预计2018年全球光热发电装机将呈现爆发式大幅增长。
图：2012~2017年全球总CSP建成装机(制图：CSPPLAZA)
南非：新增装机100MWe
南非光热发电市场在过去一年再度在新增装机量上领衔，其于2017年8月16日投运XinaSolarOne槽式光热发电项目，为该国新增100MW装机。
XinaSolarOne是南非第四座投运的商业化光热电站，加上2016年2月5日投运的50MW的KhiSolarOne塔式光热电站，2015年3月2日并网投运的装机100MW的KaXuSolarOne槽式光热电站，2015年12月正式投运的装机50MW的Bokpoort槽式光热电站，截至2017年底，南非光热发电建成总装机增至300.56MWe。
上述项目均隶属于南非可再生能源独立电力生产商采购计划(REIPPPP)，该计划已完成的三轮招标共涉及光热发电项目7个，总装机为600MW。目前已建成300MW，完成50%规划量，其余项目除Redstone的购电协议(PPA)尚未签署外，装机100MW的IlangaCSP1槽式项目、Kathu项目均在建中，预计将于2018年投运。
阿曼：新增装机9.24MWe
阿拉伯半岛上的阿曼于2017年11月成功投运了全球最大的太阳能EOR项目——总装机达1GWth的Miraah项目的第一期项目，实现了近28MWth的装机，折合9.24MWe。(为便于统计，本网对光热装机量的统计以发电功率为统一计量单位，将部分聚光热利用项目装机按热电转化效率33%粗略折算为电功率，该项目折算为9.24MWe)
Mirrah项目由36个标准”温室模块”组成并将依次逐个完成建设。主要通过太阳能集热系统生产300°C的蒸汽，用于辅助阿曼最大的石油生产商--阿曼石油开发公司(PDO)在阿曼油田进行稠油开发。Miraah一期由美国GlassPoint太阳能公司开发，总投资为6亿美元(约合40.6338亿人民币)。
图：各国2017年新增CSP建成装机(制图：CSPPLAZA)
丹麦：新增装机5.48MWe
丹麦新增装机16.6MWth，这是一个生物质能ORC系统联合运行的光热项目。项目已并入区域热网，为当地输送持续稳定的热能。
该项目采用槽式光热技术，拥有40个长达125米的集热阵列，采光面积达26,929平方米，集热管总长度5千米。根据太阳辐照强度的高低，系统可以实现供热和供电，根据电价与供暖价格的波动，系统能灵活调整发电与送暖比例，达到效益最大化。在日照强烈的时候，系统输出可达峰值16.6MWth，折合5.48MWe。
中国：新增装机1MWe
中国市场新增装机1MWe。2017年5月25日，十二五国家863项目1MW槽式太阳能热发电试验项目在延庆八达岭中科院电工所太阳热发电试验园区成功试运行。该项目于2014年7月27日开工建设，2017年4月30日完成建设，随后进入调试阶段。
2017年是中国首批光热示范项目的集中建设年，其中，中广核德令哈50MW导热油槽式光热发电项目进度领先，现已完成了太阳岛的整体安装作业;太阳岛、传储热岛和常规岛正在进行分段分系统调试，电网接入系统也即将完工，即将成为我国首个投运的商业化光热电站。2017岁末之际，华强兆阳张家口一号15MW太阳能热发电站基本建成，完成了北京兆阳光热技术有限公司技术体系从理论到商业化验证的里程碑式发展。但鉴于这两个项目目前尚未正式并网发电，暂不列入2017年的新增装机统计。
沙特阿拉伯：新增装机0.04MWe
意大利Soltigua公司与IRIS技术公司于2017年9月底宣布，双方在沙特阿拉伯联合开发的124kWt菲涅尔式光热系统成功完成调试，为该国新增124kWth的光热装机，折合0.04MWe。该菲涅尔系统主要为沙特kingfaha石油矿产大学(KFUPM)的空气除湿干燥装置提供热源，工作时将空气加热至200摄氏度。
图：各国总CSP建成装机图(制图：CSPPLAZA)
阅读延伸：技术路线决定光热发电融资难易
冬日的甘肃敦煌气温已达零下近20摄氏度，青海德令哈的温度也达零下十几摄氏度。由于天气严寒，位于我国西北地区的多个太阳能热发电示范项目基本都处于停工状态。而伴随着漫长冬季流逝的是日益临近的投运并网时限。
根据国家有关通知的要求，首批太阳能热发电示范项目（简称“光热项目”）原则上应在2018年底前建成投产。光热项目的建设周期通常为两年，目前离截止日期已不到一年，许多工程尚没有实质性开工。业内人士预计，由于数额巨大的融资和投资决策困扰着项目的顺利进行，2018年如期投运的项目将不足一半。
超半数项目未实质性开工
2016年9月，国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》（国能新能[2016]223号），发布第一批太阳能热发电示范项目20个，总计装机容量134.9万千瓦，包括塔式9个、槽式7个、菲涅尔式4个，分别分布在青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自治区等五个西北部省和自治区。
这20个示范项目是从全国各省陆续上报的109个项目中精挑细选出来的。据申报者介绍，当时的竞争相当激烈，参与者热情都很高，光热发电也大大地火了一把。
然而，后续的进展并没有延续当初的热情。“招标完，采购完，已经开始现场施工的项目不到一半。有些招标了，但迟迟不定标，有些还在启动招标的过程中。”全国工商联新能源商会常务副会长、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟副理事长姚志豪告诉记者。
项目开工显示出明显的技术路线差异。据记者了解，技术相对成熟的塔式和槽式开工较为乐观，而4个菲涅尔式全部没有实质性开工。
进度最快的中广核德令哈槽式光热发电项目在确定示范项目前就已经开工建设，2015年8月主体施工安排进场。截至目前，全场设备和工程采购完成100%，已完成基础建设和部分安装作业，预计今年6月项目就可以投运。除此之外， 中控德令哈塔式光热发电项目、北京首航艾启威节能技术股份有限公司敦煌熔盐塔式10万千瓦光热发电示范项目、内蒙古中核龙腾新能源有限公司乌拉特中旗导热油槽式10万千瓦光热发电项目等均进展顺利。
中控德令哈项目目前全场设备和工程采购完成75%，已开始定日镜基础施工、立柱安装和镜体生产安装，以及储罐、电控楼基础施工，吸热塔基础施工已至50米。首航敦煌项目于2015年11月开工仪式，目前吸热塔已经完工，光场和储能换热系统都在同步推进。内蒙古中核龙腾项目的场平工作、组装车间基础已经完成，1月份将完成钢结构安装，正加紧建设。
但是，更多的项目还处于观望阶段。除了4个菲涅尔式，塔式和槽式也有项目并未开工。在没有实质性开工的项目中，不乏开始被寄予厚望的央企集团的项目。如中国三峡新能源有限公司金塔熔盐塔式10万千瓦光热发电项目、北京国华电力有限责任公司玉门熔盐塔式10万千瓦光热发电项目，以及中节能甘肃武威太阳能发电有限公司古浪导热油槽式10万千瓦光热发电项目。据业内人士告诉记者，中节能项目目前还没有招标，国华项目2017年2月份招标，三峡项目2017年6月份招标，但两个项目至今都没有定标。
“民企受制于融资，央企受制于决策，这是目前光热项目进展未达预期的原因。”姚志豪总结说。
他表示，光热发电在我国还是新事物，一个项目的投资都在十亿元以上，甚至达到二三十亿元。原来申报的时候，二级公司本着不浪费机会的原则进行的项目申报，并没有经过集团公司最高决策。等实质推进的时候发现是这么一大笔投资，虽在国外已有几十座成功投运电站，但各家央企之前均未有规模化项目投运案例，所以最高层对决策持非常谨慎的态度，迟迟难以确定。
“偏门”技术融资更加困难
在首批光热示范项目中共有4个菲涅尔式，分别是兰州大成科技股份有限公司敦煌熔盐线性菲涅尔式5万千瓦光热发电示范项目、中信张北新能源开发有限公司水工质类菲涅尔式5万千瓦光热发电项目、华强兆阳能源有限公司张家口水工质类菲涅尔式5万千瓦太阳能热发电项目、北方联合电力有限责任公司乌拉特旗导热油菲涅尔式5万千瓦光热发电项目。对于4个项目全都未开工，业内专家表示因为菲涅尔式技术路线“太偏门了”。
“剑走偏锋”的菲涅尔式虽然具有宣称降本增效的优势，但是实际示范应用时却未获得投资人的认可。据悉，主要是投资人对其的经济性和技术成熟度存在质疑，因此融资困难很大。
姚志豪告诉记者，光热技术目前技术路径非常多，但也许仅仅两字之差就谬以千里。比如熔盐塔式是较为成熟的技术，但熔盐槽式就存在较大异议。首批示范的7个槽式项目中有5个为导热油槽式，2个为熔盐槽式。深圳市金钒新能源科技有限公司阿克塞5万千瓦熔盐槽式光热发电项目、中阳张家口察北能源有限公司熔盐槽式6.4万千瓦光热发电项目。金钒项目进展顺利，集热场场平、地基已基本完成，正在进行集热场设备安装。但中阳项目却没有实际开工。
据悉，传统的光热槽式为导热油槽式，熔盐槽式和传统槽式技术原理类似，主要区别是把导热介质由传统导热油换成了熔盐，从而减少了一次油盐换热，同时由于熔盐的使用温度可达550度甚至很高，因此带来了更高的蒸汽温度，可以提高汽轮机的效率，提高发电量。此外，由于温度的提升也会降低储热系统容量及投资。熔盐槽式和塔式一样有着高温高效的特性，同时在核心部件吸收器方面则比熔盐塔式的中央吸收器成熟、风险低。
然而，常州龙腾光热科技股份有限公司战略规划部总监窦怀新介绍说，随着熔盐作为传储热介质后整个集热和储热系统设计温度变得更高，大大提高了对于集热岛和储热岛的设备耐温、耐腐蚀、可靠性等的要求。此外，光热常用的二元盐凝固点约为250摄氏度，相对于传统导热油12摄氏度的凝固点大大提高，如何经济、可靠的实施槽式集热场防凝措施是关键。
“槽式电站储换热系统管路、设备众多，分散布置，对于设备本身以及防凝系统都是很大的考验，若防凝系统失效，可能导致整个电站停运，甚至设备报废，相对传统导热油槽式电站来说，缺乏成熟运维经验，实施难度较高。”窦怀新说。
姚志豪介绍说，熔盐槽式最大的问题是管路太长了，一个50兆瓦的熔盐槽式项目，有熔盐经过的管路长达100多千米长，而熔盐塔式有熔盐经过的管路还不到一千米。“这么长的管道，工艺上质疑比较多。”
“全世界目前约有5吉瓦光热电站在运行中，其中导热油槽式技术占比约85%，技术风险低，发电量和投资收益均非常稳定，是投资光热首选技术。随着近期熔盐塔和熔盐槽技术逐步在国外和国内进行示范，未来熔盐作为介质的光热技术必然会带来突破，进一步提升其发电效率并逐步完善其可靠性，我相信这两种技术的前途也是光明的。”窦怀新说。
据记者了解，首批项目中的水工质塔式也技术存疑，有些已改成熔盐塔式，因为“水蒸气无法有效储存。”
由于太阳能热发电技术是试验示范阶段的新技术，在具体项目的技术和管理上都缺乏经验，造成许多金融机构采取观望态度，项目业主获得融资难度大，特别是民营企业，融资更加困难。另外，目前新能源补贴不能完全到位造成贷款回收困难，也加大了金融机构放贷谨慎性。
“示范的目的是试验各种技术路线的可行性，并不是要求所有项目都成功。很偏的技术路线失败了，并不能否定光热行业。示范项目推进过程中有些受到质疑没有进展，就意味着这些项目暂时不具备可行性，示范的目的已经达到了。”姚志豪表示。
来源：CSPPLAZA
【微能网】小编编辑整理
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