“國內太陽能光熱發(fā)電產業(yè)是‘起了個大早，卻趕了個晚集’。”國家太陽能光熱產業(yè)技術創(chuàng)新聯盟秘書長劉曉冰在接受中國證券報記者專訪時介紹，國內光熱發(fā)電早有技術儲備和項目落地，卻直到今天才即將獲得國家實打實的激勵政策。

他指出，正因為看過了眾多新興產業(yè)過去幾年所走過的產業(yè)化“彎路”，在充分總結前車之鑒后，國內光熱發(fā)電行業(yè)已經為未來大規(guī)模商業(yè)化勾勒出了較為清晰的“路線圖”：建設實驗電站，打通系統流程，發(fā)現供應商；建設示范電站，建立產業(yè)鏈基礎，打通產業(yè)鏈；建設規(guī)?；娬?，完善產業(yè)鏈，降低發(fā)電成本；建設商業(yè)化電站，實現無補貼的競爭式發(fā)展。

相對優(yōu)勢明顯

劉曉冰指出，當前國內光熱發(fā)電產業(yè)發(fā)展處于起步階段，仍存在一系列亟待解決的問題。主要問題來自兩方面：一是技術成熟度不高，尤其是電站建設的系統集成能力不足；二是上網電價定價機制的不明確及不完善。

不過，劉曉冰介紹，相對光伏發(fā)電而言，在熱能儲備完善的情況下，光熱發(fā)電通過前端生熱后端與傳統熱電工藝聯產，可以實現24小時連續(xù)發(fā)電，這種方式輸出的電能質量要遠甚于日利用小時數不足12小時的光伏發(fā)電。此外，由于熱發(fā)電避免光伏發(fā)電工藝中的硅晶光電轉換環(huán)節(jié)，無需昂貴的晶硅材料投入，其潛在成本下降幅度要遠甚于光伏。

他說，更為重要的是，光熱發(fā)電在替代傳統一次能源消費中的潛力不可小覷。按照資源統計，我國太陽能熱發(fā)電裝機潛力約為16000GW，發(fā)電潛力約為42000TWh/年，折合年發(fā)電量可達420000億kWh，這一數字對比我國2012年49555億kWh的全年用電總量來講，意味著可替代當前逾8成的電力消費，這一潛力其他能源替代形式無法比擬。

此外，太陽能熱發(fā)電技術具有優(yōu)異的環(huán)境特性。根據數據統計，以電站的全壽命周期計算，每發(fā)一度電，傳統火電帶來900毫克的碳排放，天然氣435毫克，光伏110毫克，風能17毫克，而光熱發(fā)電僅為12毫克。光熱發(fā)電整個工藝流程中的環(huán)境友好性可見一斑。

“四步走”戰(zhàn)略

劉曉冰表示，光熱發(fā)電的未來商業(yè)模式為，通過電價形成機制與技術發(fā)展機制的融合，重點發(fā)展和完善電站集成運維技術，從而牢固掌握設計技術。光熱發(fā)電產業(yè)要實現的是自主知識產權的商業(yè)化目標，構建完整產業(yè)鏈，直至不依賴補貼的商業(yè)化。

他說，為實現這一模式，我們聯盟研究總結出光熱發(fā)電產業(yè)“四步走”戰(zhàn)略：第一步建設實驗電站，打通系統流程，發(fā)現供應商；第二步建設示范電站，建立產業(yè)鏈基礎，打通產業(yè)鏈；第三步建設規(guī)模化電站，完善產業(yè)鏈，降低發(fā)電成本；第四步建設商業(yè)化電站，實現無補貼的競爭式發(fā)展。

劉曉冰介紹道，當前光熱發(fā)電產業(yè)發(fā)展處于從實驗到示范的過渡階段，這一時期行業(yè)的主要任務是開展槽式、塔式和蝶式等不同技術路線的實驗，每種技術類型不少于2個，這一階段對應的電站建設總規(guī)模目標700MW。在此過程中，要培育一批專業(yè)的電站EPC隊伍，以10家左右為宜。

他預計，到2025年后，也就是完成上述第三個階段任務，國內光熱發(fā)電度電水平可降至0.6元/度，與傳統電力形式成本相當，屆時，光熱發(fā)電商業(yè)化發(fā)展階段才可正式開啟。

他說，當前國內光熱發(fā)電成本電價約為1.38元/度，單位投資0.299億元/MW。預計通過4年時間，到2018年，可將成本電價降至1.15元/度，這期間需要政府投入補貼35億元。到2021年前后，發(fā)電成本可降至0.9元/度，這期間需要政府補貼預計80億元。到2025年前后時，國內光熱發(fā)電裝機量可突破5000MW，度電成本將降至0.6元/度。前后三個階段需要的政府補貼額度總計不到300億元，便可推動光熱發(fā)電正式進入“平價上網”時代。