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　　2013年5月中旬，中國國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟向國家能源局遞交了受后者委托編制的《中國太陽能熱發電產業政策研究報告》。這份由中國科學院電工研究所王志峰博士主筆編制的文件還獲得了克林頓基金會的支持，此外國家開發銀行、歐洲太陽能熱發電協會、阿本戈、FLAGBEG等公司或組織也派專家參與了該報告的編寫。該報告自2012年11月13日啟動，經過近半年的編寫完成后遞交國家能源局。這份報告將成為國家能源局制定未來中國熱發電支持政策的主要依據。

　　中國全面的熱發電綜述報告

　　這份超過五十人、近三十家家企業、科研院所、機構參與編寫的報告由五個大的部分構成：國內外太陽能熱發電CSP技術市場及政策發展情況報告、中國太陽能熱發電技術和政策瓶頸分析、中國太陽能熱發電產業激勵政策分析、中國太陽能熱發電產業支撐體系研究、中國太陽能熱發電產業發展戰略及部署規劃研究。這份268頁、總計約15萬字的報告的關鍵內容為技術梳理、政策建議、產業規劃。

　　在“國內外太陽能熱發電技術市場及政策發展情況報告”專題中，編制者介紹了CSP產業的技術、市場、產業現狀，通過美國、西班牙的多個項目對比了CSP與光伏的成本結構差異。作為綜述專題，這部分分享了美國、歐洲、印度、日本、南非和摩洛哥等地區的政策及相關經驗。國家可再生能源中心胡潤青研究員主筆的“中國太陽能熱發電技術和政策瓶頸分析”專題通過系統的討論去分析中國目前CSP市場沒有打開的原因。如果說技術障礙在三年前還是主要原因，現在包括電價補貼在內的激勵政策成為主要的障礙。

　　目前一提到CSP，大多數人的反應是成本太高。王志峰主筆的“中國太陽能熱發電產業激勵政策分析”專題從電價計算及分析、一次投資計算、發電量計算、政策分析等多個角度為持疑者做了詳細解讀。王志峰透露，在這個專題的編寫中，由于中國還沒有成熟的商業化運行的電站，給各個參數的確定帶來了很大的困難。編寫組為此開了9輪會議，先后計算了55次電價模型，終從三種計算電價的方法中得出終的計算模式。

　　“中國太陽能熱發電產業支撐體系研究”專題著重去探討產業上下游的建設、布局以及質量體系的建設。中國氣候中心風能太陽能中心主任申彥波分析了目前基礎太陽能輻照數據的檢測和預測，并提出了太陽能法向直射輻射資源專業觀測網的建設規劃。該部分還分析了各個裝備制造所需原材料的地域分布、產業鏈各個環節的商業化體系建立以及新產品的中試及培訓平臺的發展。由于光伏產業的標準嚴重滯后于產業的發展，CSP行業也應該避免這種狀況。在風電、光伏項目驗收中積累了大量經驗的鑒衡認證著重就標準和質量檢測認證體系的建設做出分析和規劃。

　　在后一個專題“中國太陽能熱發電產業發展戰略及部署規劃研究”中，編寫組向國家主管機構描述了推進產業發展的規劃，構想了中大型CSP基地——電站+制造+服務——的框架。此外CSP獨立供能示范區、與光伏、風電互補的CSP調峰基地以及分布式CSP電熱聯供系統等概念都被規劃出來。

　　技術和產業的構建

　　數十家企業的多年參與使得中國CSP產業有了一個雛形，但技術的成熟度仍處于早期。北京延慶的塔式項目投產一年后由于輸電線路的欠缺無法正常運行，青海德令哈中控10MW塔式項目也未獲得一年的有效運行參數，使得中國市場無法選擇可靠的技術整體解決方案。而國外的技術提供者如阿本戈等則不遺余力得繼續向中國CSP電站意向開發商或投資者推銷其技術和合作模式。這些國外企業很清楚，在中國自身CSP產業成熟起來之前是他們在中國市場開拓的好機會。

　　作為項目實施的前期數據，太陽法向直射輻射資源DNI是重要的評估數據，但就這一個關鍵數據，在中國也極為缺失。中國國家氣象局觀測系統中有輻射觀測的總計98個站點，其中不到20個站點可以測直射輻射，并且這些站點大都集中在東部，在光資源條件好的西部地區尤為缺少。該報告建議國家相關部門建立DNI數據收集體系，安排一定量的氣象臺站完成相關的測試。目前已經有企業開始在部分地區自行建立觀測站，為其CSP項目前期做準備。

　　塔式、槽式、碟式、菲涅爾式這幾種模式在世界先進技術中已經分別實現了商業化、規模化、中試、示范這幾個不同的階段，而在中國則分別處于示范、中試、試驗、試驗階段。從產業鏈上看，在原材料方面，大部分產品都能實現自產，但安全穩定的高溫導熱油還需要進口。如膜層材料、玻璃反射涂層、特種玻璃、熔鹽等已經具備了商業化運營的本土采購需求。但就成品來說，還有很多工作要做。如定日鏡、槽式聚光器、傳動設施、塔式吸熱器等已經具備了商業應用的技術儲備，但槽式真空集熱管、儲熱技術、油/水換熱器、油/鹽換熱器、鹽/水換熱器等領域與國外技術還有5-10年的差距。

　　與國外技術差距大、也是核心的內容，便是系統集成領域的差距。報告在分析了中國目前的技術水平后得出，這方面與國外成熟技術的差距為20年。早的塔式試驗電站1980年在意大利建成，個商業化的電站是2007年在西班牙建成，而中國的試驗電站在2012年才落成，示范電站在2013年初才投產。槽式方面，SEGS的9座電站在1984-1991年就陸續投產了，而至今中國尚未有一座建成，個大規模的項目早也要在2015年才能完成建設。

　　王志峰表示，“在系統集成中，電站運行技術尤其重要，通過運行經驗來獲得電站設計、設備采購、工程中的參數反饋。也只有積累了運行經驗后才能獲得電站的材料、零部件、裝備的設計要求。”

　　克林頓基金會牽頭為中國CSP產業描述了一個戰略布局構想。首先是建立中大型CSP基地，包括大型電站、設備制造及相關服務業。園區選擇不僅要考慮光照資源，還要包括足夠的土地面積5GW需要約200英畝的土地，并網便利、土地坡度小、合理的植被及土壤條件、地理和氣候影響風險小，以及當地能源需求和電網峰值情況等。該專題的編制小組對內蒙古鄂爾多斯地區杭錦旗清潔能源園區進行了考察，該園區包括風電、光伏發電、熱發電、生物質發電以及壓縮空氣儲能等多種形式。目前大唐中標的50MW槽式特許權項目以及中電投華北分公司的50MW項目都在該園區內落地。編制人員設想，在電站基礎上進行延伸，包括制造企業的落戶并設立獨立功能示范區、形成與光伏、風電互補的調峰基地，甚至可以建立熱發電電熱聯供系統。

　　如果沒有合理政策支持下的市場，這樣的布局設想將很難實現。

　　政策破繭

　　截至2012年底，CSP電站裝機已達2GW，在建項目超過2.5GW；而中國目前裝機不超過20MW，在建項目不超過200MW.受發電成本影響，CSP裝機規模遠遠小于光伏和風電。該報告指出，政策瓶頸是CSP產業發展受到限制的主要因素。一方面，科研機構的研發經費主要來自國家的資金支持，但科研成果的商業化轉換終需要企業來完成；而企業的科研經費雖可以通過國家科研資金來解決一部分，但主要的還是企業內部解決。如果企業投入了大量資金進行研發，而市場規模卻不足以支撐產品、技術商業化的回報，會反過來延緩技術商業化的速度。此外，商業投資行為也會因為產業政策環境不良而受到阻礙。

　　該報告用了大量篇幅探討完善、合理政策的制定。報告認為中國CSP投資環境存在以下主要問題：電價政策沒有出臺、熱發電電站的審批流程無序、電網協調的審批機制、土地政策不明確。

　　補貼電價是政策的核心，該報告指出，目前出臺統一上網電價政策的時機還不成熟，主要原因是目前還沒有投運達到一定時間的商業化電站提供數據參考，技術也沒有得到驗證，難以預算合理的上網電價。編制組建議選取幾個代表性的示范項目，包括槽式、塔式、CSP與燃氣聯合發電、CSP與煤電聯合發電等不同的類型，根據成本加合理利潤的原則，給予較優惠的電價。經過1—2輪的示范后，逐步建立產品供應體系、設計運行維護規程等，再出臺系統的電價政策，推動CSP的規模化發展。

　　對于CSP發電的可行性，克林頓基金輝牽頭以中國50MW槽式電站為案例，對其平均化度電成本LCOE進行模擬分析。這項工作考慮了電站初投資、運維和融資成本。電工所、中國電力工程顧問集團公司、電力規劃設計總院以及國家開發銀行提供了所需的數據。在該案例下，初投資總額約為14.56億人民幣，單位造價為29.1元/瓦；電站運維每年花費約2216萬。這座理論上帶4小時儲熱、運行25年的電站放在鄂爾多斯DNI為1990kWh的話，年發電量可達1.38億千瓦時，其中10發電量將用于廠用電，因此年并網量可達1.24億千瓦時。融資方面，如果按照30自有資金、70貸款的方式，利率與其它新能源項目相同為5.895.在考慮了其他的基礎數據如稅務、加速折舊通貨膨脹暫不考慮后，基礎情形下，要達到8的資本金收益率，LCOE應為1.38元/千瓦時。如果將LCOE設定為1元/千瓦時，反推回去，電站的一次性投資需要下降31.

　　該報告還對上述模型做了一些參數調整后的分析：如果廠用電采用市電按當地0.451元/千瓦時，LCOE可下降7.3，至1.28元/千瓦時；如果貸款利率下降至2.5世界銀行和亞洲開發銀行的有條件優惠貸款利率，LCOE可下降18，至1.12元/千瓦時；如果增值稅全免，LCOE可降低9.4，達1.25元/千瓦時；土地征用和使用費用約占總投資的3.6，如果這部分全免，LCOE還可下降3.2，至1.33元/千瓦時。如果把上述扶持手段全部集中在一起，終LCOE可達到0.9元/千瓦時，低于目前光伏的1元/千瓦時的電價。

　　終，報告就電價形成機制提出了兩種計算方法：固定電價=專家計算電價+運營后虧損補貼；固定電價=低電價權重特許權招標+運營后虧損補貼。

　　事實上，中國相關政府部門還沒有出臺任何針對CSP發電的特殊優惠政策，如果要推動中國CSP產業的發展，一系列的產業政策是必須的前提。這份完善的報告能否為政府部門提供有效的決策還有待進一步的關注。