光熱發(fā)電示范運(yùn)行始于20世紀(jì)80年代，1984年美國(guó)加州建立了全球第一座光熱示范電站SEGS I， 裝機(jī)容量 14ＭＷ，到 1991 年共建成九座 SEGS 系列電站，總裝機(jī)容量達(dá) 354ＭＷ。1991 年開始全球光熱發(fā)展進(jìn)入停滯階段，直至 2006 年西班牙啟動(dòng)首個(gè)光熱發(fā)電項(xiàng)目，全球光熱發(fā)電開始復(fù)蘇， 2007 年，西班牙建成了國(guó)內(nèi)首座光熱電站，帶領(lǐng)全球光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)進(jìn)入新一輪快速發(fā)展期。此后， 美國(guó)、阿聯(lián)酋、摩洛哥、伊朗、印度、南非等都開始大力發(fā)展光熱發(fā)電（這些國(guó)家也無(wú)一例外擁有較好的先照資源），全球光熱發(fā)電得到迅猛發(fā)展。截至 2015 年底，全球已建成投運(yùn)的光熱電站約 5GW （不同統(tǒng)計(jì)口徑略有差別）。

歷年全球光熱裝機(jī)量

西班牙、美國(guó)光熱裝機(jī)量領(lǐng)先（MW）

光熱裝機(jī)量居前國(guó)家均有較好的先照條件

全球已投運(yùn)、在建、待開發(fā)光熱裝機(jī)分布

　　從國(guó)家層面來(lái)看，西班牙、美國(guó)光熱裝機(jī)進(jìn)進(jìn)領(lǐng)先其它國(guó)家，兩者合計(jì)光熱裝機(jī)超過(guò) 4GW，約占全球光熱裝機(jī)的 87.7%，印度、南非、阿聯(lián)酋等國(guó)家光熱裝機(jī)相對(duì)靠前，中國(guó)截至 2015 年底光熱裝機(jī)約 18MW。截至 2016 年 2 月全球在建工程約 1.2GW，主要集中在非洲、印度、智利等地區(qū)和國(guó) 家，西班牙、美國(guó)在建工程較少；待開發(fā)項(xiàng)目約 4.2GW，主要集中在美國(guó)、智利、非洲、中國(guó)等地 區(qū)和國(guó)家。從時(shí)間跨度來(lái)看，20 世紀(jì) 80 年代至 90 年代初美國(guó)通過(guò)建設(shè) SEGS 系列電站主導(dǎo)全球光熱的發(fā)展， 1991 年至 2006 年全球光熱發(fā)展基本停滯，2008-2012 年西班牙通過(guò)刺激政策主導(dǎo)全球發(fā)展，2013 年以來(lái)美國(guó)重新引領(lǐng)全球光熱發(fā)展，同時(shí)越來(lái)越多的新關(guān)國(guó)家開始參與到光熱發(fā)展的熱潮中。

2008~2012 年西班牙光熱大發(fā)展

2012 年來(lái)美國(guó)光熱發(fā)展迅猛

　　根據(jù)預(yù)計(jì)，到 2020 年全球光熱裝機(jī)將達(dá) 21.8GW，“十三五”期間復(fù)合增速達(dá) 34.3%，到 2030 年，全球光熱發(fā)電量將達(dá) 3440 億度電，占全球總發(fā)電量的 1.1~1.3%，到 2050 年這一比例將達(dá) 5~5.9%；而國(guó)際能源署（IEA）的預(yù)測(cè)則更為樂(lè)觀，2014 年 IEA 發(fā)布的光熱技術(shù)發(fā)展路線圖對(duì)光熱未來(lái)發(fā)展進(jìn)行展望，預(yù)測(cè)到 2050 年全球光熱裝機(jī)將達(dá) 982GW，貢獻(xiàn)全球 11%的電 量供應(yīng)。光熱發(fā)展的黃金時(shí)期有望到來(lái)。

歐洲光熱協(xié)會(huì)對(duì)未來(lái)全球光熱累計(jì)裝機(jī)增長(zhǎng)的中性預(yù)測(cè)（GW）

　　根據(jù)對(duì)近年新投運(yùn)的較大規(guī)模（50MW 以上）光熱電站初始投資成本統(tǒng)計(jì)，光熱電站投資成本大概 在 3-10 美元/W，影響光熱初始投資的因素較多，包括設(shè)備造價(jià)、裝機(jī)規(guī)模、技術(shù)類型、蓄熱時(shí)長(zhǎng)等。 整體來(lái)看，帶蓄熱系統(tǒng)的光熱電站單位投資成本相對(duì)要高，不帶蓄熱系統(tǒng)的光熱電站投資成本相對(duì) 低，大概在 3-6 美元/W。從塔式和槽式的角度比較，Ivanpah 和 Mojave Solar 其有一定的可比性， 兩者所屬國(guó)家、蓄熱時(shí)長(zhǎng)和投運(yùn)時(shí)間均相同，裝機(jī)規(guī)模均超過(guò) 200MW，而兩者的每瓦造價(jià)基本相同。

近年投運(yùn)的具型光熱電站每瓦投資情況對(duì)比

　　根據(jù) IEA 的預(yù)測(cè)，未來(lái)光熱發(fā)電每瓦投資成本將呈逐步下降趨勢(shì)，以蓄熱 6 小時(shí)的光熱電站為例， IEA 預(yù)測(cè)到 2050 年投資成本區(qū)間將在 2.8~4.1 美元/W，平均成本約 3.1 美元/W，而 2013 年投運(yùn)的 Solana 電站（蓄熱 6 小時(shí)）投資成本達(dá) 7.1 美元/W。

IEA預(yù)測(cè)的光熱投資成本下降趨勢(shì)

　　目前，全球主要國(guó)家的具型光熱電站上網(wǎng)電價(jià)在 0.92~2.1 元/kWh 之間，如果剔除 2013 年以前采用 FIT 電價(jià)機(jī)制、上網(wǎng)電價(jià)較高的西班牙，則世界范圍內(nèi)具型光熱電站上網(wǎng)電價(jià)主要分布在 0.92~1.2 元/kWh 的區(qū)間。 各個(gè)國(guó)家、各個(gè)項(xiàng)目的上網(wǎng)電價(jià)水平差別很大，這與當(dāng)?shù)叵日召Y源、設(shè)備造價(jià)、裝機(jī)規(guī)模、政策優(yōu) 惠等諸多因素有關(guān)。以美國(guó) Crescent Dunes（新月沙丘）為例，該電站簽訂購(gòu)電協(xié)議電價(jià)為 0.135 美元/kWh，除了所在地 DNI 達(dá) 2,685kWh/m2/年、儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)達(dá) 10 小時(shí)以外，其享受 30%的投資稅收抵免以及總投資規(guī)模 90%以上的資金來(lái)自美國(guó)聯(lián)邦貸款擔(dān)保都是兵電價(jià)較低的重要原因。

主要國(guó)家具型光熱電站上網(wǎng)電價(jià)區(qū)間（按現(xiàn)有匯率水平折算）

　　平準(zhǔn)化電力成本（LCOE）是衡量光熱發(fā)電經(jīng)濟(jì)性的重要指標(biāo)，與所在區(qū)域以及儲(chǔ)熱市場(chǎng)等諸多因素有關(guān)。根據(jù)國(guó)際新能源機(jī)構(gòu)（IRENA）的統(tǒng)計(jì)，2014 年亞洲地區(qū)光熱 LCOE 平均值較低，大約 0.2 美元/kWh，歐洲相對(duì)較高，大約 0.25美元/kWh，近期部分新建光熱電站 LCOE低至0.17美元/kWh， 而國(guó)際新能源機(jī)構(gòu)（IRENA）統(tǒng)計(jì) 2014 年的全球分布式光伏 LCOE 區(qū)間為 0.14~0.47 美元/kWh。 仍經(jīng)濟(jì)性的角度，光熱發(fā)電變得越來(lái)越有吸引力。

各種清潔能源發(fā)電 2010 年和 2014 年 LCOE 對(duì)比（美元/千瓦時(shí)）

　　根據(jù) IEA 的預(yù)測(cè)，到 2020 年新建光熱電站 LCOE 有望下降至 0.13 美元/kWh，到 2050 年新建光熱 電站 LCOE 有望下降至 0.07 美元/kWh。 而美國(guó) SunShot 計(jì)劃制定的光熱 LCOE 下降目標(biāo)則更為宏偉，計(jì)劃通過(guò)技術(shù)研發(fā)支持等方式將美國(guó) 光熱LCOE將仍2010年的21美分/kWh降至2020年的6美分/kWh，其中鏡場(chǎng)降低7美分/kWh （2010 年為 9美分/kWh），發(fā)電部分降低 2美分/kWh （2010年為4美分/kWh），吸熱器/傳熱降低 2美分/kWh （2010 年為 3 美分/kWh），儲(chǔ)熱降低 4 美分/kWh（2010 年為 5 美分/kWh）。

IEA預(yù)測(cè)的光熱 LCOE 下降趨勢(shì)（美元/kWh）

　　從度電成本下降的角度，降低光熱電站初始投資以及提升年凈發(fā)電量是降低太陽(yáng)能熱發(fā)電成本的有 效途徑。光熱電站初始投資成本主要包括鏡場(chǎng)、吸熱器、儲(chǔ)熱系統(tǒng)、常觃熱力循環(huán)系統(tǒng)等部件的費(fèi) 用，降低初始投資的成本可通過(guò)降低各部件的成本實(shí)現(xiàn)；光熱電站年發(fā)電量與系統(tǒng)效率及先照直射 輻射（DNI）等相關(guān)，研究表明，系統(tǒng)效率每提高 1%，相當(dāng)于初始投資成本降低 5%~7%，而提高 光熱發(fā)電系統(tǒng)效率主要在于提高系統(tǒng)集熱效率和熱機(jī)效率兩個(gè)方面。

效率提升和設(shè)備成本下降是光熱度電成本下降的驅(qū)動(dòng)因素

　　近年我國(guó)光伏、風(fēng)電得到大力發(fā)展，但也存在不少問(wèn)題，其中較為突出的是西北地區(qū)棄光、棄風(fēng)現(xiàn) 象明顯，而先照、風(fēng)資源的間歇性導(dǎo)致的光伏、風(fēng)電并網(wǎng)困難是造成棄光、棄風(fēng)問(wèn)題的重要原因之一。 2016 年一季度，全國(guó)范圍內(nèi)風(fēng)電平均棄風(fēng)率達(dá) 26%，光伏棄光率超過(guò) 16%，西北地區(qū)尤為嚴(yán)重， 根據(jù)國(guó)家能源局公布的官斱數(shù)據(jù)，2016 年一季度新疆棄光率 52%，甘肅 39%，寧夏也達(dá)到 20%。

2016 年一季度棄光、棄風(fēng)問(wèn)題突出（尤其西北地區(qū)）

　　根據(jù)國(guó)外經(jīng)驗(yàn)，太陽(yáng)法向直射輻射（Direct Normal Insolation，DNI）超過(guò) 1800kWh/m2/年（約 5kWh/m2/天）的地區(qū)適宜建設(shè)光熱電站，我國(guó)符合 DNI≥5kWh/m2/天、坡度≤3%的光熱發(fā)電裝機(jī)潛力達(dá) 16000GW，主要分布在西藏以及西北五省。

DNI>1800 kWh/m2 的地區(qū)適宜建設(shè)光熱電站

我國(guó)西藏和西北地區(qū)先照條件較好

中國(guó)光熱裝機(jī)潛力超過(guò)美國(guó)、西班牙（GW）

　　截至 2015 年底，我國(guó)光熱裝機(jī)規(guī)模約 18MW，兵中純發(fā)電項(xiàng)目總裝機(jī)約為 15MW，除了中控德令哈 10MW 塔式電站其有商業(yè)化規(guī)模以外，其它均為小型的示范和實(shí)驗(yàn)性項(xiàng)目。

國(guó)內(nèi)已投運(yùn)主要光熱項(xiàng)目