作為一家新能源企業的掌舵者，日前一份政策讓薛黎明激動不已。

國家發改委頒發的，于今年6月1日正式實施的《產業結構調整指導目錄（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“太陽能熱發電集熱系統開發制造”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，依靠開發光伏電站業務，2010年實現了2958%的漲幅，但薛黎明卻決定把投資重點從光伏轉向光熱。

光熱發電是指用太陽光加熱介質，然后推動汽輪機發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電原理更為相似，但其發展速度卻遠落后于將太陽光直接轉化為電力的光伏發電。

“計劃到2015年，光熱和光伏業務在中海陽的業務占比為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、產業鏈配套完善，并已實現大規模生產的光伏發電產業不同，光熱發電的產業鏈（尤其在國內）還相當不完善。

“光熱發電系統的結構看似簡單，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首席分析師張帥表示，“而完善的產業鏈是光熱電站建設大規模啟動的前提。”

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電的整條產業鏈上，不僅涉及光熱發電的應用，還要具備關鍵設備的生產能力”。

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實際上，盡管中國從2003年開始，開始醞釀光熱產業的發展，時至今日已建成的發電站只有兩個，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電特許權示范項目，由于招標文件中明確規定，“競標企業的競標電價不得高于1.15元/千瓦時，否則將被廢標。”因此，11家購買標書的企業中僅有3家企業參加投標，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年光熱發電就會呈現爆發式的增長，并將于2015年在規模上追平我國光伏發電規模。”

他表示，與光伏發電適合做屋頂電站等小型項目相比，光熱發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模在100MW-250MW，具體視其采用的導熱介質和發電機組的效率而定，這一規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模仍將繼續增長。”薛黎明表示。

5月5日，國家發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模甚至達到1000MW，從規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電輻照條件地區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電量達42，000TWH/年。

上網更具優勢？

由于產業鏈不完善、規模偏小、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，但是光熱發電因為自身的優越性，也會成為發展的必然。”薛黎明說。

他認為，光熱發電因為在原理上部分與火力發電相似，更容易被以火力發電為主營業務的發電集團所接受。其次，光熱電站能夠輸出更穩定、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，光熱發電的質量也比光伏更優。

據了解，光伏發電發出來的是直流電，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。

“熱量儲存循環中的能量損耗，比其他電源系統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。電站的規模每增加一倍，與發電機組、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電產業的發展？

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，這個用量很??；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，光熱發電的價格能降到什么程度？

薛黎明：在同等規模的裝機容量下，光熱發電的價格肯定比光伏發電要低。印度最近出了個政策，未來的10年，光熱發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電以及其它傳統能源相媲美。

但目前在我國，沒有大規模商業化應用的情況下，價格不能壓得太低，要給企業試錯、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，但是，如果我們的招標純粹以低價為衡量指標的話，可能會有企業不計成本地壓價。這樣企業就不可能有錢來做真正創新型的研發，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，哪種更有優勢？

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

根據一些行業報告，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。