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　　我國光熱發電剛剛起步，相關工作進展較為緩慢。2011年，大唐新能源中標鄂爾多斯5萬千瓦槽式光熱電站，但由于電價不合理，遲遲未動工。各大電力企業以及投資商紛紛跑馬圈地，但由于政策不明朗，截至2013年底，我國光熱發電累計裝機僅為1.4萬千瓦。雖然有許多項目正在籌備，但考慮政策以及其他因素影響，2013年僅有中控集團的德令哈1萬千瓦項目以及其他小型實驗項目開工建設。

　　2014年，我國有關部門逐漸重視光熱發電產業發展，國家發改委、國家能源局、電規總院等部門于2月18日組織召開了光熱發電示范項目電價政策座談會、4月29日組織召開了光熱發電示范項目技術要求即申請報告大綱征求意見討論會。這兩次會議對推進我國光熱發電示范項目建設的相關問題進行了重點研討。同年6月6日，國家能源局委托電規總院以及其他機構對光熱發電行業進行調研，結果顯示我國90%以上設備可實現國產化。上述舉措被業界認為是光熱發電啟動的重要信號。目前多數光熱發電企業已經開始動工，光熱發電有望迎來發展機遇。

　　光熱發電是可再生能源發電中的一種新興技術。根據聚光及集光的特點，可簡單將其分為四類：碟式、塔式、槽式以及線性菲涅爾式。2013年新增裝機主要以槽式類型為主，塔式技術從2014年開始也逐步興起，菲涅爾式以及碟式技術目前仍處于前期研發階段。各類型具體介紹及特點見下表。

　　塔式技術屬于點聚焦方式，利用眾多定日鏡將太陽輻射光反射并聚集至塔頂的吸收器中，加熱其中介質進行發電。塔式發電技術規模大、熱損耗小、溫度高以及效率高，是大型光熱電站的重要選擇之一，愈加受到各國重視。

　　碟式發電技術屬于點聚焦方式，利用拋物面鏡將太陽光聚焦到接收器內，加熱其中介質，從而驅動發電機發電。多數情況下，碟式技術通常與斯特林發電機配套使用，由于略去加熱工質這一環節，整體發電效率最高。但由于碟式拋物面鏡較小，功率一般在1～50千瓦左右，適合分布式發電。

　　目前我國光熱發電處于試驗階段，但是與國外相比并無明顯差距。我國在部分環節已經具備了技術優勢，目前欠缺的只是運行經驗。電規總院調研結果顯示，我國光熱發電領域90%的設備完全可實現國產化，僅高溫熔鹽泵以及導熱油泵等設備需要進口。根據預測，若我國光熱發電能夠實現規模化發展，光熱發電設備完全可以實現100%國產化。進一步提高我國光熱發電技術競爭力，目前需要參考國外相關技術標準，結合我國實際，制定具有我國自身特點的技術標準。

　　經濟性是衡量發電技術競爭力的主要指標之一。目前世界各國光照資源、地理環境、經濟發展以及其他方面各有差異，各國光熱發電造價各有不同，而且其電價遠高于煤電電價。部分機構預測，未來世界光熱發電成本具有較大的下降潛力。

　　國際光熱發電經濟性現狀

　　根據統計，主要國家的光熱發電電價位于1.11~2.8元/千瓦時之間，這與各國光照資源、設備造價以及技術水平等因素密切相關。其中印度與摩洛哥電價分別低至1.16元/千瓦時以及1.11元/千瓦時。國際能源署相關數據顯示，目前主要國家光熱發電造價為4000~8000美元/千瓦，具體根據勞動力成本、土地成本、技術、光照資源以及其他因素決定。例如，美國三大典型光熱電站lvanpah電站（13.9萬千瓦）、Solana電站（28萬千瓦~6小時儲熱）以及Crescent Dunes電站（11萬千瓦~10小時儲熱）的單位千瓦造價分別為5600美元、7600美元以及9000美元。2013年我國投產的中控德令哈項目，單位千瓦造價已經降至3200美元。

　　國際能源署研究顯示，光熱電站具有顯著的規模效應。電站裝機從5萬千瓦增至10萬千瓦，造價將下降12%（槽式電站），增至20萬千瓦時，造價下降20%。光熱發電累計裝機容量翻倍后，發電設備、輔機以及電網建設成本等下降幅度可達20%~25%。總體考慮，2010~2020年期間，光熱發電成本有望下降30%~40%。

　　美國能源部設定目標顯示，2015年光熱機組經濟性可與腰荷燃煤機組相競爭（電價為0.1美元/兆瓦時），2020年爭取與基荷燃煤機組相競爭（0.05美元/兆瓦時）。

　　學習曲線模型是國際主要機構預測成本走勢常用的一種方法。目前，國際能源署、美國可再生能源實驗室、美國能源信息署、德國Fraunhofer實驗室以及我國部分研究機構，均將學習曲線模型用于對可再生能源成本的預測。我們可通過學習曲線模型預測光熱電站成本，并進一步分析光熱發電平準化發電成本（Levelized Costof Electricity，LCOE）。

　　造價初始值確定。我國光熱裝機總規模較小，數量也較少（截至2013年總裝機1.4萬千瓦，共有6座電站），而且早期電站主要處于探索階段（如八達嶺光熱示范電站總裝機0.1萬千瓦，總造價1.2億元，單位千瓦造價12萬元）。鑒于此，本文以已建項目造價為基礎，并考慮其他因素影響，假定2015年光熱發電造價為1.8~2.5萬元/千瓦。另外，由于儲熱工質類型、儲熱容量以及發電類型等對光熱發電造價影響較大，例如部分企業配備了15小時熔鹽儲熱，預計造價達到4萬元/千瓦，此類特殊情況不予考慮。

　　裝機容量及其他參數確定。太陽能發展“十二五”規劃顯示，2015年我國光熱發電累計裝機達到100萬千瓦，2020年達到300萬千瓦。根據目前進度，2015年目標難以實現，本文將2015年裝機設定為50萬千瓦，并作為初始值進行計算。光熱發電小時數為2500小時1，貼現率為6.25%，總運維成本借鑒IEA研究成果，取值為20%總造價。

　　5%學習率情景：截至2013年底，我國光熱發電裝機僅為1.388萬千瓦，2015年需要達到50萬千瓦（規劃為100萬千瓦，本文采用50萬千瓦），建設速度較快，學習曲線效應短期內難以快速發揮，本文暫以5%（0~10%之間）學習率予以替代。

　　10%學習率情景：借鑒IEA光熱路線圖研究成果。

　　15%學習率情景：采用更為激進的情景。計算結果如下表所示。

　　學習率為5%時，2020年，光熱發電造價將降至1.58～2.19萬元/千瓦，LCOE將降至0.67~0.93元/千瓦時；學習率為10%時，光熱發電造價將降至1.37~1.90萬元/千瓦，LCOE將降至0.59~0.81元/千瓦時；學習率為15%時，光熱發電造價將降至1.18~1.64萬元/千瓦，LCOE將降至0.5～0.7元/千瓦時。

　　借鑒IE