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近日，据欧洲联合研究中心预测，2040年可再生能源将占到总能耗50%以上，太阳能发电将占总发电量的20%以上，到21世纪末可再生能源在能源结构中将占到80%以上，太阳能发电将占到60%以上。
据了解，我国内蒙古西部、青海中部、西藏西南部是直接辐射资源最丰富地区，年辐照量在1800千瓦时/平方米以上，最适合太阳能热发电。西北部其他地区的直射资源也较丰富，年辐照量在1400千瓦时～1800千瓦时/平方米，也比较适合太阳能热发电。
虽然太阳能热发电有诸多优点，在我国电网中的装机和发电比例都几乎可以忽略不计。但太阳能发电仍存在成本高和占地多的两大瓶颈。与以煤为发电主力的火电电价相比，太阳能热发电成本要高出得多，如果没有政策补贴，根本无法进入电网。
光热发电将引爆百亿市场
近期，在宁夏盐池茫茫的荒漠草原上，亚洲首座槽式太阳能-燃气联合循环（ISCC）发电站破土动工。由今年1月首个光热发电项目内蒙古鄂尔多斯50兆瓦槽式太阳能光热发电项目开标至今，国内光热发电市场已是“如箭在弦”。
从电站开发到相关设备的产业布局，国内的电力巨头们和设备制造商均开始加紧部署。
据了解，中海阳新能源电力股份有限公司（以下简称中海阳）在成都投资的光热发电设备生产基地，由今年4月份启动至今，一期工程项目投资将由原计划的5亿元追加到10亿元，而原计划满足800兆瓦光热电站建设需求的规划产能也将翻一番，满足1.5到2吉瓦（1500兆～2000兆瓦）电站建设的市场需求。
“现在我们跟很多家能源企业都在谈合作，相关部件生产出来以后市场会很好。”上述中海阳相关负责人信心满满。
据介绍，中海阳跟五大电力之一的发电企业将会有一个深度合作，预计将在青海建设一个规模至少100兆瓦的光热电站，上述发电企业负责做项目管理和投资，中海阳负责设备供应和技术提供。而除了中海阳之外，皇明、力诺、中航通用等企业也纷纷加快了产业链布局。
中海阳董事长薛黎明判断，我们的生产基地项目建设预计竣工后，明年上半年开始生产设备的安装，下半年开始生产并供应产品，这样的发展步调跟目前国内电站项目开工和市场需求是基本吻合的。随着设备的国产化、技术的准备、发电的电价以及业主的资金相继到位，到2012年下半年国内光热发电项目才会进入实质性的开工阶段，且在青海、新疆、内蒙古、宁夏等西北地区，会有几个由五大电力公司主导、单体规模都在50兆瓦以上的大项目开工。
因此，根据目前已进入前期筹备的项目情况，有业内人士预计，2012年光热发电市场规模至少在300兆瓦，甚至可能达到1吉瓦，由此按照每千瓦3万元左右的投资成本推算，届时将形成超过100亿元投资总量。
五大国企布局光热发电
今年6月，国家发改委颁布实施的《产业结构调整指导目录》中，鼓励类新增的新能源门类，太阳能光热发电被放在了首要位置。而更有消息称，在即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》中，明确提出太阳能热发电目标为2015年装机达100万千瓦，并在2020年达300万千瓦。
各大电力集团均已开始谋划光热发电项目，市场的发展将会远远大于国家规划目标。据了解，以国电、大唐、华电、华能、中电投这五大电力集团为首的发电企业，都成立了专门的研究团队涉足光热发电，而且在青海、宁夏等地一些项目已经进入实质性的前期准备阶段。
2011年1月，以内蒙古鄂尔多斯50兆瓦发电项目开标为起点，大唐集团和皇明绑定的联合竞标体以0.93元每度的最低价成功中标，中国光热发电之门正式开启。随后短短几个月间，中电投在青海格尔木、华电在甘肃金塔、中广核在青海德令哈、哈纳斯在宁夏盐池均有50兆瓦甚至100兆瓦的光热发电项目相继启动。而其中青海由于光照资源条件优势突出，被认为是最适宜建造光热电站的地区，而成为兵家必争之地。
对此，华泰联合证券新能源与设备行业分析师王海生表示，根据不完全统计，目前在建和规划的光热发电装机容量在2015年前会超过3吉瓦，孕育着巨大的投资机会。
低电价成为发展瓶颈
日前，据知情人士透露，2011年年初开标的内蒙古鄂尔多斯50兆瓦光热发电特许权招标项目还处于设计阶段，由于目前内蒙地区已经上冻，估计今年内开不了工。项目近期才通过发改委的核准，开工没有那么快，之所以过程拉得比较长，一个是因为项目单体规模大，同时又是国内第一个项目，而且关键设备没有达到国产化水平，成本降下不来，所以节奏控制得比较稳。
据悉，该项目总投资规模高达16亿元，每千瓦投资成本高达3万元，是目前光伏发电项目投资成本的近三倍。而且，该项目招标时每度0.93元的中标价格，被业界称为赔本赚吆喝。对此，作为联合中标企业皇明的一位相关负责人坦言，作为核心部件供应商，对国内第一个特许权招标项目确实作出了让步，企业毫无利润可言，甚至要承担一定的亏损。
在业内人士看来，即使考虑国产化程度可以降低成本的因素，国内的光热发电电价也应该在每度2元左右。
德国太阳千年有限公司一位负责人表示，内蒙古鄂尔多斯50兆瓦项目的中标电价，估计会成为之后项目电价的一个标杆。但这么低的电价让国外相关设备企业参与的空间很小，因为目前的电价水平很难承受国外的产品价格。
一位业内人士预测，光热发电尽管前景广阔，但投资规模大、收益率难测，只有具备资金、技术实力和风险承担能力的企业才会做，这块市场最终将是国企的天下。
光热发电技术是关键
近期，相关媒体的报道可以说是触目惊心，相比受害者已是苦不堪言。但光热发电的基础材料的研发与制造，我们虽然与德国、美国、西班牙存在一定的距离，但集热、聚光的关键技术都已经取得突破，只要在精密度方面有所提高，我们完全赶得上这些国家，目前在中国已有几十家企业从事这方面的研发与制造。
因此光热发电的短板就在储能，没有储能光热发电就不能连续作业，没有储能光热发电就不具备规模化效应。现在美国、西班牙储能技术已经有了很大的提高，正在筹备18小时储能，基于这一点，光热发电的成本会有大幅度的下降，目标6美分已是成功在望。
现在光热储能，国际上比较成熟的就是熔盐储能，但由于熔盐的很多特性，比如温度过高（550℃）甚至更高、腐蚀性较强、易凝固等。因此，对于储能提出了很高要求，储能设备的材料选型、防腐、高温输送、氧化、凝固处理、前期预热等，都是一个个的技术难题。
我国有大量的光照条件好的荒漠地区，内蒙古、新疆、甘肃、青海、西藏、宁夏等，完全适合建设大型光热发电，不久的将来，大西北就是中国清洁能源的供应之地，不仅缓解传统石化能源的短缺、减少环境污染，同时对于西部开发更是一个科学、环保、高效的产业投资。
（责任编辑：秩名）
据了解，我国内蒙古西部、青海中部、西藏西南部是直接辐射资源最丰富地区，年辐照量在1800千瓦时/平方米以上，最适合太阳能热发电。西北部其他地区的直射资源也较丰富，年辐照量在1400千瓦时～1800千瓦时/平方米，也比较适合太阳能热发电。
虽然太阳能热发电有诸多优点，在我国电网中的装机和发电比例都几乎可以忽略不计。但太阳能发电仍存在成本高和占地多的两大瓶颈。与以煤为发电主力的火电电价相比，太阳能热发电成本要高出得多，如果没有政策补贴，根本无法进入电网。
光热发电将引爆百亿市场
近期，在宁夏盐池茫茫的荒漠草原上，亚洲首座槽式太阳能-燃气联合循环（ISCC）发电站破土动工。由今年1月首个光热发电项目内蒙古鄂尔多斯50兆瓦槽式太阳能光热发电项目开标至今，国内光热发电市场已是“如箭在弦”。
从电站开发到相关设备的产业布局，国内的电力巨头们和设备制造商均开始加紧部署。
据了解，中海阳新能源电力股份有限公司（以下简称中海阳）在成都投资的光热发电设备生产基地，由今年4月份启动至今，一期工程项目投资将由原计划的5亿元追加到10亿元，而原计划满足800兆瓦光热电站建设需求的规划产能也将翻一番，满足1.5到2吉瓦（1500兆～2000兆瓦）电站建设的市场需求。
“现在我们跟很多家能源企业都在谈合作，相关部件生产出来以后市场会很好。”上述中海阳相关负责人信心满满。
据介绍，中海阳跟五大电力之一的发电企业将会有一个深度合作，预计将在青海建设一个规模至少100兆瓦的光热电站，上述发电企业负责做项目管理和投资，中海阳负责设备供应和技术提供。而除了中海阳之外，皇明、力诺、中航通用等企业也纷纷加快了产业链布局。
中海阳董事长薛黎明判断，我们的生产基地项目建设预计竣工后，明年上半年开始生产设备的安装，下半年开始生产并供应产品，这样的发展步调跟目前国内电站项目开工和市场需求是基本吻合的。随着设备的国产化、技术的准备、发电的电价以及业主的资金相继到位，到2012年下半年国内光热发电项目才会进入实质性的开工阶段，且在青海、新疆、内蒙古、宁夏等西北地区，会有几个由五大电力公司主导、单体规模都在50兆瓦以上的大项目开工。
因此，根据目前已进入前期筹备的项目情况，有业内人士预计，2012年光热发电市场规模至少在300兆瓦，甚至可能达到1吉瓦，由此按照每千瓦3万元左右的投资成本推算，届时将形成超过100亿元投资总量。
五大国企布局光热发电
今年6月，国家发改委颁布实施的《产业结构调整指导目录》中，鼓励类新增的新能源门类，太阳能光热发电被放在了首要位置。而更有消息称，在即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》中，明确提出太阳能热发电目标为2015年装机达100万千瓦，并在2020年达300万千瓦。
各大电力集团均已开始谋划光热发电项目，市场的发展将会远远大于国家规划目标。据了解，以国电、大唐、华电、华能、中电投这五大电力集团为首的发电企业，都成立了专门的研究团队涉足光热发电，而且在青海、宁夏等地一些项目已经进入实质性的前期准备阶段。
2011年1月，以内蒙古鄂尔多斯50兆瓦发电项目开标为起点，大唐集团和皇明绑定的联合竞标体以0.93元每度的最低价成功中标，中国光热发电之门正式开启。随后短短几个月间，中电投在青海格尔木、华电在甘肃金塔、中广核在青海德令哈、哈纳斯在宁夏盐池均有50兆瓦甚至100兆瓦的光热发电项目相继启动。而其中青海由于光照资源条件优势突出，被认为是最适宜建造光热电站的地区，而成为兵家必争之地。
对此，华泰联合证券新能源与设备行业分析师王海生表示，根据不完全统计，目前在建和规划的光热发电装机容量在2015年前会超过3吉瓦，孕育着巨大的投资机会。
低电价成为发展瓶颈
日前，据知情人士透露，2011年年初开标的内蒙古鄂尔多斯50兆瓦光热发电特许权招标项目还处于设计阶段，由于目前内蒙地区已经上冻，估计今年内开不了工。项目近期才通过发改委的核准，开工没有那么快，之所以过程拉得比较长，一个是因为项目单体规模大，同时又是国内第一个项目，而且关键设备没有达到国产化水平，成本降下不来，所以节奏控制得比较稳。
据悉，该项目总投资规模高达16亿元，每千瓦投资成本高达3万元，是目前光伏发电项目投资成本的近三倍。而且，该项目招标时每度0.93元的中标价格，被业界称为赔本赚吆喝。对此，作为联合中标企业皇明的一位相关负责人坦言，作为核心部件供应商，对国内第一个特许权招标项目确实作出了让步，企业毫无利润可言，甚至要承担一定的亏损。
在业内人士看来，即使考虑国产化程度可以降低成本的因素，国内的光热发电电价也应该在每度2元左右。
德国太阳千年有限公司一位负责人表示，内蒙古鄂尔多斯50兆瓦项目的中标电价，估计会成为之后项目电价的一个标杆。但这么低的电价让国外相关设备企业参与的空间很小，因为目前的电价水平很难承受国外的产品价格。
一位业内人士预测，光热发电尽管前景广阔，但投资规模大、收益率难测，只有具备资金、技术实力和风险承担能力的企业才会做，这块市场最终将是国企的天下。
光热发电技术是关键
近期，相关媒体的报道可以说是触目惊心，相比受害者已是苦不堪言。但光热发电的基础材料的研发与制造，我们虽然与德国、美国、西班牙存在一定的距离，但集热、聚光的关键技术都已经取得突破，只要在精密度方面有所提高，我们完全赶得上这些国家，目前在中国已有几十家企业从事这方面的研发与制造。
因此光热发电的短板就在储能，没有储能光热发电就不能连续作业，没有储能光热发电就不具备规模化效应。现在美国、西班牙储能技术已经有了很大的提高，正在筹备18小时储能，基于这一点，光热发电的成本会有大幅度的下降，目标6美分已是成功在望。
现在光热储能，国际上比较成熟的就是熔盐储能，但由于熔盐的很多特性，比如温度过高（550℃）甚至更高、腐蚀性较强、易凝固等。因此，对于储能提出了很高要求，储能设备的材料选型、防腐、高温输送、氧化、凝固处理、前期预热等，都是一个个的技术难题。
我国有大量的光照条件好的荒漠地区，内蒙古、新疆、甘肃、青海、西藏、宁夏等，完全适合建设大型光热发电，不久的将来，大西北就是中国清洁能源的供应之地，不仅缓解传统石化能源的短缺、减少环境污染，同时对于西部开发更是一个科学、环保、高效的产业投资。
（责任编辑：秩名）