据CSPPLAZA研究中心此前统计，截至2015年底，全球已建成光热发电总装机约为4940.1MWe，加上于今年2月5日宣布投运的南非首个塔式光热电站KhiSolarOne电站（装机50MW）和于今年10月份宣布投运的全球首个光热综合能源利用项目（位于南澳大利亚，装机36MWth）等，目前全球已建成商业化规模的光热电站已超过5GW。

而据国际能源署（IEA）预计，在接下来的五年里，还将有总容量为6.4GW的光热项目投入建设，且几乎所有项目都会配备储能系统，同时这个数字也有可能随着光热技术的发展以及各国对光热的加速部署而增加，最多或可超一倍。



图：今年年初投运的南非KhiSolarOne塔式光热电站

中国等四大光热新兴市场正在崛起

IEA发布的最新《可再生能源中期市场发展报告》显示，中国、智利、摩洛哥和南非很可能会是未来五年内太阳能热发电的主导市场，而光资源条件较好的澳大利亚并未入列。尽管澳大利亚联盟党和工党在选举中都提到了对光热利用及存储技术尤其是储能型塔式光热发电技术发展的支持，但就目前现状来看，澳大利亚很可能将错过在光热技术上做一个先行者的良机。

目前，在国际光热发电行业较为领先的企业有沙特ACWA电力、美国亮源（Brightsource)、美国SolarReserve和西班牙阿本戈（Abengoa）等，但阿本戈目前正在竭力摆脱破产危机，其开发的多个光热发电项目也被迫推迟。上述企业中，SolarReserve和Abengoa均开拓过澳大利亚市场。据此前报道，SolarReserve已经向澳州政府提交了建设熔盐塔式光热电站的规划方案，但西班牙光热巨头Abengoa因深陷破产泥潭、财政困难而不得不无限期推迟在西澳大利亚建设光热实验电站的计划。

可再生能源消纳难题凸显光热储能调峰优势

国际光热发电市场于几年前快速发展，但很快在太阳能光伏发电成本骤降的压力之下减速。现在，随着风能、太阳能等可再生能源比重不断加大，电网消纳能力不足又成了各国面临的普遍难题，因此大家再次将注意力转向具有储能优势的光热发电技术上。

IEA在其报告中提到，尽管目前光热发电技术的市场占有率有限，但其作为一种拥有极大储能优势的可再生能源技术，能够为电网提供稳定性与灵活性兼具的清洁电力。

IEA表示，熔盐存储概念初被提出时一度被认为是一个新奇的事物，而现在则早已经被光热发电行业普遍接受，其良好的发展前景也已得到业界公认。SolarReserve已在内华达州成功建设了一座装机110MW的塔式熔盐光热电站——新月沙丘，同时还规划在智利和南非开发多个光热发电项目，且均将配备熔盐储热系统。

在目前的国际新能源市场，因为要满足晚高峰电力需求及承担调峰的需要，储能已变得愈发重要，这也是为什么在像南非这样的国家，政府所签订的光热电站购电协议有半数以上要求配备储能系统。而在智利北部，光热则可以和大规模光伏电站相结合来提供基荷电力，以满足国家采矿业巨大的用电需求。

光热发电成本正急速下降

据IEA介绍，光热发电成本正在急速下降，虽然成本更大程度上决定于项目选址、光场面积、储能时长以及当地的劳动力和融资成本等因素，但随着金融领域对光热发电技术越来越熟悉，光热发电成本还将进一步下降。

此外，作为一种相对复杂的新兴技术，在分析LCOE时光热发电的融资成本往往按较高的标准计算，但可以预期的是，随着标准化电站设计和规模化光热装备市场的不断成熟，光热发电的投资成本在发展中期将大幅下降。

中国或后起居上成为光热新兴市场领头羊

IEA报告对四大光热新兴市场的发展现状和中期发展趋势进行了简要介绍和分析。

首先是摩洛哥，按照摩洛哥政府的规划，未来四年内全国可再生能源发电占比将提升至42%，光热装机容量有望在中期扩大至660MW。目前，摩洛哥南部地区正在建设全球最大的光热发电综合项目Noor，光热发电总装机高达510MW，装机160MW的一期工程Noor1槽式电站已正式投运，而后续项目Noor2（200MW，槽式）和Noor3（150MW，塔式）电站正在建设中，整体投运后产生的电能将足够满足100万摩洛哥家庭使用。

南非的光热发电市场则以2015年KaXuSolarOne电站的正式投运拉开序幕，该项目装机100MW、配置3小时储能。此外，由ACWA和SolarReserve共同开发、采用塔式技术路线、配备12小时储热系统的Redstone项目也已进入电力采购协议的签署阶段，该项目度电成本估算约为RMB0.812元。南非光资源优势较大，再加上可再生能源独立电力生产采购计划（REIPPPP）的政策支持，预计中期光热发电装机总量将达600MW。

此外，智利的光热电站装机容量有望在2021年达到615MW，由于该国北部的采矿业需要大量的基础负荷电力，加之该国优越的光资源条件，可配备超12个小时的储能时长，吸引了全球光热项目开发商的注意力。值得一提的是，不久前智利光热发电市场还爆出了史无前例的超低光热竞标价。SolarReserve投标的Copiapo塔式熔盐光热电站投资成本估算为20亿美元，装机240MW，储热时长为14个小时，投标价格为创最低纪录的$63/MWh（约0.42元/kWh）。SolarReserve希望该项目未来可以配合光伏为采矿业提供全天候的电力，并计划在12月再次为该项目投标。

目前，总装机为1.349GW的中国首批光热示范项目已开始启动建设，根据政府要求所有项目均配备4小时以上储能系统，电价核准为RMB1.15元。根据太阳能发展十三五规划，到2020年计划实现光热发电装机5GW。

从现有光热发电装机容量来看，中国仅有18MW左右，与已有大型商业化项目投运的摩洛哥和南非尚不能相提并论。但从中期规划来看，若中国能够按时完成2020年光热发电装机5GW的目标，很有可能成为光热新兴市场中的领头羊，光热装机量甚至可能超越老牌光热发电市场西班牙和美国。不过对于等待政策多年终于迎来行业启动的中国光热发电业界来说，如何顺利完成首批光热示范项目开发并按时投运才是最重要的，而首批光热示范项目的开发质量或直接影响未来中国光热发电行业政策走向甚至行业命运。