近日，获悉某由央企参股的光伏电站投资商正面临巨大的财务压力。在补贴拖欠的阴影之下，该公司已经持续数月深陷债务违约的困境中。据知情人透露，继地面电站之后，该企业投资的全额上网分布式光伏电站，因补贴拖欠，“融资的贷款还不上已经有几个月了”。

不仅全额上网分布式项目，据了解到，目前除了江苏、山东、浙江部分地区由国家电网代发之外，自发自用余电上网模式的分布式项目补贴也一直处于拖欠状态。某分布式光伏投资商告诉笔者，即使是进入1-7批可再生能源补贴目录的项目，补贴也没有发齐全，“分布式项目大部分都是1-7批补贴目录之外的”，上述人士强调。

2018年531之后，大部分地区国网已经停止了工商业分布式项目补贴垫付。可再生能源补贴拖欠带来的财务压力已经从大型电力投资商蔓延到了中小型投资企业。

三年装机暴增700%之后：分布式光伏难逃补贴拖欠“宿命”

在政策的力挺下，我国分布式光伏从2016年开始进入了发展的快车道。2015年底，我国分布式光伏累计装机仅有6GW左右，这其中还包括部分地面分布式光伏项目。经历2016-2018年三年时间，到2018年底分布式光伏累计装机规模已经超过50GW。尽管官方统计数据中，没有对分布式光伏项目进行模式的区分，但据资深行业人士介绍，其中起码有70%的分布式光伏电站为全额上网模式。

来源：国家发改委能源研究所

分布式光伏装机规模的迅速攀升，与国家政策的支持不无关系。补贴水平高、消纳条件好、补贴优先发放曾使得各投资企业趋之若鹜。为了抢占屋顶，2017年某地条件较好的屋顶租金一度被推高至10元/平方米。

然而，在可再生能源补贴资金严重不足的情况下，分布式光伏电站也难逃补贴拖欠的困境。需要注意的是，除了大型电力投资商布局分布式市场之外，在江浙一带，还有不少个人或者中小企业持有的分布式光伏项目。某资深行业人士表示，补贴拖欠的问题，业内企业尚且无法揣摩清楚，对于这些曾经将光伏视为优质资产的行业外企业来说，更是难上加难。

可再生能源补贴的拖欠，正将一部分中小投资商拉入财务漩涡之中。一般来说，光伏点只能融资会获得2-3年不等的还款宽限期。从2016年分布式光伏爆发算起，大部分项目的宽限期开始陆续到期。

出售难、宽限期至，分布式光伏投资商债务违约频发

某从事分布式光伏投融资的专业人士告诉笔者，2018年之前的全额上网分布式光伏电站项目，基本有两到三年的宽限期，宽限期内只还息不还本，宽限期结束之后需要把前几年的本金补上，然后正常还本付息；从2018年开始做的全额上网项目，基本上在定融资额度时不考虑国补部分，只考虑脱硫标杆电价，所以没有宽限期。

“还不上贷款的分布式投资企业太多了，就算三年的宽限期，现在基本上也到期了”，上述人士补充道，现在也没办法，租赁公司只能和项目方一起抗，有些租赁公司还专门设团队帮忙卖项目，不过也不好卖”。

面对补贴拖欠带来的困境，不少投资商选择了出售光伏电站来补充现金流。但相对于大型地面电站，分布式光伏电站陷入补贴发放困境之后，其出售难度远高于地面电站。加上目前全国大部分地区的限电情况已经好转的情况下，在电力体制改革有根本性的进步之前，分布式光伏在资产交易时并不具备太多的优势。

另一国内投资商相关负责人告诉笔者，在目前的光伏电站交易市场，合规性要求高、解质押难度大导致光伏电站买卖困难，“分布式光伏项目更难卖！”。

不过，相比于全额上网的分布式光伏电站，自发自用余电上网的项目资金情况相对较好。一方面，国补部分在发电收益中占比较少；另一方面，上述金融人士介绍道，“2018年之后的这部分电站，因为融资额低，只要能正常收到脱硫标杆电价，就可以以等额本金的形式正常还本付息”。

可再生能源补贴拖欠的“威力”正逐渐显现，从地面电站到分布式光伏项目，无一能幸免。可以预见的是，在出售困难的情况下，部分实力较弱的中小分布式电站投资商将在此役中被淘汰出局，但这根本原因并不在于企业本身。

补贴拖欠问题短期内无法解决，对于深陷其中的光伏企业来说，尽早进行风险规避，处理存量资产的“累赘”，把握好平价的时机，通过滚动开发摊薄成本，才是当前最为关键的问题。

有逆变器企业负责人表示，2018年海外已有一部分电站需要替换旧产品，但一方面业主优先考虑原有厂商的新产品，另一方面其企业产品质量虽受到认可，但价格处于高位，影响了出货量，但从今年开始，他们预计市场需求会有大幅增长。

　　日前，英国能源咨询机构Wood Mackenzie发布最新调研数据显示，预计2019年底，全球范围内将有约21GW的光伏电站需要更换逆变器，这一更换量约占全球逆变器市场的3.4%。Wood Mackenzie进一步预测指出，到2024年，全球将有约176GW的光伏电站逆变器使用寿命超过10年，届时，逆变器更换成本将接近12亿美元。

　　在光伏电站约25年的生命周期中，逆变器需要进行几次更换？服役期满的逆变器又要作何处理？在中国光伏平价上网渐行渐近之时，光伏逆变器又有哪些新的发展方向？

　　市场需求已开始显现

　　“Wood Mackenzie的研究结果基于的前提是光伏逆变器特别是一些早期产品的使用寿命通常在10年左右。作为逆变器生产企业，我们其实是很希望有大批存量电站去更换逆变器产品的，而且这种需求从今年开始已经显现出来了。”国内某知名逆变器生产企业相关负责人告诉记者，在2018年，该企业接到的产品替换需求只有几百MW，但从2019年开始将有大量的市场空间。“今年我们内部曾进行过评估，2019到2023年这五年间，全球市场上替换旧有逆变器产品的需求可能在86GW左右，其中包括集中式地面电站、户用电站和工商业分布式电站各种类型，集中式地面电站的替换需求将达到约37GW，特别是中国市场的集中式改造会很多。而在欧洲市场，主要是中小型的分布式项目和户用电站替换量会很大。”

　　上述负责人同时指出，如何拿到相应的市场份额取决于价格、安装便利性等一系列因素。“其实，2018年在海外市场上就已经有一部分电站需要替换旧产品。但一方面业主会优先考虑原有厂商的新产品，另一方面我们的产品质量虽受到认可，价格却一直处于行业高位，所以也会影响一定的出货量。但从今年开始，我们预计市场需求量会有很大幅度的增长。”

　　到期产品回收价值甚微

　　旧产品故障频发、效率降低，同时也缺乏升级优化的基础。Wood Mackenzie首席分析师 Garcia da Fonseca指出，虽然数字化是光伏逆变器未来的发展方向，但并非所有设施和资产都具备数字化改造的基础。“对于接近使用寿命的产品和项目，进行智能化的投资升级是没有意义的。”

　　不仅如此，也有光伏电站业主向记者透露，生产时间较早的旧有逆变器产品，一旦达到使用寿命，回收利用的价值也微乎其微。“像那种很老的逆变器，市场上几乎已经买不到相应的备品备件了，而且跟现在的新品组件也存在接入问题，价格再便宜也没人愿意收了，只能当废品称斤算两地卖。更何况现在整个光伏产业链都在降成本、降价格，大家一定都是愿意尝试新产品的。这就像是一辆接近报废的二手车，已经没有什么可回收利用的东西，而且新车的价格又不是特别高、性能又好，谁还愿意要一台报废车呢？只能是卖废铁了。”

　　高效不再是唯一标准

　　“举个简单的例子，现在你在家屋顶上装一个光伏电站，选择高效率的逆变器，每天可能比邻居多发1-2度电，但是如果有一天这个逆变器突然坏了，维修或者更换可能要花费一周左右的时间。这时候业主就渐渐明白了，高效固然重要，但同样重要的是产品的可靠性，要能够稳稳地持续发电。”在逆变器生产企业看来，业主的诉求在不断改变和提升，产品也必须适应市场的变化。

　　为此，除提升效率外，国内光伏逆变器生产企业也将提升产品的可靠性作为新的着力点。据华为智能光伏业务部相关负责人介绍，针对传统的逆变器使用寿命在10年左右的情况，华为等国内领先企业早已率先承诺产品的使用年限至少要达到20年。“国外的业主最开始听到这样的承诺是不敢相信的。实际上，在内部测试时，一些产品我们甚至是按照极端环境使用30年去做的。在此基础上，我们还要将产品的故障率降到最低，让我们的逆变器能够稳定运行20-30年。”

虽然中央财政一直积极支持可再生能源发电，但由于装机规模发展超出预期等原因，可再生能源发电补贴资金缺口较大，以致部分企业补贴资金不能及时到位。据记者了解，为解决补贴缺口问题，财政部会同有关部门积极研究提出了相关方案，并正逐步调整补贴政策。

　　数据显示，截至2018年底，我国可再生能源发电装机占全部电力装机的比重已达到38.3%，其替代作用日益突显。而根据不久前国家能源局公布的信息，2019年上半年，我国可再生能源发电装机已至7.5亿千瓦，较去年同期增长9.5%。其中，水电装机3.54亿千瓦（抽水蓄能为2999万千瓦）；风电装机1.93亿千瓦；光伏发电装机1.86亿千瓦；生物质发电装机1995万千瓦。

　　不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的历史使命似乎也已完成。

　　事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴（户用光伏是否包含其中尚未明确）。

　　以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。

　　根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。

　　财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。

　　另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。

光伏发电在推进能源转型、能源高质量发展过程中，具有不可替代的作用。在政策的驱动下，我国光伏产业经过10多年的发展，从规模来看无疑已是全球第一的光伏大国，但是光伏产业大而不强、大而不优的问题依然突出。如何促进我国光伏产业迈向全球价值链中高端？

日前，工业和信息化部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、国家能源局、国务院扶贫办联合发布的《关于开展智能光伏试点示范的通知》提出，支持培育一批智能光伏示范企业，包括能够提供先进、成熟的智能光伏产品、服务、系统平台或整体解决方案的企业。支持建设一批智能光伏示范项目，包括应用智能光伏产品，融合大数据、互联网和人工智能，为用户提供智能光伏服务的项目。

大而不强、大而不优的问题突出

光伏发电作为新兴行业的重要代表,具有广阔发展前景。作为光伏产业的后起之秀，我国大量企业纷纷入局投资，并积极参与国际竞争，光伏发电产业链逐步完善，实现多晶硅、硅片、电池、组件、逆变器等主要产品产量均连续多年位居全球首位。

数据显示，今年上半年，我国多晶硅产量为15.5万吨，同比增长8.4%；硅片产量为63GW，同比增长26%；电池片产量约为51GW，同比增长30.8%；组件产量约为47GW，同比增长约11.9%。

与此同时，我国光伏发电新增装机量连续6年位居全球第一，累计装机量连续4年位居全球第一，已经具备了相当的产能规模，规模效应逐渐显现。数据显示，截至2019年6月，全国光伏发电累计装机规模达185.59GW，同比增长20%，新增装机规模达11.4GW。

此外，我国光伏发电行业在技术创新方面也取得积极成效。如在电池片方面，单晶PERC、多晶电池、Topcon、HIT等不同电池技术路线转换率不断打破记录；在晶硅组件方面，半片、拼片、叠瓦、MBB等技术层出不穷；设备国产化进程加快。

国家可再生能源产业技术创新战略联盟理事长张平表示，目前我国光伏产业在制造业规模、产业化水平、应用市场拓展等方面均位居全球前列，已具备向智能光伏迈进的坚实基础。

但与光鲜的规模数据相比，在天合光能制造部总裁华敏洪看来：“我国光伏产业主要产品产量和装机规模虽然已经连续多年位居全球首位，但产业大而不强、大而不优的问题仍十分突出。”

据介绍，我国光伏产业面临的发展问题主要表现在：光伏的技术创新能力不够，目前主要集中在价值链低端，在国际高端市场竞争力不足。与此同时，诸多关键设备和专用材料依然需要依靠进口，如用于制作银浆的银粉约60%仍然依赖进口，制造封装胶膜的VA颗粒也基本依赖进口……

张平表示，虽然光伏产业“量”上去了，但依然缺少“质”，诸多核心技术依然严重受制于人。“光伏产业要想再上台阶，必须向更高端、更高效的方向转型，促进我国光伏产业迈向全球价值链中高端。”

智能光伏试点示范促产业高质量发展

面对产业大而不强、大而不优的发展窘境，我国光伏发电产业在积极寻求转型升级之路。此次发布的《通知》提出，开展智能光伏试点示范工作，鼓励智能光伏产业技术进步和扩大应用，推动光伏产业高质量发展。

“智能化试点示范工作已开始展开，光伏产业该如何实现智能化升级呢？这是光伏企业必须面对的问题。”在张平看来，“智能光伏的发展，离不开能源、信息两大领域的跨界创新。”

张平进一步表示，光伏产业将从制造到运维，进行全生命周期的信息化、系统化、智能化、自动化集成，与大数据技术、人工智能、5G通信等技术深度融合，实现从“制造”到“智造”的转型升级。光伏企业要加快产业技术创新，提升智能制造水平，并积极推动互联网、大数据、人工智能、5G等新技术与自身需求融合发展。

智能化创新不仅仅制造端的创新，应用端上也需要进行智能化改造升级。“目前，国内人工智能、物联网、大数据等技术发展水平不断提高，与光伏产业相结合，不仅极大提高生产效率及产品质量，也可以光伏发电的智能应用与发展。”PGO光伏绿色生态合作组织秘书长周元表示，“在应用端，通过智能光伏电站建设与运维可以促使光伏发电用电更安全、高效、方便，且成本更低。”

更重要的是，推动智能光伏的发展，企业是最主要力量。张平表示，通过示范试点项目建设带动产业创新，调动光伏企业创新的积极性，可以推动智能光伏发展，为行业树立标杆。“这是此次出台政策开展智能光伏试点示范工作的初衷。”

“对光伏企业而言，需要从以制造和成本取胜转向以技术和创新为驱动。”华敏洪认为，企业要利用大数据分析、云计算、移动互联等ICT技术，实现智能生产、智能物流与供应链、智能管理、智能运维、智能服务。

“光伏企业从铸锭、切片、电池、组件的制造到电站设计建设在到电站的运维，要实现全生命自动化、智能化、信息化。”在阿特斯阳光电力集团销售运营及战略计划副总裁熊海波看来，这就需要加大智能化改造和技术研发投入，打造智能工厂、智慧电站。

对此，山东航禹能源有限公司董事长丁文磊也表示：“通过智能化监控系统，可以对每块组件运行电压、电流等各项数据进行实时跟踪分析，对各个异常数据做到归类整理，以此监控整套光伏发电系统的安全、有效运行，实现光伏系统的主动运维，能极大地节省运营维护成本。”

Facebook 、苹果、亚马逊、Google 这些科技互联网公司的业务重心都有所不同，但近几年都都不约而同在一个领域不断加大投入，那就是可再生能源。

今年4月亚马逊公布了3个新的风力发电项目，并表示全球基础设施要在2030年达到100%采用可再生能源，到2040年实现零碳排放。

其实早在2014年，亚马逊的第一个风力发电厂就已经在印第安纳州的本顿县启用，而新的三个风力发电厂，其中一个位于加利福尼亚南部特哈查比山脉，在这座山脉进行风力发电的科技公司不仅仅是亚马逊这一家。

据悉这座山脉约有4731台涡轮发电机，能产生3200兆瓦的电力，由于这里风速强劲，拥有风力发电最好的「天时地利」，Google母公司Alphabet 的部分电力供应也是来自这里。

亚马逊在过去几年开发了多个风力发电项目，其中在印第安纳州的风力发电厂已经能满足 Amazon Web Services 数据中心的电力需求。而 Facebook 位于内布拉斯加州帕皮利恩(Papillion)的数据中心，同样由附近 100 多个大型风力发电机供电。

这些风力发电项目多建在边远的农村地区，同时也带动了这些地区的经济增长。根据美国劳工统计局的预测，从 2018 年到 2028 年，风力涡轮发电机技术人员的岗位将增加57%。

除了风力发电，太阳能也是互联网巨头青睐的可再生能源，美国新墨西哥州正在建设的建设两个50兆瓦的太阳能项目，在不久的将来将会为 Facebook 数据中心供电，以帮助Facebook实现在2020年100%使用可再生能源的目标。

Google近几年也先后投资了美国加州太阳能公司（SolarCity）、Ivanpah 地面光伏电站等新能源项目，为其在4 大洲的14 个数据中心供电，并计划在 2025 年前使用3600兆瓦来自可再生能源的供电。而苹果已经在去年宣布全球各地的设施已经100%使用可再生能源供电，包括苹果全球43个国家和地区的 Apple Store、办公室、数据中心和其他场所。

可以看到这些科技公司在可再生能源的上投入，最主要的原因之一就是为自家的数据中心供电。作为全球最大的几家科技互联网公司，Facebook、Google 、苹果、亚马逊的数据中心存放着支持几十亿用户数据量的服务器，耗电量十分惊人。据统计，全球数据中心的电力消耗总量已经占据了全球电力使用量的3% ，按现在的电力价格估算，到2025 年全球数据中心的电费将会超过百亿美元。互联网巨头纷纷要提高可再生能源的使用比例，既可以大大降低成本，而在边远农村投资的新能源项目，往往还能获得当地政府的补贴，此外还能通过环保提升自己的企业形象，一举多得，也难怪大公司都盯上可再生能源了。

脚下灰黑色的柏油路蜿蜒向前、路旁三五米宽的板石河流水潺潺、稍远处农田里是刚整理好的秸秆堆、再远些丘陵上是一块块一人多高的光伏发电板……这是记者12日在山东日照东港区三庄镇板石村看到的景象。

“这个光伏发电项目占地4700多亩，属于板石村的约2500亩。从2017年开工建设到今年6月二期工程完工，架设约30万块光伏发电板，设计发电容量为90兆瓦。”登上附近的制高点后，光伏电站项目负责人李谦育望着眼前成片的光伏发电板说到。

成行成列的光伏发电板，仿佛为连绵起伏的丘陵披上了一层鳞片。仔细观察，地势起伏越明显的地方，比如山水沟两侧、山顶与山脊，这些青黑色的“鳞片”就越密集。那些地势平缓靠近水源的地方，依然种有玉米、花生、小葱等农作物。

据李谦育介绍，光伏电站项目约一半经费来自金融扶贫资金。电站投产后，能够带动1419户贫困户稳定脱贫，每户每年可得到3000元收益。同时，光伏发电板所占用的土地，每亩每年还有相应的土地流转费用，具体金额根据当年700斤小麦的市场价格折算。

“这个项目忒好嘞。咱出门去给除个草，一天也能挣个50块钱。一年总共能赚个三四千块钱吧。”62岁的张红彩是板石村的一位独居老人，她两个女儿在日照市打工，平常家里家外主要靠她一人打理。

张红彩家原有4亩多地，为光伏电站项目流转了2亩地，其余作为口粮田种点花生与粮食。在她今年新搬进的农家院里，屋檐下晾着金黄色的玉米棒子，屋里堆着还沾有土屑的花生。簇新的电冰箱里，3个冷藏隔断都塞着水产品、肉制品。

44岁的刘峰桂，是板石村党支部书记。在他看来，举目可见的光伏电站不仅让村里23户贫困户少了后顾之忧，更为村庄焕然一新提供了契机。“去年村集体收入约100万元，村里竖起来63根太阳能灯杆、24个安防摄像头。今年准备把村路重新铺一遍，让乡亲们一出门就能走上硬化路。”刘峰桂说，过去板石村地处县区交界、丘陵薄田多，发展总不给力。如今，他有信心用几年时间把村子带进前列。

板石村的变化，是日照市金融扶贫工作的一个缩影。据统计，截至今年5月末，日照各级财政共安排贴息、担保与风险补偿金1.52亿元，撬动金融机构资金10.16亿元，带动贫困人口4.3万人，户均年收入增长4000余元。

“扶贫信贷的资金好找，但能持续产生效益的项目难寻。所以我们就积少为多，将这些原本分散的扶贫资金汇聚到优质项目上，依靠形成闭环的监管制度让每一分钱物尽其用、每一分收益各归其位。”日照市委扶贫办行业社会与金融合作组组长朱继生说。

记者了解到，目前日照扶贫信贷资金监管，已形成“一个合同、三个协议、四个监督”的格局。贫困户与银行签订贷款合同，正常申领贷款。然后，贫困户与扶贫合作企业、扶贫合作企业与银行、扶贫合作企业与扶贫办之间分别签署委托经营协议、担保还款协议和保底收益保证协议。具体资金流向、用途、效力还要接受当地财政、审计、银监局、人民银行等多部门监督。

朱继生表示，当前参与金融扶贫合作项目的企业共有7家，既有规模稳定、资产优良的国资企业，也有经营良好、信誉过关的民营企业。这些企业通过打造特色优势产业项目，来保障今后的履约还款能力。

随着脱贫攻坚工作进入冲刺阶段，日照市的11.79万建档立卡贫困人口和301个省市扶贫工作重点村已在2018年底全部实现脱贫、摘帽。同时，2016年、2017年发放的扶贫信贷资金，正陆续进入三年期贷款的尾声。

“我们正在尝试利用这些金融扶贫项目的部分盈利，成立扶贫基金。在巩固多年来脱贫攻坚成果的基础上，为未来可能的新生贫困人口建立更坚实的托底帮扶之网。”朱继生告诉记者，2018年东港区就通过这样的形式救助100多人次，救助金额约100万元。

金融扶贫所滋养的富裕之花，正越开越美。

业内认为，补贴退坡是大势所趋，但应该是一个渐进的过程，不同产业区别对待，不搞“一刀切”。

目前，光热发电产业尚需一段时间，使刚刚建立起来的产业链得到规模化发展，从而降低发电成本，最终完全走向市场。

获得政策大力支持的光热发电项目，今年底或将迎来“大丰收”。刚刚过去的9月，中电建青海共和50MW熔盐塔式光热发电项目、鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程50MW光热发电项目成功并网发电。有知情人士向记者透露：“预计今年年底前，我国有望再并网4个项目，新增装机250MW左右。”

自2005年发展至今，我国光热发电产业从无到有，已经具备了相当的产能规模，规模效应逐渐显现。然而，喜悦伴随着焦虑。采访中多位业内人士表达了“补贴若突然退坡，可能导致光热发电产业发展停滞”的担心，期望给予合理的缓冲期。

示范效果显著，设备国产化率已超90%

从2016年国家能源局启动首批20个光热发电示范项目以来，光热发电装机规模总量达1.35GW，开启了我国光热发电的商业化进程，并带动了一批材料、设备制造以及电站建设企业快速发展。截至目前，首批示范项目中共有4个建成投产，并网运行的光热发电项目累计装机量达到320MW。

“虽然我国光热发电起步较晚，但部分技术已经走在国际前列。”电力规划设计总院副院长孙锐告诉记者，通过首批示范项目，带动了相关企业自主创新，突破了多项核心技术，并形成了完整的产业链，目前设备国产化率超过90%。

据统计，截至2018年底，我国具有槽式玻璃反射镜生产线6条，槽式真空吸热管生产线10条，机械传动箱生产线5条，液压传动生产线2条，导热油生产线3条，熔融盐生产线3条，定日镜生产线5条，槽式集热器生产线3条，塔式吸热器生产线3条。

“例如，塔式聚光集热系统，在国际上也只有几家公司掌握该项技术，首航节能和中控太阳能等龙头企业，通过自主研发掌握了关键技术。项目建成投运后，运行性能良好。另外，兰州大成通过自主研发，掌握了熔盐菲涅尔式聚光集热技术，并率先开展了世界首个商业化电站建设。正在建设中的玉门鑫能项目，也是全球第一个采用二次反射塔式聚光集热技术的商业电站。”孙锐介绍说。

北京首航艾启威节能技术股份有限公司(简称“首航节能”)董事长黄文佳告诉记者，“经过多年技术积累，小试、中试、企业示范项目和国家首批示范项目建设，光热产业积累了许多设计、制造、安装、运维等方面的人才，培养了多家系统集成商，吸取了大量经验与教训，为下一批项目减少建设成本、提高效率提供了借鉴和依据，将有力地提高光热发电的经济和社会价值。”

“示范项目所展现出的技术创新和工程能力，带动了产业链成本下降。”浙江中控太阳能技术有限公司(简称“中控太阳能”)董事长金建祥表示。

来自光热发电的新需求，化解了部分燃煤发电设备的过剩产能。“伴随着我国能源转型步伐的加快，传统煤电设备制造业产能过剩，正面临生存的困境。光热发电使用的汽轮机发电机组、蒸汽发生系统、换热器、泵、阀门、高温管道等设备和材料，正是煤电设备制造企业的优势产品，我国光热发电的发展将为煤电设备制造业提供绝好的转型机遇。”孙锐表示。

集发电储能于一身，能源转型光热不可或缺

孙锐分析说：“光热集发电和储能于一身，同一地点、同等容量的光热发机组的发电量是光伏的2.6倍，能够提供100%电力保障，可以显著减少高比例风电和光伏接入后电力系统对储能电站容量的需求，与光伏、风电形成互补。”

孙锐认为，随着我国新能源占比不断提升，煤电占比持续降低，西部地区风电和光伏依赖煤电打捆外送的模式将不可持续。以甘肃酒泉至湖南的±800千伏祁韶线为例，该输送通道已经建成投运，原规划设计外送电量的60%为煤电，配套煤电机组600万千瓦，其中新建400万千瓦。然而在全国煤电机组过剩情况下，能源主管部门暂停了200万千瓦煤电机组的建设。由于缺少调节电源，该通道的输电功率与设计值相差甚远，当地的风电、光伏电力送不出去，弃风、弃光严重。

“如果建设200万千瓦光热发电替代被暂停的煤电机组，外送的可再生能源电力比重将提升到80%以上，目前地方政府已开展了相关研究工作。”孙锐透露。

尚需政策缓冲，宜先“规模化”后“市场化”

光热产业方兴未艾，如何破解发电成本高企难题，黄文佳和金建祥早已成竹在胸，再经过2-3轮示范项目的持续建设，光热发电有望实现调峰平价。“迪拜、智利的业主来华考察我们的项目时，对国内技术发展和成本下降的速度感到十分惊讶。”黄文佳表示。

孙锐分析认为，如果光热发电装机每年保持一定的增长规模，使产业链逐渐发展壮大，保守估算，到2025年，光热发电成本将下降至0.76元/千瓦时，到2030年将下降到0.7元/千瓦时以下。“如果参照国际经验，依据负荷侧的峰谷分时销售电价叠加电网的输配电价格确定发电侧的上网电价，光热发电依靠自身的技术优势，可将发电量优化调整到高峰和平峰时段，不仅满足了系统的调峰要求，也实现了自身可靠、灵活电力的经济价值，在市场中一定能够得到很好的发展。”

采访中，多位业内人士担心，我国光热产业尚处于示范发展阶段，如果补贴政策发生重大调整，不仅会导致产业陷入停滞不前的窘境，还有可能让刚刚培育起来的产业夭折。而一旦失去国内的创新及产业链成本优势，中国企业在国际市场的竞争力将不复存在。

“补贴退坡是大势所趋，但应该是一个渐进的过程，具体产业区别对待，不搞‘一刀切’。”孙锐认为，目前光热产业尚需一段时间，使刚刚建立起来的产业链得到规模化发展，从而降低发电成本，最终完全走向市场。

“如果每年保持一定的装机规模，光热发电产业将得到快速发展，发电成本将可以大幅下降，同时，伴随上网电价形成机制的市场化改革，有望在2025年左右摆脱对补贴的依赖。”孙锐表示。

“光热发电项目建设周期长，同时，我国西北部独特的气候环境导致有效工期不足8个月，因此首先要因地制宜、实事求是，给光热产业发展一个合理的缓冲期，以免造成大起大落。”国家太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长王志峰坦言。

入秋的德令哈市，天高云淡、阳光灿烂，阳光下人们包裹得严严实实，生怕被强烈的紫外线灼伤。对能源行业来说，这光照反倒成了最好的资源。在青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市市郊，宽广的戈壁滩上分布着一片片银光闪闪的太阳能板，这里形成了一座“太阳岛”，将太阳能转化为热能，进而转化为电能。这里是中广核太阳能德令哈有限公司，每年发电两亿度，已经并入国家电网，也就意味着中国每个家庭使用的电都有可能是来自德令哈的“绿电”。

　　中国的太阳能光热发电产业及相关技术的发展起步于21世纪初。随着技术成熟，中国企业增强了“走出去”的信心。中企参与的迪拜700兆瓦光热发电项目，被称为“是世界上规模最大、技术最先进的光热发电站”。假以时日，光热发电相关产业有望成为继高铁之后，中国的又一张“国家名片”。

　　电站占地360个足球场

　　“这里就是一个超级太阳能热水器。”中广核太阳能德令哈有限公司总经理助理尹航向记者形象地比喻。光热发电站占地2.46平方公里，相当于360多个标准足球场的面积，采用了槽式导热油集热技术路线，由太阳岛、热传及蒸汽发生系统、储热岛、发电岛四大部分组成。

　　记者看到的数不清的“镜子”实际上是“太阳岛”上的“集热器”，共25万片62万平方米。为最大限度利用光能，这些“镜子”可以像向日葵一样随着太阳的方向转动。如此，热量将源源不断地收集起来。

　　尹航介绍，德令哈项目配备了一套低成本、大容量、无污染的储能系统。他说：“光伏发电和风电都属于清洁能源，对环境友好，缺点是连续性差，遇到阴雨天就无法继续利用太阳能发电，因此对国家用电安全的影响较大。槽式光热发电项目可以利用熔融盐储罐来进行热储能，当光照不足时，存贮的热量可以继续发电，实现24小时连续稳定发电，对地区电网的稳定性起到极大的改善作用。”

　　据介绍，德令哈项目年发电量可达两亿度，与同等规模的火电厂相比，每年可节约标准煤6万吨，减少二氧化碳等气体排放14万吨，相当于植树造林4200亩。

国家首个光热发电项目

　　德令哈是蒙古语“金色的世界”的意思，这里地处青藏高原，太阳辐射强烈。德令哈光热发电项目拥有多个“第一”，它是国家能源局批准的首批20个光热示范项目中首个开工建设、并网投入运行的槽式光热发电项目，又是中国电力行业首个获得亚洲投资开发银行低息贷款支持的电站。

　　尹航此前在中广核新能源集团北京总部工作，去年4月来到青海。去年6月，该项目正式并网投用，中国由此成为第8个掌握大规模光热技术的国家。他对记者介绍，发展清洁能源是大趋势，国家在这方面正在进行不断尝试。目前世界的光热电站有90%以上集中在美国和西班牙等国家。他说：“德令哈项目成功运营后，可以为我国在设备生产制造、运行维护等方面提供经验，为更安全、经济地建设大规模光热电站，发展清洁能源奠定基础。”

　　下一张“中国名片”？

　　一般来说，太阳能光热发电有槽式、塔式、碟式（盘式）、菲涅尔式四种形式。中国的太阳能光热发电产业及相关技术的发展起步于21世纪初。2006年12月，国家“863”计划“太阳能热发电技术及系统示范”重点项目正式立项，其目标是研究塔式太阳能热发电关键技术，建立太阳能热发电实验系统和实验平台，探索高效能、大规模、低成本的商业化电站的技术路径，为我国太阳能热发电技术的研发奠定基础。

　　随着技术成熟，中国企业增加了“走出去”的信心。2018年4月13日，上海电气与ACWAPower公司在上海签订迪拜水电局光热四期700兆瓦电站项目总承包合同。该项目由三个装机为200兆瓦的槽式电站和一个装机为100兆瓦的塔式电站组成，总计700兆瓦，是目前世界上投资规模最大、装机容量最大、熔岩罐储热量最大的光热项目；同时，该项目100兆瓦熔盐塔式电站塔高设计为260米，为目前世界最高。能够拿下这一项目，充分说明了中国企业在这一领域的技术实力。中国国家领导人曾提到迪拜700兆瓦光热发电项目，盛赞它“是世界上规模最大、技术最先进的光热发电站”。

　　假以时日，光热发电相关产业有望成为继高铁之后，中国的又一张“国家名片”。

随着我国可再生能源的快速发展壮大，如今光伏、风电都已经成了老百姓生活中耳熟能详的事物，但提起光热发电，了解的人可能就没有多少了。

　　迪拜时间9月19日，一座占地面积44平方公里，全球迄今为止规模最大的光伏光热太阳能发电项目打破了沉寂已久的迪拜沙漠。这座由中国企业承建的950兆瓦光热光伏混合发电项目的首台槽式集热器当日组装成功。该项目建成后，每年不仅为迪拜32万多家住户提供清洁电力，还将减少160万吨的碳排放量。

　　同在9月19日这一天，中电建青海共和50兆瓦熔盐塔式光热发电项目、鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程50兆瓦光热发电项目成功并网发电，为助推我国能源转型再添新样本。自2005年发展至今，我国光热发电产业从无到有，已经具备了相当的产能规模，规模效应逐渐显现，对产业的结构优化和成本的降低产生了积极的影响。

　　什么是光热发电？

　　说起太阳能热利用，其实大家并不陌生，遍布中国屋顶的太阳能热水器就是太阳能低热应用的一个典型场景，而太阳能热发电则是太阳能高热应用的一种方式。

　　太阳能发电主要有光伏和光热两种形式，光伏利用硅电板将太阳能直接转换为电能；光热则将太阳能转化为热能，利用热能产生过热蒸汽推动机组发电。光热发电和火力发电的原理基本相同，后端技术设备一模一样，不同的是前者利用太阳能搜集热量，后者是利用燃烧煤、天然气等获取热量。

　　我国发展光热发电的潜力十分巨大。资料显示，从太阳能资源、土地情况、水资源等条件来看，青海省德令哈、格尔木地区，甘肃省酒泉、张掖地区，内蒙古阿拉善盟、巴彦淖尔地区，新疆哈密、吐鲁番地区等均具备支撑建设千万千瓦级太阳能热发电项目优越资源条件，具备建设条件的商业化光热发电项目装机容量达235.3吉瓦。

　有了光伏、风电，为什么还要发展光热？

　　与其他可再生能源相比，光热发电是目前唯一有望替代火电作为基础电力的清洁能源形式，解决了新能源领域的“最大难题”——能量储存，从而实现了电力输出“连续、稳定、可控”，而且直接输出交流电，并网友好。

　　中国工程热物理学会副理事长、北京工业大学传热强化与过程节能教育部重点实验室主任马重芳说，在储能领域，目前基本上都是用化学储能（蓄电池），做不到“大规模、长寿命、低成本”。光热发电的“熔盐储热”是一种物理储能的方法，通过数以万吨计的高温熔盐可以储存数以百万千瓦时的能量。

　　同时，光热发电虽然是新能源技术，但是与传统产业紧密结合，产业辐射力强。中国华电工程（集团）有限公司总工程师黄湘说，光热电站的原材料主要为玻璃（镜面）、钢铁（支架）、混凝土（储罐）、化工材料（熔盐）等，其发展过程中可以消化钢铁、玻璃、水泥等过剩产能，成为经济发展的新方向、新支点、新动力。

　　我国已掌握多项核心技术

　　虽然光热发电在我国发展的历史并不短，但直到2016年，国家能源局启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达1.35吉瓦，这才正式开启了我国光热发电的商业化进程，并带动了一批材料、设备制造以及电站建设企业快速发展。

　　截至目前，首批示范项目共有4个项目建成投产，并网运行的光热发电项目累计装机量达到320兆瓦。预计今年年底前，我国有望再并网4个项目，新增装机250兆瓦左右。

　　“虽然我国光热发电起步较晚，但部分技术已经走在国际前列。”电力规划设计总院副院长孙锐告诉记者，通过首批示范项目，带动了相关企业自主创新，突破了多项核心技术，并形成了完整的产业链，目前设备国产化率超过90%。

　　据统计，截至2018年底，我国具有槽式玻璃反射镜生产线6条，槽式真空吸热管生产线10条，机械传动箱生产线5条，液压传动生产线2条，导热油生产线3条，熔融盐生产线3条，定日镜生产线5条，槽式集热器生产线3条，塔式吸热器生产线3条。