【中玻網】據CSPPLAZA研究中心此前統計，截至2015年底，大部分國家已建成光熱發電總裝機約為4940.1MWe，加上于今年2月5日宣布投運的南非較早的塔式光熱電站KhiSolarOne電站（裝機50MW）和于今年10月份宣布投運的大部分國家較早的光熱綜合能源利用項目（位于南澳大利亞，裝機36MWth）等，目前大部分國家已建成商業化規模的光熱電站已超過5GW。
　　
　　而據全部能源署（IEA）預計，在接下來的五年里，還將有總容量為6.4GW的光熱項目投入建設，且幾乎所有項目都會配備儲能系統，同時這個數字也有可能隨著光熱技術的發展以及各國對光熱的加速部署而增加，較多或可超一倍。
　　
　　中國等四大光熱新興市場正在崛起
　　
　　IEA發布的較新《可更新能源中期市場發展報告》顯示，中國、智利、摩洛哥和南非很可能會是未來五年內太陽能熱發電的主要市場，而光資源條件較好的澳大利亞并未入列。盡管澳大利亞聯盟黨和工黨在選舉中都提到了對光熱利用及存儲技術尤其是儲能型塔式光熱發電技術發展的支持，但就目前現狀來看，澳大利亞很可能將錯過在光熱技術上做一個先行者的良機。
　　
　　目前，在全部光熱發電行業較為優異的企業有沙特ACWA電力、美國亮源（Brightsource)、美國Solar Reserve和西班牙阿本戈（Abengoa）等，但阿本戈目前正在竭力擺脫破產危機，其開發的多個光熱發電項目也被迫推遲。上述企業中，Solar Reserve和Abengoa均開拓過澳大利亞市場。據此前報道，SolarReserve已經向澳州相關部門提交了建設熔鹽塔式光熱電站的規劃方案，但西班牙光熱巨頭Abengoa因深陷破產泥潭、財政困難而不得不無限期推遲在西澳大利亞建設光熱實驗電站的計劃。
　　
　　可更新能源消納難題凸顯光熱儲能調峰優勢
　　
　　全部光熱發電市場于幾年前快速發展，但很快在太陽能光伏發電成本驟降的壓力之下減速。現在，隨著風能、太陽能等可更新能源比重不斷加大，電網消納能力不足又成了各國面臨的普遍難題，因此大家再次將注意力轉向具有儲能優勢的光熱發電技術上。
　　
　　IEA在其報告中提到，盡管目前光熱發電技術的市場占有率有限，但其作為一種擁有非常大儲能優勢的可更新能源技術，能夠為電網提供穩定性與靈活性兼具的清潔電力。
　　
　　IEA表示，熔鹽存儲概念初被提出時一度被認為是一個新奇的事物，而現在則早已經被光熱發電行業普遍接受，其良好的發展前景也已得到業界公認。Solar Reserve已在內華達州成功建設了一座裝機110MW的塔式熔鹽光熱電站——新月沙丘，同時還規劃在智利和南非開發多個光熱發電項目，且均將配備熔鹽儲熱系統。
　　
　　在目前的全部新能源市場，因為要滿足晚高峰電力需求及承擔調峰的需要，儲能已變得愈發重要，這也是為什么在像南非這樣的國家，相關部門所簽訂的光熱電站購電協議有半數以上要求配備儲能系統。而在智利北部，光熱則可以和大規模光伏電站相結合來提供基荷電力，以滿足國家采礦業巨大的用電需求。
　　
　　光熱發電成本正急速下降
　　
　　據IEA介紹，光熱發電成本正在急速下降，雖然成本更大程度上決定于項目選址、光場面積、儲能時長以及當地的勞動力和融入資金成本等因素，但隨著資金領域對光熱發電技術越來越熟悉，光熱發電成本還將進一步下降。
　　
　　此外，作為一種相對復雜的新興技術，在分析LCOE時光熱發電的融入資金成本往往按較高的標準計算，但可以預期的是，隨著標準化電站設計和規模化光熱裝備市場的不斷成熟，光熱發電的投入資金成本在發展中期將大幅下降。
　　
　　中國或后起居上成為光熱新興市場領頭羊
　　
　　IEA報告對四大光熱新興市場的發展現狀和中期發展趨勢進行了簡要介紹和分析。
　　
　　首先是摩洛哥，按照摩洛哥相關部門的規劃，未來四年內全國可更新能源發電占比將提升至42％，光熱裝機容量有望在中期擴大至660MW。目前，摩洛哥南部地區正在建設大部分國家非常大的光熱發電綜合項目Noor，光熱發電總裝機高達510MW，裝機160MW的一期工程Noor1槽式電站已正式投運，而后續項目Noor2（200MW，槽式）和Noor3（150MW，塔式）電站正在建設中，整體投運后產生的電能將足夠滿足100萬摩洛哥家庭使用。
　　
　　南非的光熱發電市場則以2015年KaXuSolarOne電站的正式投運拉開序幕，該項目裝機100MW、配置3小時儲能。此外，由ACWA和Solar Reserve共同開發、采用塔式技術路線、配備12小時儲熱系統的Redstone項目也已進入電力采購協議的簽署階段，該項目度電成本估算約為RMB0.812元。南非光資源優勢非常大，再加上可更新能源單獨電力生產采購計劃（REIPPPP）的政策支持，預計中期光熱發電裝機總量將達600MW。
　　
　　此外，智利的光熱電站裝機容量有望在2021年達到615MW，由于該國北部的采礦業需要大量的基礎負荷電力，加之該國優越的光資源條件，可配備超12個小時的儲能時長，吸引了大部分國家光熱項目開發商的注意力。值得一提的是，不久前智利光熱發電市場還爆出了罕見的超低光熱競標價。Solar Reserve投標的Copiapo塔式熔鹽光熱電站投入資金成本估算為20億美元，裝機240MW，儲熱時長為14個小時，投標價格為創較低紀錄的$63/MWh（約0.42元/kWh）。Solar Reserve希望該項目未來可以配合光伏為采礦業提供全天的電力，并計劃在12月再次為該項目投標。
　　
　　目前，總裝機為1.349GW的中國首批光熱示范項目已開始啟動建設，根據相關部門要求所有項目均配備4小時以上儲能系統，電價核準為RMB1.15元。根據太陽能發展十三五規劃，到2020年計劃實現光熱發電裝機5GW。
　　
　　從現有光熱發電裝機容量來看，中國僅有18MW左右，與已有大型商業化項目投運的摩洛哥和南非尚不能相提并論。但從中期規劃來看，若中國能夠按時完成2020年光熱發電裝機5GW的目標，很有可能成為光熱新興市場中的領頭羊，光熱裝機量甚至可能超越老牌光熱發電市場西班牙和美國。不過對于等待政策多年終于迎來行業啟動的中國光熱發電業界來說，如何順利完成首批光熱示范項目開發并按時投運才是較重要的，而首批光熱示范項目的開發質量或直接影響未來中國光熱發電行業政策走向甚至行業命運。