太陽能熱發電技術產業發展現狀與展望

杜鳳麗，原郭豐，常 春，盧智恒

（1中國科學院太陽能熱利用及光伏系統重點實驗室，北京 100190；2中國科學院電工研究所，北京 100190；3阿本戈太陽能技術（北京）有限公司，北京 100027）

太陽能熱發電是將太陽能轉化為熱能，通過熱功轉化過程發電的技術[1]。采用這種光電轉換技術的電站稱為太陽能熱發電站。根據收集太陽輻射方式的不同，太陽能熱發電技術可分為塔式太陽能熱發電、槽式太陽能熱發電、碟式-斯特林太陽能熱發電和線性菲涅耳式太陽能熱發電4種類型。

光學聚光比是區別4種聚光型太陽能熱發電技術的主要指標。光學聚光比是聚集到吸熱器采光口平面上的平均輻射功率密度與進入聚光場采光口的太陽法向直射輻照度之比。聚光比和太陽能熱發電的系統效率（光-電轉換效率）密切相關。一般來講，聚光比越大，太陽能熱發電系統可能實現的集熱溫度就越高，整個系統的發電效率也就越高。碟式-斯特林太陽能熱發電系統的聚光比最高，為 600～3000，塔式太陽能熱發電系統的聚光比在 300～1000之間，線性菲涅耳式太陽能熱發電系統的聚光比在150以下，而槽式太陽能熱發電系統的聚光比在 80～100。在聚光比確定的情況下，如果只是單純提高集熱溫度，并不一定能夠提高系統效率，反而可能會降低光-電轉換效率。太陽能熱發電的系統效率是集熱效率和熱機效率的乘積。如圖1所示，在某一聚光比下，隨著吸熱器工作溫度的提高，熱機效率會隨之提高，但集熱效率會逐漸下降，因而系統效率曲線會出現一個“馬鞍點”。因此必須滿足聚光比與集熱溫度的協同提高才能實現光電轉化效率的提高[2]。

圖1 聚光比、吸熱器溫度和系統效率的關系Fig. 1 Relationship between concentration ratio, HTF temperature and system efficiency

聚光型太陽能熱發電技術的主要特點如下。① 利用太陽直射光。這部分太陽光未被地球大氣層吸收、反射及折射，仍保持原來的方向直達地球表面。② 帶有相對廉價的儲熱系統，發電功率相對平穩可控。太陽能資源具有間歇性和不穩定的特點，白天太陽輻射的變化會引起以太陽能作為輸入能源的系統發電功率大幅波動，給電網系統實時平衡和穩定安全運行帶來挑戰。太陽能熱發電站配置儲熱系統，可以將多余的熱量儲存起來，在云遮或夜間及時向動力發電設備進行熱量補充，從而可以保證發電功率平穩和可控輸出，減少對電網的沖擊。③ 可與常規火電系統聯合運行。太陽能熱發電站采用汽輪機、燃氣輪機等常規熱功轉化設備進行熱功轉化驅動發電機發電，易于與燃煤、燃油及天然氣等發電系統進行聯合循環運行，節約化石燃料的消耗。同時克服太陽能不連續、不穩定的缺點，實現全天候不間斷發電，達到最佳的技術經濟性。④ 全生命周期二氧化碳排放量極低。太陽能熱發電站的全生命周期CO2排放約17 g/(kW·h)，遠遠低于燃煤電站以及天然氣聯合循環電站。

太陽能熱發電系統對環境影響極小，是實現經濟社會可持續發展的新能源技術之一，尤其是儲熱系統是太陽能熱發電與光伏發電等其它可再生能源發電競爭的一個關鍵因素。研究顯示，一座帶有儲熱系統的太陽能熱發電站，年利用率可以從無儲熱的25%提高到65%；利用長時間儲熱系統，在未來太陽能熱發電可以滿足基礎負荷電力市場的需求[3]。此外，太陽能發電系統還可以與熱化學過程聯系起來實現高效率的太陽能熱化學發電。太陽能熱發電系統余熱可以用于海水淡化和供熱工程等，進行綜合利用。近年來還有科學家提出太陽能熱發電技術用于煤的氣化與液化，形成氣體或液體燃料，進行遠距離的運輸。

1 太陽能熱發電技術類型

1.1 塔式太陽能熱發電

塔式太陽能熱發電是利用多臺跟蹤太陽運動的定日鏡將太陽輻射反射至放置于支撐塔上的吸熱器中，把太陽輻射能轉換為傳熱工質的熱能，通過熱力循環系統轉換成電能的太陽能熱發電系統。塔式太陽能熱發電系統主要由定日鏡場、支撐塔、吸熱器、儲熱器、換熱器和發電機組等組成。按照傳熱工質（heat transfer fluid，HTF）的種類，塔式太陽能熱發電系統主要有水/蒸汽、熔融鹽和空氣等形式。

（1）水/蒸汽太陽能塔式熱發電系統 以水/蒸汽作為傳熱工質，水經過吸熱器直接變成高溫高壓蒸汽，進入汽輪發電機組，系統原理如圖2所示。水/蒸汽塔式太陽能熱發電系統的傳熱和做功工質一致，年均發電效率可達15%以上。水/蒸汽具有導熱系數高、無毒、無腐蝕性等優點。蒸汽在高溫運行時有高壓問題，在實際使用時蒸汽溫度受到限制，影響了塔式太陽能熱發電系統運行參數和系統效率的提高。

圖2 水/蒸汽太陽能塔式熱發電系統示意圖Fig. 2 Schematic diagram of a solar power tower system with water/steam as HTF

（2）熔融鹽太陽能塔式熱發電系統 以熔融鹽作為傳熱介質，在吸熱器內加熱后，通過熔融鹽/蒸汽發生器產生蒸汽，并推動汽輪機發電。如圖 3所示，加熱后的熔融鹽先存入高溫儲存罐，然后送入蒸汽發生器加熱水產生高溫高壓蒸汽，驅動汽輪發電機組。汽輪機乏汽經凝汽器冷凝后返回蒸汽發生器循環使用。在蒸汽發生器中放出熱量的熔融鹽被送至低溫儲存罐，再送回吸熱器加熱。常用的硝酸鈉加硝酸鉀的混合熔融鹽沸點較高，可達620 ℃，可以實現熱能在電站中的常壓高溫傳輸，實現系統高參數運行，傳熱和儲熱工質一致，減小換熱害損失，年均發電效率可達20%。

圖3 熔融鹽太陽能塔式熱發電系統示意圖Fig. 3 Schematic diagram of a solar power tower system with molten salt as HTF

（3）空氣太陽能塔式熱發電系統 以空氣作為傳熱工質，空氣經過吸熱器加熱后形成高溫熱空氣，進入燃氣輪機發電機組發電的太陽能熱發電系統（圖 4）。空氣作為傳熱工質，易于獲得，工作過程無相變，工作溫度可達 1600 ℃，由于空氣的熱容較小，空氣吸熱器的工作溫度可高于 1000 ℃，大大提高燃氣輪機進口空氣溫度，減少燃氣用量，年均發電效率可達30%。

圖4 空氣太陽能塔式熱發電系統示意圖Fig. 4 Schematic diagram of solar power tower system with air as HTF

目前，國際上已經投入商業化運行的塔式太陽能熱發電站共有三座①，分別為PS10和PS20（圖5）以及GemaSolar電站（圖6），均位于西班牙境內。其中，GemaSolar電站是全球首座采用熔融鹽作為傳熱和儲熱介質的商業化塔式電站，于2011年5月投入商業化運行。電站占地185×106m2，容量19.9 MW，包括2650臺定日鏡，每臺定日鏡的反射面積為120 m2，太陽塔高150 m。傳熱介質為熔融鹽，吸熱器入口溫度為290 ℃，出口溫度為565 ℃。儲熱形式為雙罐直接儲熱，介質也是熔融鹽，經冷鹽罐（290 ℃）中的冷鹽泵送到太陽塔頂的吸熱器中，加熱到565 ℃后，回到熱鹽罐（565 ℃）儲存起來。儲熱容量為15 h，容量因子為75%。由于長時間的儲熱，GemaSolar電站在實際運行中曾保持連續36天每天24 h連續發電，這是其它可再生能源電站不曾實現的。其年滿負荷運行小時數約為6500 h，是其它可再生能源電站的1.5倍；年發電量約1.1×108kW·h，可以滿足西班牙安達魯西亞地區25000戶家庭的用電需求，同時減少3×104t的二氧化碳排放。

圖5 PS10和PS20塔式電站Fig. 5 PS10 and PS20 tower plant

圖6 GemaSolar塔式電站Fig. 6 GemaSolar tower plant

處于建設中的最大容量的塔式電站是 Ivanpah電站（圖7），總裝機容量為392 MW，目前已經完成85%的建設內容。需要特別指出的是，該電站采用空冷技術，每度電水耗為0.11 L，較水冷技術大大節約用水量。

圖7 建設中的Ivanpah塔式電站Fig. 7 Ivanpah tower plant under construction

1.2 槽式太陽能熱發電

槽式太陽能熱發電通過拋物面槽式聚光集熱器跟蹤太陽，使得直射太陽光聚集到吸熱管表面，以預熱吸熱管內傳熱流體，進而參與熱力循環系統發電。槽式太陽能熱發電系統一般由拋物面槽式聚光器、吸熱管、儲熱單元、蒸汽發生器和汽輪發電機組等單元組成。槽式太陽能熱發電站中，拋物面槽式聚光集熱器通過串聯和并聯方式相互連接，并通過模塊化布局形成集熱場。①電站基本數據及圖片來自企業官方網站。

導熱油是拋物面槽式太陽能熱發電系統中廣泛采用的傳熱流體。拋物面槽式集熱器將收集到的太陽能轉化為熱能加熱吸熱管內的導熱油，并通過導熱油/水-蒸汽發生器產生高溫高壓的過熱蒸汽，送至汽輪機發電機組做功發電。汽輪機出口低溫低壓蒸汽經過凝汽器冷凝后，返回導熱油/水蒸汽發生器。經過導熱油/水蒸汽發生器放熱后的導熱油返回拋物面槽式聚光集熱器進行加熱，形成封閉的導熱油循環回路。其系統流程如圖8所示。當太陽輻照強度較高時，可以將部分高溫熱量通過換熱器存儲在高溫存儲罐中，當太陽輻照強度較弱時，提取高溫儲熱罐中的熱量用于發電，以平衡太陽能波動對電力輸出穩定性的影響。

圖8 槽式太陽能熱發電系統示意圖Fig. 8 Schematic diagram of parabolic trough system

目前，槽式太陽能熱發電系統也有利用水取代價格高昂的導熱油，在集熱管中直接轉化為飽和或過飽和蒸汽（溫度可達400 ℃，壓力可達10 MPa）的直接蒸汽發生技術。采用水作為傳熱介質，可以減少換熱環節的熱損失和提高集熱島出口參數，從而提高發電效率；另外，還能夠降低環境風險、簡化電站的設計結構、減少投資和運行成本。不過，采用直接蒸汽發生技術，集熱管內易產生兩相層流現象，管體會由于壓力和溫度不均勻問題發生變形或造成玻璃管破裂；控制系統和連接部件設計相對復雜；并且，高溫高壓蒸汽非常難于實現大規模儲能。此外，國際上也有采用熔融鹽作為槽式太陽能熱發電系統的吸熱傳熱工質的示范系統，但是由于槽式系統聚光比的限制以及熔融鹽介質本身的特性，系統可靠穩定的運行仍面臨許多挑戰。

槽式技術是最早實現商業化的，也是目前在全球已經投入商業化運行中占比最大的太陽能熱發電技術類型，約占96%[4]。圖9是2012年在西班牙投入商業化運行的Valle電站①，由相鄰的兩座槽式電站組成（Valle 1和 Valle 2），總裝機容量100 MW。每座電站的聚光場進口溫度均為293 ℃，出口溫度均為393 ℃；采用雙罐間接熔融鹽儲熱技術，儲熱容量 7.5 h；年運行小時數達 4000 h，年發電量約160 GW·h，二氧化碳年減排量約4.5×104t。

圖9 Valle 1和Valle 2槽式電站Fig. 9 Valle 1&2 parabolic trough power plants

1.3 碟式太陽能熱發電

碟式太陽能熱發電系統是利用碟式聚光器將太陽光聚集到焦點處的吸熱器上，通過斯特林循環或者布雷頓循環發電的太陽能熱發電系統。系統主要由聚光器、吸熱器、斯特林或布雷頓熱機和發電機等組成，如圖10所示。碟式太陽能熱發電系統通過驅動裝置，驅動碟式聚光器像向日葵一樣雙軸自動跟蹤太陽。碟式聚光器的焦點隨著碟式聚光器一起運動，沒有余弦損失，光學效率可以達到90%。通常碟式聚光器的光學聚光比可以達到 600～3000，吸熱器工作溫度可以達到800 ℃以上，系統峰值光-電轉化效率可以達到29.4%。

圖10 碟式太陽能熱發電系統組成示意圖Fig. 10 Schematic diagram of a dish/engine system

由于每套碟式太陽能熱發電系統都可以單獨發電，所以這種技術既可以用做分布式發電，又可以進行集中式發電。由于碟式系統仍有較大的技術障礙需要突破，另外，由于其不具備儲熱系統，因此，碟式技術發展緩慢。目前，全球只有一座投入商業化運行的碟式斯特林熱發電站Maricopa，位于美國亞利桑那州，總裝機容量為1.5 MW，由60臺單機容量為25 kW的碟式斯特林太陽能熱發電裝置組成（圖11）。

圖11 Maricopa碟式斯特林電站Fig. 11 Maricopa dish/engine power plant

1.4 線性菲涅耳式太陽能熱發電

線性菲涅耳式太陽能熱發電系統是通過跟蹤太陽運動的條形反射鏡將太陽輻射聚集到吸熱管上，加熱傳熱流體，并通過熱力循環進行發電的系統。系統主要由線性菲涅耳聚光集熱器、發電機組、凝汽器等組成。

線性菲涅耳式太陽能熱發電系統通常以水/蒸汽作為傳熱流體，其基本工作過程如圖12所示。菲涅耳聚光集熱器將收集到的太陽能轉化為熱能并產生高溫高壓蒸汽，送至汽輪機發電機組做功發電，汽輪機出口低溫低壓蒸汽經過凝汽器冷凝后，返回菲涅耳聚光集熱器，形成閉合的水/蒸汽回路。

圖12 線性菲涅耳式太陽能熱發電系統原理圖Fig. 12 Schematic diagram of linear fresnel reflector system

線性菲涅耳式太陽能熱發電系統可以看做是簡化的槽式太陽能熱發電系統。采用可彈性彎曲的平面反射鏡代替高精度曲面反射鏡達到降低反射鏡成本的目的。每個反射鏡排的跟蹤旋轉角度相同，可以采用同一傳動裝置進行聯動調節，傳動系統較為簡單；單個反射鏡寬度較小，可以貼近地面安裝，風載荷大幅減小，對支撐結構和基礎的強度要求也大為降低，反射鏡可密排布置，土地使用率高；線性菲涅耳聚光集熱器的吸熱管在工作過程中固定不動，流體回路相對更安全。但是，菲涅耳聚光集熱器也存在以下缺點：各反射鏡排布緊密，反射鏡之間的遮擋較為嚴重，同時又受到余弦效應的影響，系統在早晨和傍晚的光學效率較低，造成聚光器年均光學效率較低；吸熱器的熱損失較大，系統效率較低；由于增大了反射鏡面積和反射鏡與吸熱管之間的間距，造成菲涅耳聚光集熱器的光斑增大，為了增大聚光比，需要采用二次聚光器進行二次聚光（圖13）。

圖13 菲涅耳二次聚光器結構示意圖Fig. 13 Schematic diagram of linear fresnel secondary concentrator

目前，國際上該技術形式有小規模的商業化示范。Puerto Errado 2是全球裝機容量最大（30 MW）的線性菲涅耳電站，總占地面積70×105m2，集熱器面積30.2 m2，傳熱介質為水，鏡場進口溫度140 ℃，出口溫度270 ℃，運行壓力55 bar（1 bar=105Pa），最大熱能輸出150 MW，冷卻方式為空冷，儲熱方式為單罐溫躍層儲熱，儲熱容量為0.5 h①電站技術參數來自企業網站。。電站于2012年3月在西班牙并網發電，見圖14。

圖14 Puerto Errado 2線性菲涅耳電站Fig. 14 Puerto Errado 2 thermosolar power plant

2 國外太陽能熱發電產業發展態勢

2.1 總體概述

全球太陽能熱發電裝機容量穩步上升，截至2013年 3月，國外太陽能熱發電裝機容量超過2.8 GW，其具體分布如圖15所示。西班牙和美國仍是主要市場。在西班牙，共有45座太陽能熱發電站處于商業化運行的狀態，總裝機容量達到2053.8 MW，其中槽式電站40座（1972.5 MW）、塔式電站3座（49.9 MW）、菲涅耳式電站2座（31.4 MW）。在美國，處于運行中的太陽能熱發電裝機容量為525 MW。阿聯酋、阿爾及利亞、埃及、摩洛哥和伊朗分別有一座容量超過10 MW的商業化電站，其中阿聯酋的太陽能熱發電站容量為100 MW。

圖15 國外太陽能熱發電裝機容量情況（數據來自SolarPACES執委會會議報告）Fig. 15 CSP power installation distribution

隨著運行經驗的增加，系統成本和投資風險都在逐步降低，商業化太陽能熱發電項目在全球逐步推進。根據SolarPACES統計，截至2013年4月，西班牙共6座太陽能熱發電站處于建設中，容量總計300 MW。因此，預計2013年底，西班牙商業化運行的太陽能熱發電裝機容量將達到2.35 GW。美國有 5個電站項目正在建設中，總容量達到1312 MW，單個項目容量分別為392 MW（塔式）、250 MW（槽式）、280 MW（槽式/儲熱）、110 MW（塔式/儲熱）和280 MW（槽式），另有1座容量為500 MW的太陽能混合電站正在籌備中。以色列有2個總容量為220 MW太陽能熱發電項目正在推進，其中一個為塔式電站，容量為110 MW，中標單位為Megalim（Alstom和Brightsource），上網電價約為1.351美元/(kW·h)，目前處于詳細設計階段，預計年發電量為270～300 GW·h；另外一個項目為槽式電站，進展較慢，主要原因是投標商的更換（Abengoa替換了Siemens），預計近期可以宣布中標結果。此外，Shikon & Binoy 公司通過土地招標方式正在Ze’elim地區推進第三座100 MW太陽能熱發電項目。南非100 MW的Eskom塔式空冷熔融鹽帶9～12 h儲熱系統項目將于年內啟動土建，預計2017年完成建設。法國有2個項目入選電力監管委員會組織的招標，技術形式都為菲涅耳，容量分別為12 MW和9 MW，上網電價約合0.7美元/(kW·h)。法國政府規定太陽能電站的最大裝機容量不超過12 MW[5]。

當前，產生世界需要的電力而不釋放更多的廢氣在技術上是可行的，太陽能熱發電的特性使其成為有效的可再生能源組合的重要組成部分。可調度性是太陽能熱發電站的主要優勢，這一特點可以使電網消納更多的其它間歇性發電技術。在所有可再生能源中，太陽能熱發電由于其獨特的技術特點而獨樹一幟，例如可調度性以及電網穩定性，同時也表現在對宏觀經濟的高影響性方面，通過高投資在很大程度上增加該國的國內生產總值、財政收入，減少燃料進口，創建組件生產以及電站建設和運營的工作崗位。

2.2 西班牙的太陽能熱發電

目前，西班牙堪稱是太陽能熱發電領域的典范。西班牙太陽能熱發電產業真正的商業化始于2007年，即上網電價法案（RD661/2007）頒布之后，其中規定每座太陽能熱發電站的最大容量為 50 MW。在RD661/2007法案中，規定了兩種不同的電價：① 固定電價：電站運行前 25年執行 0.28歐元/(kW·h)電價，之后執行 0.23 歐元/(kW·h)電價；② 浮動電價（市場價+補貼），并網售電價格取決于市場價（pool price），但設定最低和最高兩個限額，分別是 0.27歐元/(kW·h)和 0.36歐元/(kW·h)。由于浮動電價更有利可圖，因此幾乎所有的太陽能熱發電生產商都選擇浮動電價進行售電。得益于RD661/2007提供的一個合理的電價水平，致使西班牙太陽能熱發電站的融資和快速部署得以實現，很短時間內涌出了大量項目，總裝機容量達到 2500 MW。由于其驗證的累計運行壽命帶來的高投資信心，槽式太陽能熱發電技術成為最合適的選擇。這促進了兩個“標準的”50 MW槽式電站設計的發展，一個有儲熱，一個沒有儲熱（50MW是西班牙法律所允許的最大電站裝機容量）。然而，塔式太陽能熱發電技術也同樣受到了關注，原因是其可以實現更高的運行溫度，更高的電站效率。第一座商業化熔融鹽塔式電站于2011年在西班牙建成，額定發電功率20 MW，儲熱能力15 h，電站可以在夏季期間全天24 h持續發電。

太陽能熱發電系統自20世紀80年代已經開始證明其可靠性。目前，西班牙太陽能熱發電貢獻了超過4%的電力需求。圖16為西班牙2012年7月11日太陽能熱發電站電力輸出情況，太陽能熱發電尖峰電力貢獻率達到4.1%，同時太陽能熱發電與電力需求曲線基本吻合。整個7月份太陽能熱發電并網電力 524 GW·h[6]。

圖16 西班牙2012年7月11日太陽能熱發電站電力輸出（數據來自REE）Fig. 16 Solar thermal electricity (STE) production in Spain on July 11, 2012

2.3 國外太陽能熱發電經濟性問題

2.3.1 太陽能熱發電站初投資成本結構

地理位置、氣候條件、融資模式、技術選擇、系統設計等都會影響太陽能熱發電站的初始投資成本。以個例來說，國外商業化運行的帶7.5 h熔融鹽儲熱的50 MW Andasol槽式電站總投資3.1億歐元；無儲熱 50 MW Solnova 1號槽式電站的總投資為2.75億歐元。在西班牙，目前正在運行的太陽能熱發電項目絕大部分都是50 MW的槽式電站，而且其中絕大部分均無儲熱系統。這些項目的總承包成本主要由太陽能集熱場、導熱油系統、熱力系統、電氣系統、控制系統及土建成本等幾大部分構成。在此選取一個典型的50 MW無儲熱槽式熱發電站，對其總承包成本結構[7]進行分解，見表1。需要特別注意的是，總承包成本并不包含土地費用、項目前期工程費以及項目融資成本，后3項費用之和一般占項目初始投資的20%左右。此7項費用合計組成項目的初始投資。

表1 西班牙50 MW無儲熱槽式電站的總承包成本結構Table 1 EPC cost structure of one 50 MW parabolic trough power plant without thermal storage in Spain

圖17以圓餅圖的形式給出了表1中各組成部分在總承包成本中所占的比例，其中太陽能場在總承包成本中所占比例超過40%，導熱油及其相關系統占不到20%，而傳統的常規島部分包括蒸汽發電循環、電氣、控制及其它輔助系統占據接近25%的比例。需要注意的是，場地平整及土建工程部分的費用占比接近總承包成本的20%，具體值為81萬歐元/MW。主要原因如下：一方面是在“太陽能包”內，槽式太陽能熱發電電站對場地的平整度和坡度要求較為嚴格，坡度一般小于 3%，因此相應的土石方工程量和人工工時數都大幅增加；另一方面是因為在“發電包”內，太陽能熱發電電站需要建設汽輪機主機房、泵房、冷卻塔、蒸汽發生系統、化學水處理設備、備用燃氣鍋爐以及各種罐體等，所以土建工程的成本會進一步大幅增加。不過，這些增加的工程量會相應地增加當地的就業機會，促進當地的經濟發展。

2.3.2 上網電價或購電協議

圖17 西班牙50 MW無儲熱槽式電站總承包成本結構（2010年價格，數據來自REE）Fig. 17 EPC cost structure of a 50 MW parabolic trough power plant without thermal storage in Spain

太陽能熱發電的發電成本決定了太陽能熱發電在可再生能源發電中的競爭地位，太陽能熱發電的發電成本可以通過平準化電力成本（LCOE，即電站全生命周期的單位發電成本）來確定。LCOE由電站全壽命周期內的所有費用折現計算，包括初始投資、運行成本、燃料費用等。歐洲太陽能熱發電協會（Estela）根據表2中的參數對 LCOE進行了非常粗略的估算，結果顯示西班牙2010年太陽能熱發電站的LCOE平均值為22歐分/(kW·h)。

表2 太陽能熱發電LCOE計算輸入參數Table 2 Parameters input of CSP’s LCOE calculation

實際上太陽能熱發電站LCOE的計算本身有難度，從技術角度來講，太陽能熱發電站的壽命周期不限于一般融資中債務期規定的20年，因為電站的壽命可能超過 40年，美國加州 SEGS槽式電廠自20世紀80年代中期以來就一直在商業化運行。因此，如果用購電協議價（PPAs）或上網電價（FiTs）來表示太陽能熱發電站的建設成本更清晰。PPAs或FiTs已包含開發商的利潤和優惠——在購電協議期的末尾，即所謂的“黃金端”，即當電力成本只是運行維護成本的時候。

現在有關一座太陽能熱發電站的電力成本有很多參考。在西班牙、美國、印度、摩洛哥、南非或埃及，太陽能熱發電站的購電協議價或上網電價都是公眾所知曉的。然而，可能令人感到困惑的是，西班牙當前的上網價格是 30歐分/(kW·h)，而美國的購電協議價僅有 10歐分/(kW·h)多點，南非的中標電價則為 25歐分/(kW·h)。價格的差異不僅是因為不同地理位置的太陽輻射值不同，也與電站的容量、購電協議的期限、電站是否獲得了資助和低息貸款、購電協議價或上網電價是否涉及調整等因素有關。

為了能夠更清晰地表示太陽能熱發電站的真實度電成本，歐洲太陽能熱發電協會嘗試將“折扣因素”應用于不同國家的真實購電協議價上，在類似的“標準化的”基礎上進行對比。被定義的“標準項目”是一座容量為150 MW，帶有4 h儲熱系統，PPAs期限為25年，沒有購電協議價的調整升級，沒有資助，沒有低息貸款的槽式電站。結果顯示，當前，在太陽能資源相對較好的地區，按照定義的融資條件，建設上述“標準的”槽式電站所需要的購電協議價格在15～17歐分/(kW·h)。“標準化的”結果如圖18中的星星標志。其中星星分別對應2012年西班牙、美國、印度、摩洛哥、南非和以色列“標準化”的太陽能熱發電購電協議價格（PPAs）或上網電價（FiTs）。紅色曲線對應的太陽法向直射輻射為 2100kW·h/(m2·a)，藍色曲線對應的輻射值為2600kW·h/(m2·a)[6]。

圖18 “標準化的”購電協議價格趨勢圖（來源于歐洲太陽能熱發電協會）Fig. 18 Trend of normalised PPAs (Source: Estela,required value of a 25 years PPA for a 150 MW, STE plant without any public financial aids and no escalation)

為了預測客觀的成本降低曲線，歐洲太陽能熱發電協會征集了其協會成員的意見，其中很多成員單位都是在世界范圍內電站建設和部件生產制造最積極活躍的企業。學習曲線，相對應的是最廣泛的槽式集熱器概念，也被繪制在上圖中。太陽能熱發電產業界認為，到2020年當全球太陽能熱發電總裝機容量達到30 GW時，在陽光充足的國家，太陽能熱發電站能夠以 10～12歐分/(kW·h)的價格向電網送出可調度和可靠的電力。中期來看，太陽能熱發電技術和傳統發電技術相比將完全具有競爭性。成本降低的潛在突破口來自于新的競爭觀念，例如塔式或菲涅耳式或使用能夠在顯著的較高溫度下工作的新流體。

平均來說，太陽法向直射輻射（DNI）每增加100 kW·h/(m2·a)，上網電價能降低 4.5%（圖 19）。這意味著對于DNI高的地方，如中東和北非地區以及美國加利福尼亞州，一個太陽能熱發電項目所需要的最低持平電價將比在西班牙地區同樣的項目低25%。（這些估計只考慮了 DNI的變化，國家的風險、融資成本和勞動力成本的變化也在界定最低上網電價時發揮著重要作用）[8]。

圖19 DNI和上網電價的關系圖[基準DNI為2084 kW·h/(m2·a)，數據來源于A T Kearney]Fig. 19 DNI v.s. FiTs [referece DNI of 2084 kW·h/(m2·a), source: A T Kearney]

3 我國太陽能熱發電發展狀況

3.1 產業起步，產業鏈初步形成

總體上來說，我國太陽能熱發電處于產業化起步階段。技術方面，經過多年的技術研究，我國在太陽能聚光、高溫光熱轉換、高溫儲熱、兆瓦級塔式電站系統設計集成等方面得到了進一步發展。隨著國外太陽能熱發電市場的快速發展，我國企業已經進入太陽能熱發電產業鏈的上下游環節，包括太陽能實驗發電系統，太陽能集熱/蒸汽發生系統等。國家發展與改革委員會、國家能源局和國家科技部也在持續關注和支持太陽能熱發電項目。2006年科技部頒布實施的《國家中長期科學和技術發展規劃綱要(2006—2020)》、2007年國家發展與改革委員會頒布的《可再生能源中長期發展規劃》、2011年國家能源局頒布的《國家能源科技“十二五”規劃》中均把太陽能熱發電明確列為重點和優先發展方向。支持太陽能熱發電用材料、聚光部件、吸熱部件、儲熱裝置、系統集成和項目開發等。在關鍵部件的開發方面，已經涌現出一批企業。目前，國內已基本可生產太陽能熱發電的主要裝備，一些部件具備了商業化生產條件，太陽能熱發電產業鏈逐步形成。其中以槽式真空管和玻璃反射鏡更為突出，國內槽式真空管生產廠家已超過14家，反射鏡廠家也超過7家，有些廠家的產品已經通過國外專業檢測機構的檢測，檢測性能參數達到國際水平。只是這些產品還沒有經過實際項目使用，產品的性能、質量還沒有得到實際的驗證。比起關鍵設備制造，光熱電站系統集成技術則更為缺乏，目前，國內還沒有商業化運行的光熱電站，整體系統設計能力和集成技術、太陽能熱發電站系統模擬及仿真技術也剛剛起步，缺乏電站建設運營經驗和能力。大型太陽能熱發電系統的詳細設計、鏡場安裝及維護在我國均是空白。

我國太陽能熱發電產業鏈相關研究機構和企業如圖20所示。

3.2 示范練兵，示范系統形式多樣

圖20 我國太陽能熱發電產業鏈相關機構和企業Fig. 20 CSP industry chain in China

在國家發展新興戰略性產業的框架下，隨著可再生能源配額制的實施，5個大發電集團和地方能源公司高度重視太陽能光熱發電項目的開發與技術儲備。據不完全統計，我國已經搭建的太陽能高溫集熱系統共22個（表3），其中2個為采用汽輪機發電的系統：中國科學院電工研究所設計建設的1 MW塔式電站和上海益科博公司的三亞電站。1個采用160 kW 螺桿機發電系統，由蘭州大成科技公司建設，位于蘭州新區。另外，青海中控太陽能公司也已經完成德令哈50 MW塔式電站一期10 MW工程建設，并成功發電。

表3 我國已建的太陽能高溫集熱系統[9]Table 3 Solar thermal collection system built in China[9]

續表

3.3 商業化項目啟動，總裝機容量近900MW

雖然由于目前缺乏有效的激勵政策，中國的光熱發電市場尚未啟動、投資前景不甚明朗，然而幾大電力集團及數個民營企業已開始布局，數個數十兆瓦級的商業化光熱發電項目在西北、西南地區相繼確立，但整體的項目進展卻有快有慢，更不乏中途夭折、終止之類。目前國內籌劃推進的商業化太陽能熱發電項目總裝機容量約886 MW，見表4。

表4 國內處于建設及籌備階段的熱發電項目Table 4 CSP projects under construction or under development

續表

盡管太陽能熱發電項目看似不少，但真正推進實施的卻屈指可數。究其原因，大致可歸于：①電價政策不明，投資收益無保障，無法深入推進；②各大央企欲在光熱發電市場爆發之前搶先圈占資源；③項目實施面臨的技術等各方面的困難遠遠大于規劃之初的設想，難以按預期推進。

雖然通過技術研發和實驗室級別的系統示范，我國在太陽能熱發電關鍵設備和運行方面已經積累了一定的研究經驗，但由于沒有在大容量太陽能熱發電站上實際應用，其設計理論和運行經驗目前還僅局限于實驗室階段，缺乏商業級電站的使用經驗，這些技術的中試實驗、技術考驗和技術改進亟需開展。

4 結 語

由于太陽能熱發電可以采用儲熱系統或者利用化石燃料補燃，很大程度上克服了太陽能資源具有的間歇性、不穩定的特點，因此太陽能熱發電是最具有電力系統友好性的可再生能源發電技術之一。其規模化發展后，近期能夠作為調峰電源為風力發電、光伏發電等間歇性電源提供輔助服務，隨著未來技術的優化提升，由大型太陽能熱發電站組成的太陽能熱發電廠將有可能承擔電力系統基礎負荷。

截至2013年3月，全球太陽能熱發電裝機容量超過2.8 GW，在建裝機容量約2 GW。從根本上來說，太陽能熱發電相對較高的發電成本阻礙了其大規模發展的進程。但根據國際太陽能研究機構預測，太陽能光熱發電成本下降的空間很大。隨著技術的進步、工藝的改進、規模化應用和市場競爭，太陽能熱發電的成本將持續下降。初始投資將隨著規模效應、部件產業化和產能的提高、供應商競爭、技術進步等穩步下降。

我國的太陽能熱發電處于產業化起步階段，相關產業鏈上的產品還處于試制和產業化的前期階段，缺乏電站整體系統設計、系統集成、建設以及運營的能力和經驗。鑒于太陽能熱發電在我國還處于研發、示范階段，因此需要政策層面上重點鼓勵、支持太陽能熱發電的技術研發，尤其是系統集成技術、關鍵產品部件的工藝技術等，鼓勵示范工程的建設，帶動市場規模的擴大，推動太陽能熱發電的產業建設。目前，國內的太陽能熱發電行業屬于發展初期，國家應在充分論證的基礎上積極推動不同類型的太陽能熱發電站示范電站的建設。通過示范電站，一方面可為國內提供各種熱發電技術的技術驗證、裝備制造、產品驗證的平臺，積累建設經驗；另一方面，也通過不同類型示范電站的建設，理解各種不同熱發電技術，不同區域的技術與經濟適用性，為以后中國熱發電發展，乃至標桿式的上網電價的確立，提供可以借鑒的經驗和范例。

[1]中國國家標準化管理委員會.GB/T 26972—2011 聚光型太陽能熱發電術語[S]. 北京：中國標準出版社，2011.

[2]Du Fengli（杜鳳麗）. The way to reduce costs for concentrated solar power[J].Solar Energy（太陽能），2011，32（7）：11-13.

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[9]Du Fengli（杜鳳麗）. Solar thermal power development status and trends solar thermal power development status and trends [J].Advanced Materials Industry（新材料產業），2012，14（7）：5-11.