太陽能光熱發電技術發展現狀芻議

劉少超 萬源

摘 ?要：本文對太陽能光熱發電技術形式、國內外發展現狀和未來方向進行了論述。

關鍵詞：光熱發電;儲能;熱力品質

前言：

隨著全球氣候變化問題日益嚴峻，世界各國都更加重視減少傳統化石能源的使用和大力開發光伏、風電等可再生能源發電。但這種做法會降低電網系統的轉動慣量，使得電網調頻和調壓難度越來越大，電網的穩定性不斷被挑戰。同時，接入地區如電網存在消納問題，棄風和棄光的現象會比較嚴重，限制了光伏和風電的進一步發展。

太陽能光熱發電技術利用太陽能作為能量來源，可通過儲能將聚光集熱和發電進行解耦，是清潔、穩定和可調度的發電形式，比煤電具有更佳的調峰調頻能力，能夠逐步替代傳統發電形式，并緩解高比例間歇性可再生能源對電網的沖擊。

1 太陽能光熱發電技術

太陽能光熱發電技術目前主要有四種發電系統：槽式、塔式、菲涅爾式和碟式。

1.1 槽式光熱發電

槽式光熱發電利用槽式拋物面將太陽的光線聚成焦線，然后在焦線上安裝集熱器，將收集來的能量加熱水產生蒸汽來驅動汽輪機發電機組發電。目前的槽式光熱電站多采用導熱油來吸收熱量，并通過熔鹽進行儲熱。

槽式光熱發電技術的聚光比為20-100，系統運行溫度為400攝氏度左右。槽式光熱電站技術較其他三種技術最為成熟，在全球已有約4.8GW電站投入商業運行。槽式光熱發電對場平要求高，對緯度和季節因素比較敏感，技術改進空間和成本下降空間有限。

1.2 塔式光熱發電

塔式光熱發電技術首先利用定日鏡將太陽能聚焦在吸熱塔頂部的吸熱器上，然后將收集來的能量加熱水產生蒸汽來驅動汽輪機發電機組發電。塔式光熱發電技術可將熔鹽直接吸熱和儲換熱，同時利用點聚焦可獲得高溫超高壓的熱力品質，故比槽式光熱發電技術具有更高的發電效率。

塔式光熱發電技術的聚光比為1000-3000，系統運行溫度視工質不同可達到565-1200攝氏度。塔式光熱發電技術商業化時間晚于槽式光熱發電技術，技術改進和成本降低空間大，在新增的光熱電站中占比超過槽式光熱電站。

1.3 菲涅爾式光熱發電

菲涅爾光熱發電與槽式光熱發電均為線聚焦形式，但結構更簡單，建設運行成本更低。菲涅爾式光熱發電利用具有追日功能的主反射鏡列將太陽光反射到二級反射鏡和線性接受器上，加熱接收器內的水直接獲得蒸汽或者通過接收器內的導熱油或熔鹽先進行吸熱儲熱，然后再與水換熱產生蒸汽，最終推動汽輪機發電。

菲尼爾式光熱發電技術的聚光比為45-100，系統運行溫度可達到400-550攝氏度。菲涅爾式光熱對太陽能直射資源要求較低，可通過改進工質來提高工作溫度，技術還處在初步商業化階段。

1.4 碟式光熱發電

碟式光熱發電技術首先將碟式聚光鏡聚集的太陽能集中到其焦點處的集熱器上，再把集熱器吸收的高密度能量轉換為熱能并傳輸給熱機（斯特林發動機等），最終驅動發電機發電。

碟式光熱發電技術的聚光比為500-2000，系統運行溫度可達到750攝氏度，單體規模一般小于1.5MW，適合建設分布式電站。碟式光熱發電技術的發電效率在四種技術形式中最高，但是斯特林發動機等熱機較為昂貴，且目前不能實現儲熱和提供平穩的電力供應，仍需要進一步對技術進行突破。

2 太陽能光熱發電技術的發展現狀、挑戰和展望

2.1 國內發展現狀

我國于20世紀70年代對太陽能光熱發電技術開始進行基礎研究。2003-2010年間，我國開始建設若干光熱試驗性示范項目，也催生了一批先驅型光熱發電技術和裝備企業。2011-2015年間，我國光熱發電取得了突破性進展，相繼建成多個小型試驗示范性項目，光熱發電產業鏈逐步健全壯大;同時，太陽能光熱發電站選址普查、技術、導則和行業標準等指導性文件也相繼形成。 2013年7月，青海中控德令哈10MW塔式太陽能光熱電站順利并入青海電網發電，填補了我國商業化光熱電站并網發電的空白。2016年，隨著國家首批20個光熱示范項目名單和電價政策落地，中國光熱發電進入了規模商業化階段。

截止2020年底，我國共有合計520MW裝機的光熱發電實現了并網發電，包括2個10MW光熱電站，合計裝機450MW的7個首批光熱發電示范項目和1個50MW的多能互補光熱發電項目。

2.2 國外發展現狀

國外對光熱發電技術的研究早于我國，從上世紀50年代就已開始設計和建設試驗電站。2005-2014年間，以西班牙和美國為首的多個國家的政府頒布了對光熱發電的公共扶持政策，快速推動了光熱技術的成熟和大型光熱發電項目的開發建設。

2014年以后，繼西班牙和美國取消光熱電站補貼和相關政策，全球光熱發電發展呈現了一定的滯緩。但隨著光熱技術經濟性不斷提高，南非、摩洛哥、阿聯酋等新興光熱市場快速崛起，光熱發電裝機又恢復快速增長。

截止2020年底，全球已建成的光熱電站約7GW，其中西班牙約占2.3GW，美國約占1.7GW，摩洛哥占530MW，南非占500MW。除此之外，全球約有1GW的光熱電站處于建設階段，將于未來幾年陸續并網。

2.3 現存的挑戰

目前，全球光熱電站的市場規模仍很小，產業鏈未完全成熟，度電成本比較高。這使得光熱發電的開發和建設高度依賴國家政策的扶持。中國目前擬對2022年后并網的首批光熱示范項目電價停止電價補貼，意味著中國光熱發電靠補貼來實現經濟性的開發模式的完結，需要尋求新的商業模式來繼續獲得發展。國外適合建設光熱電站的國家普遍采用電價招標的方式來進行光熱電站的開發，隨之而來的激烈市場競爭將對電站的建設成本提出更嚴苛的挑戰，對產業鏈的發展帶來很大壓力。

另外，在國內外電網依然能夠對光伏、風電等間歇性能源進行接入和消納的前提下，電網對新接入電源的電力品質要求較低，光熱發電最大的儲能優勢難以發揮，對電網調峰調頻參與和貢獻很小。這樣的現狀也在很大程度上限制了光熱電站的快速發展。

同時，隨著電化學儲能產業的快速大規模發展和成本下降，光伏+儲能，風電+儲能的供電方式將在短時間儲能項目上對光熱發電形成優勢，擠壓光熱發電的機會。

2.4 光熱發電未來展望

隨著全球各國對“碳達峰和碳中和”力度日益加強，煤電將陸續在全球的電力裝機中快速退出，這將為光熱發電的未來發展帶來非常好的機會。光熱發電利用長時間儲能承擔基礎負荷和調峰負荷等的優勢將逐步得到更好地開發和利用。隨著國內外光熱項目的陸續開發和建設以及光熱技術的不斷發展，光熱發電的成本也將繼續快速下降，推動行業更快更大規模地發展。

國際能源署以及其他重要能源機構均紛紛預測，到2050年全球光熱裝機貢獻全球約11%的電量供應。太陽能光熱發電產業以其廣闊的市場前景和巨大的發展潛力，必將成為未來新能源產業應用的重點，并將在未來低碳革命中扮演越來越重要的角色。

3結束語

光熱發電做為一種清潔、穩定和可調度的能源，具有其特有的優勢，在電網中能夠發揮其他能源不可替代的作用。經過了幾十年的發展，光熱發電已經達到了技術成熟、可大規模商業化的發展階段，必將隨著全球能源轉型的大潮繼續得到更好更快的發展。

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