童家麟，吕洪坤，李汝萍，关 键

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.浙江省能源集团有限公司，杭州 310007）

0 引言

我国全口径发电量2018年为69 947亿kWh，较2017年增长8.4%。其中，非化石发电量为21 654亿kWh，比上年增长11.1%，对全国发电量增长的贡献率为40%，特别是风电、太阳能等新能源发电量增长28.5%，对全国发电量增长的贡献率达到了22.2%。同时，2018年全国弃风率和弃光率均呈下降趋势，较2017年分别下降5.0%和2.8%，这说明我国能源结构调整速度加快，清洁能源已进入规模化发展的新阶段[1-2]。目前，风力发电存在占有土地量大，所发电力不稳定、不可靠等缺点，一定程度上限制了其发展，特别是陆上风电场，因对周围环境和鸟类等有不良影响，其大规模发展愈加受到抑制[3]。而太阳能具有存储总量大、清洁安全、对环境友好等优势受到了世界各国的重视[4-6]，2018年我国太阳能发电量约为0.18亿kWh，占总发电量的2.5%。

目前较为成熟的太阳能发电技术可分为太阳能光伏发电和太阳能光热发电两大类[7]，比较而言，太阳能光热发电技术具有储热容量较大、储热成本较低、所产生的交流电可直接并网、易与常规发电模式互补发电、具备电压支撑能力、可实现连续稳定发电等优势，在大容量太阳能发电中更具优势[8]。光热发电可以与风电、光伏及其他可再生能源打捆输出，能提升区域消纳和打捆外送中的可再生能源消纳水平，因而具有良好的发展前景，图1为以目前某电网为例模拟计算得出的光热发电不同总装机容量下弃风弃光的减少电量，由图1可知，随着光热发电总装机容量的增加，电网弃风弃光的减少电量呈明显下降趋势。以技术类型划分，太阳能光热发电集热环节主要有槽式、塔式、碟式、涅菲尔式等4种，导热工质一般采用水、矿物油或者熔盐[9-10]，最后可通过水蒸汽朗肯循环、CO2布雷顿循环或者斯特林发动机等发电[11-12]。

图1 光热发电不同总装机容量下弃风弃光的减少电量

国外对太阳能光热发电技术研究较早，从20世纪80年代至今已有大量太阳能光热项目投入商业化运行，截至2018年底，全球光热电站建成装机容量达到6 069 MW，其中以西班牙和美国为典型代表[13]，其太阳能资源丰富，光热发电产业发展最早也最为成熟，光热电站规模居于世界前列。我国在光热发电领域起步相对较晚，但近年来取得了较快发展，在中西部地区已有一定规模的光热电站投入商业运行。2018年，我国光热发电新增装机215 MW，占全球总新增装机的22.97%，目前共有10余个项目已投产或在实质性建设中。基于此，本文主要介绍国际和中国光热发电技术近年来的发展趋势，对国内商业化运行容量最大的熔盐塔式光热项目，即北京首航敦煌100 MW塔式光热发电示范项目作重点介绍。

1 国际及中国太阳能光热发电市场现状

1.1 国际太阳能光热发电市场现状

国际光热发电产业的发展契机是中东战争引发的“石油危机”，促进了西方国家加快推进商业化可再生能源技术的开发，其中西班牙和美国是全球太阳能光热电站投入数量和容量最大的国家。截至2019年，作为首先大规模应用光热发电系统的国家，西班牙共拥有50座光热电站，总装机容量达到了2 300 MW，但2013年后因政府取消了对光热电站的政策支持，导致光热市场没落，从2013年至今总装机容量没有变化。美国光热电站总装机容量达到了1 800 MW，但近年来光热发电新增装机规模增长也较为缓慢[14]。图2为2007—2018年全球光热发电新增装机容量统计。由图2可知，全球光热发电新增装机容量在2012—2014年达到峰值，随着西班牙和美国等老牌光热发电市场的暂缓发展，全球光热发电新增装机容量在2016—2017年处于低谷阶段。但随着光热发电的经济性日趋增加和光热电站单位成本不断下降，新兴光热市场正迅速崛起，使得2018年全球光热发电新增装机容量又处于高峰期，达到了945 MW。图3为截至2018年底，各主要光热发电国家光热发电装机容量和2018年度新增装机容量比较。由图3可知，2018年全球光热发电新增装机容量增幅较大，主要得益于摩洛哥、南非、中国、以色列、沙特等国家多座商业化光热电站的建成投运，表1所示为上述国家2018年度投产的商业化大型光热电站，其中摩洛哥NoorⅡ和NoorⅢ光热发电项目分别是迄今世界上单机容量最大的槽式和熔盐塔式光热发电项目。2019年，这些国家有多个项目有望建成，全球光热市场预计将再次实现新增光热发电新增装机规模的大幅增长。

图2 2007—2018年全球光热发电新增装机容量统计

图3 世界各主要光热发电国家光热发电装机容量和2018年度新增装机容量比较

1.2 中国太阳能光热发电市场现状

与国外部分国家光热发电产业已处于成熟化商业阶段相比，我国太阳能光热发电刚刚起步，属于公认的朝阳产业，但目前仍处于大规模推广的初始阶段[15]。2013年7月，青海中控德令哈10 MW塔式光热电站并网发电，标志着我国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚定的步伐，对于我国早期的光热发电产业颇具示范意义。2016年9月，国家能源局正式发布了《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共有20个项目列入首批光热项目，总装机容量约1.35 GW，核定光热发电标杆上网电价为1.15元/kWh，但由于部分项目存在资金、技术、股权、体制等问题，目前仍未开工建设。截至2018年底，我国已投运10 MW及以上大型光热项目6个，表2为我国已投运和即将投运的部分大型光热项目。由表2可知，几个已投产和进行中的光热项目技术路线包括了槽式导热油传热熔盐储热、槽式熔盐传储热、熔盐塔式、二次发射塔式、菲涅尔式熔盐、类菲涅尔式混凝土等6种，其中以槽式导热油传热熔盐储热和熔盐塔式应用最为普遍。从国际上看，在上述几种太阳能热发电技术中，槽式导热油热发电技术最为成熟，具有较高的性价比[16-17]，而塔式热发电技术尽管目前的成熟度不如槽式热发电技术，但相比常规槽式导热油热发电技术，其发电效率更高，同时由于节省了导热油工艺，系统更加简化，被公认为极具潜力的技术路线。我国未来光热技术路线的筛选很大程度上依托于表2中示范电站的实际运行情况，特别是类菲涅尔式混凝土等颠覆性技术路线的实际应用，为我国光热技术的创新提供了新的方向。

2 国内典型光热发电项目

北京首航敦煌100 MW塔式光热发电示范项目是2016年国家能源局确定的第一批20个光热发电示范项目之一，项目于2018年12月正式并网发电。项目是目前全球最高的熔盐塔式光热项目，拥有目前全球最大的镜场。项目占地面积约800万m2，设计年发电量3.9亿kWh，熔盐用量约3万t，共有1万多面定日镜，储热时间11 h。表3为该项目申报阶段和最终实施情况的主要参数及设备配置等的差异。由表3可知，项目最终实施方案与申报方案相比，在汽轮机选型、定日镜等均有一定程度优化。

北京首航敦煌100 MW塔式光热发电示范项目项目总投资约30.4亿元，经测算，项目年税后内部收益率为9.5%，税后静态投资回收期为10.59年，项目投资效益良好。该光热电站的成功并网，标志着中国企业已完全掌握了建设大规模熔盐塔式光热电站的核心设计技术，是目前中国和亚洲装机规模最大、全球装机容量第二的塔式光热电站，与同等电量的火电站相比，每年可减排10万t粉尘，0.5万t NOX，1.05万t SO2和35万t CO2，具有良好的社会效益。尽管项目在前期建设和现阶段运行中仍存在诸如设计不合理、运行方式欠优等问题，但为后续塔式光热项目的发展打下了坚实的基础。

表1 2018年度全球投产商业化光热电站

3 制约国内光热电站发展的若干因素

尽管从国际层面看，光热发电技术已经诞生多年，且商业化运行也较为成熟，但在我国，其商业化应用仍在初级发展阶段，离平价上网的目标还存在一定差距[18]，仍有一些因素制约了光热发电产业大规模推广发展。

3.1 宏观因素

从宏观层面来看，具体表现在以下几个方面：

（1）太阳能资源是光热技术开发的最重要因素，我国太阳能资源分布不均匀，局部地区相对有限，所以不能在全国范围内大规模推广光热电站。国外光热电站运行经验表明，年累计DNI大于1 800 kWh/m2的地区较适宜于投运光热电站，但根据SolarGIS提供的我国太阳能资源分布，DNI大于1 800 kWh/m2的地区均位于我国中西部地区。

（2）水资源亦是光热技术开发的重要因素，我国太阳能资源较为丰富的西北地区水资源相对短缺，大部分地区的年降雨量在400 mm以下，目前光热发电大部分仍基于水蒸汽朗肯循环的基础上，需消耗一定数量的水资源，若未来CO2布雷顿循环等技术得以成熟发展，可极大改善水资源对光热技术发展的制约[19-20]。

表2 我国已投运和即将投运的部分大型光热发电项目

表3 北京首航敦煌100 MW塔式光热发电示范项目申报和最终实施情况

（3）土地资源亦是光热技术开发的因素之一，光热发电较其他发电技术需要占据相当规模的土地资源，以塔式发电技术为例，其占地面积巨大，约为1 000亩/10 MW，且要求地面坡度小于3%[21]。

3.2 技术因素

从技术层面看，制约光热发电产业大规模推广发展主要体现在以下方面：

（1）光热发电投资成本巨大，国际上光热电站单位投资约为4 200～8 400$/kW，国内某50 MW光热电站投资额约为17亿元，为常规燃煤火力发电站的10倍。

（2）光热发电平准化电力成本仍较为昂贵，根据国际可再生能源机构提供的数据显示，目前光热发电成本在0.20～0.25$/kWh，大规模商业化投产仍需政府在金融政策、上网电价等多方面进行支持，但随着技术革新等因素的推动，至2030年，有望下降至0.10$/kWh甚至更低。

（3）关键设备、材料国产化道路漫长，以某50 MW塔式光热发电项目为例，尽管国产化率达到了95%以上，但熔盐吸热器的主要材料：镍基合金钢、耐高温涂层等仍需从国外引进[22]，一定程度上也使得项目初投资居高不下。

（4）现阶段建设、运行经验不足，某50 MW塔式光热发电项目自投产后出现问题最多的并不是定日镜、吸收器等新设备，而出现在以往认为最成熟的常规岛发电系统，且目前存在达不到预期发电量等问题，需要对运行方式给予优化。

4 太阳能光热发电技术在我国的应用前景

由上文可知，虽然我国太阳能光热发电目前仍处于示范电站阶段，但近年来发展势头迅猛，同时，我国光热发电自主核心技术发展步伐明显加快，正在建设的国家首批光热发电示范项目中，设备、装备、材料等国产化率均达到了90%以上，这为今后光热技术的国产化发展奠定了良好的基础。值得注意的是，由上海电气为EPC总承包的迪拜阿联酋马克图姆太阳能园区第四期950 MW光热光伏复合发电项目的开工建设，标志着我国光热项目建设已向国际化迈进，该项目在单体光热装机、单体光热项目熔盐用量、吸热塔高度等方向均创造了世界之最。2019年鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50 MW光热项目的建成投产，为风电、光伏、光热、储能等多种能源综合利用提供了新的思路，该示范工程将建成国际领先的多能互补、智能调度的纯清洁综合利用创新基地。甘肃玉门花海百万千瓦级光热发电基地、青海省千万千瓦级可再生能源基地等多个光热发电基地的规划，为我国光热发电发展提供了良好的发展契机。中国可再生能源学会预计，2030年我国光热发电装机容量将达到30 GW，2050年预计可达到180 GW，发展前景非常良好。

5 结语

太阳能光热发电技术作为可再生能源发电技术之一，具有电力输出稳定可靠、负荷调节灵活可控、等电量替换经济性明显等优势，近年来日益受到关注，其在国际上已有数十年的发展历程，在我国也有近10年的历史。我国光热发电近年来发展速度较快，截至2018年底，我国已建成光热发电总装机244.3 MW，另有数个项目正在建设中，并逐步向国际化迈进，部分技术已处于国际领先水平。相信随着光热发电技术的不断成熟和国家相关政策的有力扶持，太阳能光热发电必将在我国发电市场占据越来越重要的地位。