刘少超 万源

摘  要：本文对太阳能光热发电技术形式、国内外发展现状和未来方向进行了论述。

关键词：光热发电;储能;热力品质

前言：

随着全球气候变化问题日益严峻，世界各国都更加重视减少传统化石能源的使用和大力开发光伏、风电等可再生能源发电。但这种做法会降低电网系统的转动惯量，使得电网调频和调压难度越来越大，电网的稳定性不断被挑战。同时，接入地区如电网存在消纳问题，弃风和弃光的现象会比较严重，限制了光伏和风电的进一步发展。

太阳能光热发电技术利用太阳能作为能量来源，可通过储能将聚光集热和发电进行解耦，是清洁、稳定和可调度的发电形式，比煤电具有更佳的调峰调频能力，能够逐步替代传统发电形式，并缓解高比例间歇性可再生能源对电网的冲击。

1 太阳能光热发电技术

太阳能光热发电技术目前主要有四种发电系统：槽式、塔式、菲涅尔式和碟式。

1.1 槽式光热发电

槽式光热发电利用槽式抛物面将太阳的光线聚成焦线，然后在焦线上安装集热器，将收集来的能量加热水产生蒸汽来驱动汽轮机发电机组发电。目前的槽式光热电站多采用导热油来吸收热量，并通过熔盐进行储热。

槽式光热发电技术的聚光比为20-100，系统运行温度为400摄氏度左右。槽式光热电站技术较其他三种技术最为成熟，在全球已有约4.8GW电站投入商业运行。槽式光热发电对场平要求高，对纬度和季节因素比较敏感，技术改进空间和成本下降空间有限。

1.2 塔式光热发电

塔式光热发电技术首先利用定日镜将太阳能聚焦在吸热塔顶部的吸热器上，然后将收集来的能量加热水产生蒸汽来驱动汽轮机发电机组发电。塔式光热发电技术可将熔盐直接吸热和储换热，同时利用点聚焦可获得高温超高压的热力品质，故比槽式光热发电技术具有更高的发电效率。

塔式光热发电技术的聚光比为1000-3000，系统运行温度视工质不同可达到565-1200摄氏度。塔式光热发电技术商业化时间晚于槽式光热发电技术，技术改进和成本降低空间大，在新增的光热电站中占比超过槽式光热电站。

1.3 菲涅尔式光热发电

菲涅尔光热发电与槽式光热发电均为线聚焦形式，但结构更简单，建设运行成本更低。菲涅尔式光热发电利用具有追日功能的主反射镜列将太阳光反射到二级反射镜和线性接受器上，加热接收器内的水直接获得蒸汽或者通过接收器内的导热油或熔盐先进行吸热储热，然后再与水换热产生蒸汽，最终推动汽轮机发电。

菲尼尔式光热发电技术的聚光比为45-100，系统运行温度可达到400-550摄氏度。菲涅尔式光热对太阳能直射资源要求较低，可通过改进工质来提高工作温度，技术还处在初步商业化阶段。

1.4 碟式光热发电

碟式光热发电技术首先将碟式聚光镜聚集的太阳能集中到其焦点处的集热器上，再把集热器吸收的高密度能量转换为热能并传输给热机（斯特林发动机等），最终驱动发电机发电。

碟式光热发电技术的聚光比为500-2000，系统运行温度可达到750摄氏度，单体规模一般小于1.5MW，适合建设分布式电站。碟式光热发电技术的发电效率在四种技术形式中最高，但是斯特林发动机等热机较为昂贵，且目前不能实现储热和提供平稳的电力供应，仍需要进一步对技术进行突破。

2 太阳能光热发电技术的发展现状、挑战和展望

2.1 国内发展现状

我国于20世纪70年代对太阳能光热发电技术开始进行基础研究。2003-2010年间，我国开始建设若干光热试验性示范项目，也催生了一批先驱型光热发电技术和装备企业。2011-2015年间，我国光热发电取得了突破性进展，相继建成多个小型试验示范性项目，光热发电产业链逐步健全壮大;同时，太阳能光热发电站选址普查、技术、导则和行业标准等指导性文件也相继形成。 2013年7月，青海中控德令哈10MW塔式太阳能光热电站顺利并入青海电网发电，填补了我国商业化光热电站并网发电的空白。2016年，随着国家首批20个光热示范项目名单和电价政策落地，中国光热发电进入了规模商业化阶段。

截止2020年底，我国共有合计520MW装机的光热发电实现了并网发电，包括2个10MW光热电站，合计装机450MW的7个首批光热发电示范项目和1个50MW的多能互补光热发电项目。

2.2 国外发展现状

国外对光热发电技术的研究早于我国，从上世纪50年代就已开始设计和建设试验电站。2005-2014年间，以西班牙和美国为首的多个国家的政府颁布了对光热发电的公共扶持政策，快速推动了光热技术的成熟和大型光热发电项目的开发建设。

2014年以后，继西班牙和美国取消光热电站补贴和相关政策，全球光热发电发展呈现了一定的滞缓。但随着光热技术经济性不断提高，南非、摩洛哥、阿联酋等新兴光热市场快速崛起，光热发电装机又恢复快速增长。

截止2020年底，全球已建成的光热电站约7GW，其中西班牙约占2.3GW，美国约占1.7GW，摩洛哥占530MW，南非占500MW。除此之外，全球约有1GW的光热电站处于建设阶段，将于未来几年陆续并网。

2.3 现存的挑战

目前，全球光热电站的市场规模仍很小，产业链未完全成熟，度电成本比较高。这使得光热发电的开发和建设高度依赖国家政策的扶持。中国目前拟对2022年后并網的首批光热示范项目电价停止电价补贴，意味着中国光热发电靠补贴来实现经济性的开发模式的完结，需要寻求新的商业模式来继续获得发展。国外适合建设光热电站的国家普遍采用电价招标的方式来进行光热电站的开发，随之而来的激烈市场竞争将对电站的建设成本提出更严苛的挑战，对产业链的发展带来很大压力。

另外，在国内外电网依然能够对光伏、风电等间歇性能源进行接入和消纳的前提下，电网对新接入电源的电力品质要求较低，光热发电最大的储能优势难以发挥，对电网调峰调频参与和贡献很小。这样的现状也在很大程度上限制了光热电站的快速发展。

同时，随着电化学储能产业的快速大规模发展和成本下降，光伏+储能，风电+储能的供电方式将在短时间储能项目上对光热发电形成优势，挤压光热发电的机会。

2.4 光热发电未来展望

随着全球各国对“碳达峰和碳中和”力度日益加强，煤电将陆续在全球的电力装机中快速退出，这将为光热发电的未来发展带来非常好的机会。光热发电利用长时间储能承担基础负荷和调峰负荷等的优势将逐步得到更好地开发和利用。随着国内外光热项目的陆续开发和建设以及光热技术的不断发展，光热发电的成本也将继续快速下降，推动行业更快更大规模地发展。

国际能源署以及其他重要能源机构均纷纷预测，到2050年全球光热装机贡献全球约11%的电量供应。太阳能光热发电产业以其广阔的市场前景和巨大的发展潜力，必将成为未来新能源产业应用的重点，并将在未来低碳革命中扮演越来越重要的角色。

3结束语

光热发电做为一种清洁、稳定和可调度的能源，具有其特有的优势，在电网中能够发挥其他能源不可替代的作用。经过了几十年的发展，光热发电已经达到了技术成熟、可大规模商业化的发展阶段，必将随着全球能源转型的大潮继续得到更好更快的发展。

参考文献：

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