在碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的驅(qū)動下，大規(guī)模開發(fā)利用新能源成為中國電力系統(tǒng)的必然選擇。太陽能熱發(fā)電(光熱發(fā)電)作為一種輸出功率靈活可調(diào)、儲能時(shí)間長的新能源發(fā)電技術(shù)，可以發(fā)揮促進(jìn)新能源電力消納、提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的作用，對于建設(shè)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)具有重要作用。

隨著碳中和實(shí)施的逐步深入，在風(fēng)光熱互補(bǔ)開發(fā)的大趨勢下，光熱發(fā)電市場正迎來新一波發(fā)展熱潮。

01“種類豐富”的光熱發(fā)電技術(shù)

按照聚能方式及其結(jié)構(gòu)進(jìn)行分類，光熱發(fā)電可分為塔式、槽式、碟式、菲涅爾式四類技術(shù)。

塔式發(fā)電：塔式發(fā)電利用大規(guī)模自動跟蹤太陽的定日鏡場陣列，將太陽熱輻射能精準(zhǔn)反射到置于高塔頂部的集熱器，投射到集熱器的陽光被吸收轉(zhuǎn)變成熱能并加熱中間介質(zhì)。在各種形式的光熱發(fā)電技術(shù)中，塔式熔鹽儲能光熱發(fā)電因其較高的系統(tǒng)效率，成為目前我國最主流的光熱發(fā)電技術(shù)路線，其缺點(diǎn)主要是造價(jià)昂貴，隨著未來的技術(shù)發(fā)展有較大的下降空間。

槽式發(fā)電：槽式發(fā)電利用大面積槽式拋面鏡反射太陽熱輻射能，連續(xù)加熱位于焦線位置集熱器內(nèi)介質(zhì)，將熱能轉(zhuǎn)化為電能。全球首座槽式太陽能熱發(fā)電商業(yè)電站SEGSI于1984年投運(yùn)，于2015年底正式退役，作為全球光熱電站的首次嘗試，雖然當(dāng)時(shí)的技術(shù)并不成熟，但仍然平穩(wěn)運(yùn)行30年，這也從側(cè)面印證了光熱電站具有較長的生命周期，意味著光熱電站帶來的全壽命周期售電收益有更大的想象空間。

碟式發(fā)電（又稱盤式電站）：由許多拋物面反射鏡組構(gòu)成集熱系統(tǒng)，接收器位于拋物面焦點(diǎn)上，收集太陽輻射能量，將接收器內(nèi)的傳熱介質(zhì)加熱到750℃左右，驅(qū)動斯特林發(fā)動機(jī)進(jìn)行發(fā)電。蝶式光熱電站單個(gè)規(guī)模較小，通常用于空間太陽能電站。

菲涅爾發(fā)電：采用多個(gè)平面或微彎曲的光學(xué)鏡組成的菲涅爾結(jié)構(gòu)聚光鏡來替代拋面鏡，眾多平放的單軸轉(zhuǎn)動的反射鏡組成的矩形鏡場自動跟蹤太陽，將太陽光反射聚集到具有二次曲面的二級反射鏡和線性集熱器上，集熱器將太陽能轉(zhuǎn)化為熱能，進(jìn)而轉(zhuǎn)化為電能。成本相對來說低廉，但效率也相應(yīng)降低。由于聚光倍數(shù)只有數(shù)十倍，因此加熱的水蒸氣質(zhì)量不高，使整個(gè)系統(tǒng)的年發(fā)電效率僅能達(dá)到10%左右。

儲能型光熱發(fā)電技術(shù)是電網(wǎng)友好型新能源技術(shù)。儲能型光熱發(fā)電是100%優(yōu)質(zhì)綠電，與風(fēng)電、光伏發(fā)電等相比，具有發(fā)電出力可控、為系統(tǒng)提供轉(zhuǎn)動慣量支撐等優(yōu)點(diǎn)；與火電相比，具有一次能源清潔、調(diào)峰性能更加靈活等技術(shù)優(yōu)勢；與電化學(xué)儲能相比，具有安全性更高、儲能時(shí)長更長等技術(shù)優(yōu)勢。

光熱發(fā)電技術(shù)形式對比

目前，在光熱發(fā)電的幾種技術(shù)路線中，已實(shí)現(xiàn)商業(yè)化的技術(shù)路線以塔式和槽式為主。

我國已建成的大型光熱電站中，塔式技術(shù)路線約占60%,槽式技術(shù)約占28%，線性菲涅爾技術(shù)約占12%。我國中高緯度地區(qū)冬季太陽高度角較小，槽式采用單軸跟蹤形式，冬至的鏡場效率僅約為夏至的30%左右。塔式的定日鏡采用雙軸跟蹤形式，可減少太陽高度角變小帶來的余弦效率損失。

具體來對比塔式和槽式，槽式技術(shù)較為成熟，在國際上已經(jīng)有豐富的應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)，但系統(tǒng)效率低于塔式，并且成本下降空間有限；塔式技術(shù)效率高，雖然目前塔式電站的投入成本較為高昂，但隨著未來技術(shù)發(fā)展有望下降，未來具有較好的發(fā)展前景。

02中國光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)還有待發(fā)展

目前光能發(fā)電主要有兩種形式：

一種是常見的光伏發(fā)電，利用光伏電池板將太陽輻射能直接轉(zhuǎn)化為電能。

另一種就是光熱發(fā)電，也叫“聚光型太陽能熱發(fā)電”，原理是通過反射鏡將太陽光匯聚到太陽能收集裝置，利用太陽能加熱收集裝置內(nèi)的傳熱介質(zhì)（液體或氣體），再加熱水形成蒸汽帶動或者直接帶動發(fā)電機(jī)發(fā)電。光熱發(fā)電和火力發(fā)電的原理基本相同，后端技術(shù)設(shè)備一模一樣，最大的差別是發(fā)電所用熱源不同，前者利用太陽能搜集熱量，后者是利用燃燒煤、天然氣等獲取熱量。

在應(yīng)用方式上，目前光伏發(fā)電多應(yīng)用于分布式發(fā)電，而光熱發(fā)電多用于集中式發(fā)電。光伏發(fā)電產(chǎn)生的是直流電，而光熱發(fā)電產(chǎn)生的是和傳統(tǒng)的火電一樣的交流電，所以與傳統(tǒng)發(fā)電方式及現(xiàn)有電網(wǎng)能夠更好契合，可直接上網(wǎng)。

在儲能方式上，光熱發(fā)電由于自帶儲能而具備調(diào)峰的功能，對于彌補(bǔ)太陽能發(fā)電的間歇性有著非常重要的意義。而光伏發(fā)電由于直接由光能直接轉(zhuǎn)換為電能，而發(fā)電會受氣象條件制約，因此發(fā)電功率具有間歇性、波動性和隨機(jī)性。

國內(nèi)累計(jì)光伏裝機(jī)容量遠(yuǎn)大于光熱裝機(jī)容量

截至2021年底，我國光伏累計(jì)裝機(jī)容量3.06億千瓦，而光熱累計(jì)裝機(jī)容量為589兆瓦，光伏裝機(jī)容量遠(yuǎn)大于光熱。

兩者差距懸殊主要系目前光伏發(fā)電成本遠(yuǎn)低于光熱發(fā)電，無論是從占地面積還是光電效率，光熱發(fā)電都沒有太大優(yōu)勢，難以在市場化條件下實(shí)現(xiàn)大規(guī)模獨(dú)立發(fā)展。

但隨著新能源電力的需要，發(fā)展光熱發(fā)電勢在必行。

2016年9月14日，國家能源局發(fā)布第一批20個(gè)太陽能熱發(fā)電示范項(xiàng)目名單，包括9個(gè)塔式電站，7個(gè)槽式電站和4個(gè)菲涅爾電站，總裝機(jī)134.9萬千瓦。在首批項(xiàng)目中，有8個(gè)項(xiàng)目已經(jīng)順利投運(yùn)，而部分項(xiàng)目由于資金短缺陷入停滯，后續(xù)隨著新的投資注入，有望重啟工程進(jìn)度。

國內(nèi)已投運(yùn)光熱項(xiàng)目

截至2021年底，國內(nèi)已建成的光熱發(fā)電項(xiàng)目的裝機(jī)容量為52萬kW(其中，示范項(xiàng)目的裝機(jī)容量為45萬kW)，僅完成《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出的500萬kW發(fā)展目標(biāo)的約10%，發(fā)展情況不及預(yù)期。

我國最早的光熱項(xiàng)目（青海中控太陽能德令哈10MW塔式光熱電站）于2013年7月成功并網(wǎng)，是亞洲首個(gè)投入商業(yè)運(yùn)行的光熱項(xiàng)目、全球第六座實(shí)現(xiàn)商業(yè)化運(yùn)營的塔式光熱電站。

截止目前，我國共有10個(gè)大型光熱項(xiàng)目投運(yùn)，合計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到560MW（部分小于10MW的項(xiàng)目披露信息較少，未計(jì)入統(tǒng)計(jì)）。

在風(fēng)光熱互補(bǔ)開發(fā)的大趨勢下，光熱發(fā)電市場正迎來新一波發(fā)展熱潮。截至目前，僅青海、甘肅和吉林三地，已有包括111萬千瓦光熱發(fā)電裝機(jī)的多個(gè)風(fēng)光熱互補(bǔ)新能源基地進(jìn)入開發(fā)階段。更多的類似項(xiàng)目正在醞釀中。

03國際熱點(diǎn)：“光熱+光伏”發(fā)電

近年來，光伏發(fā)電的成本一直在迅速下降，光伏發(fā)電系統(tǒng)成本從2007年的60元/W下降至2019年的4.55元/W，裝機(jī)規(guī)模也持續(xù)高速增長。然而，由于光伏發(fā)電存在夜間無法發(fā)電、輸出功率不可調(diào)節(jié)等不足，使其在電量消納、電力支撐等方面仍受到限制。

由于光熱發(fā)電與光伏發(fā)電均屬太陽能發(fā)電技術(shù)，雖然光熱發(fā)電因投資成本較高制約了其發(fā)展，但其具備儲能、輸出功率靈活可調(diào)等能力，可以解決光伏發(fā)電的不足，將光熱發(fā)電與光伏發(fā)電聯(lián)合開發(fā)具有提高項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的優(yōu)勢。

因?yàn)楣鉄岚l(fā)電特有的光熱轉(zhuǎn)換過程，使光熱發(fā)電自帶儲能本領(lǐng)，自帶儲能是光熱發(fā)電最大的優(yōu)勢之一。

“光熱+光伏”發(fā)電充分利用了這一特性，白天主要由光伏發(fā)電供應(yīng)電力，夜間再利用熔融鹽、導(dǎo)熱油等介質(zhì)儲存的熱能進(jìn)行光熱發(fā)電。采用此種模式，不僅充分發(fā)揮了光伏發(fā)電的成本優(yōu)勢，還能體現(xiàn)光熱發(fā)電輸出功率可調(diào)、大容量儲能的性能優(yōu)勢。

中東、非洲、南美等地區(qū)已經(jīng)有一些國家開展了“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目的規(guī)劃與建設(shè)。

迪拜方面，裝機(jī)容量為950MW的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目成為其2050年能源戰(zhàn)略的重要組成部分，其中光熱發(fā)電的裝機(jī)容量為700MW。

智利方面，CerroDominador電站(包括裝機(jī)容量為110MW的光熱發(fā)電和裝機(jī)容量為100MW的光伏發(fā)電)即將投運(yùn)；智利國家能源部提到利用新能源時(shí)必須要解決其發(fā)電時(shí)的間歇性問題，光熱發(fā)電技術(shù)將發(fā)揮核心作用，預(yù)計(jì)到2050年，該國的能源消費(fèi)中將有20%以上來自光熱發(fā)電。

摩洛哥方面，在建的NoorMidelt項(xiàng)目一期包含了裝機(jī)容量為190MW的光熱發(fā)電、裝機(jī)容量為600MW的光伏發(fā)電及部分電化學(xué)儲能。

根據(jù)公開數(shù)據(jù)，這些項(xiàng)目所在地的太陽能資源都較為豐富，年DNI在1850～2800kWh/m2范圍內(nèi)。

截至2021年，國際上部分“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目

項(xiàng)目中的光熱發(fā)電技術(shù)均采用目前國際上較為成熟的槽式光熱發(fā)電或塔式光熱發(fā)電技術(shù)路線，單體光熱電站的裝機(jī)容量在100～200MW之間。

在光熱發(fā)電與光伏發(fā)電的裝機(jī)容量比例方面，各項(xiàng)目之間的差異較大，迪拜950MW“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目中光熱發(fā)電的裝機(jī)容量是光伏發(fā)電的2.8倍，而摩洛哥NoorMidelt項(xiàng)目一期中光熱發(fā)電的裝機(jī)容量僅為光伏發(fā)電的30%左右。

為實(shí)現(xiàn)夜間發(fā)電，大部分光熱發(fā)電項(xiàng)目的儲熱時(shí)長超過了12.0h，但NoorMidelt項(xiàng)目一期的儲熱時(shí)長相對較低，僅7.5h，這是因?yàn)樵擁?xiàng)目中除光熱發(fā)電的儲熱系統(tǒng)之外還配置了電化學(xué)儲能系統(tǒng)。

04中國“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目分析

現(xiàn)階段，我國的太陽能光熱發(fā)電技術(shù)取得較好的發(fā)展成果，但相比日本、美國等發(fā)達(dá)國家而言，技術(shù)水平滯后的問題依然存在，尚有較大的進(jìn)步空間。

中國適宜建設(shè)光熱發(fā)電項(xiàng)目的場址主要位于西北地區(qū)，而這些地區(qū)也是大規(guī)模發(fā)展光伏發(fā)電等新能源發(fā)電項(xiàng)目的重要區(qū)域。

由于這些地區(qū)中的某些地區(qū)不具備建設(shè)抽水蓄能電站、燃?xì)鈾C(jī)組等靈活電源的條件，而且出于生態(tài)保護(hù)方面的考慮又難以新增燃煤機(jī)組，導(dǎo)致在新能源電力占比持續(xù)增加的發(fā)展形勢下缺少為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰能力的解決方案，因此有必要在這些地區(qū)將光熱電站作為調(diào)峰電源為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰能力。

太陽能資源條件方面。中國已建成的光熱發(fā)電項(xiàng)目及已規(guī)劃的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目所在地，比如：青海省的海西州，甘肅省的阿克塞縣、玉門市等的年DNI在1500～1850kWh/m2之間，低于國際上已建或在建的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目所在地的太陽能資源水平，這會造成項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的降低。

技術(shù)路線方面。與國際上“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目中的光熱發(fā)電技術(shù)主要采用較為成熟的槽式光熱發(fā)電技術(shù)或塔式光熱發(fā)電技術(shù)不同，中國首批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目主要是出于示范新技術(shù)的考慮，因此包括了槽式、塔式、線性菲涅爾式等多種新型的光熱發(fā)電技術(shù)路線。

到“十四五”期間，無論是采用“光熱+光伏”發(fā)電模式還是僅光熱發(fā)電方式，技術(shù)路線的成熟度和項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性將成為項(xiàng)目開發(fā)時(shí)應(yīng)考慮的主要因素。

裝機(jī)容量方面。由于中國光熱發(fā)電項(xiàng)目的開發(fā)還處于示范階段，大部分項(xiàng)目的裝機(jī)規(guī)模與國際已建成的光熱發(fā)電項(xiàng)目相比較小，均在50～100MW之間。

隨著中國光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)能力的日趨成熟，未來光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)時(shí)可以適當(dāng)增加裝機(jī)容量，通過規(guī)模效應(yīng)提高項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。

儲熱時(shí)長方面。國際“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目中除摩洛哥項(xiàng)目因安裝了一定量的電化學(xué)儲能系統(tǒng)導(dǎo)致其儲熱時(shí)長較低外，其他發(fā)電項(xiàng)目的儲熱時(shí)長都超過了12h。

中國除魯能海西州多能互補(bǔ)項(xiàng)目中光熱發(fā)電的儲熱時(shí)長為12h外，首批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目的儲熱時(shí)長均相對較低，為7～12h，這主要是因?yàn)榕c單體光熱電站開發(fā)相比，光熱發(fā)電與光伏發(fā)電聯(lián)合運(yùn)行時(shí)，光熱發(fā)電還要為整個(gè)項(xiàng)目提供一定的儲能支撐，因此需要適當(dāng)增加儲熱時(shí)長。

裝機(jī)容量配比方面。魯能海西州多能互補(bǔ)項(xiàng)目包括了50MW光熱發(fā)電和200MW光伏發(fā)電，同時(shí)還配置了400MW風(fēng)電及50MW電化學(xué)儲能。

而國際已建“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目中光熱發(fā)電與光伏發(fā)電的裝機(jī)容量配比差異較大這與項(xiàng)目所在地的太陽能資源條件、電價(jià)水平、電力消納能力等多方面因素有關(guān)，因此中國以后開展此類項(xiàng)目時(shí)，需要結(jié)合當(dāng)?shù)氐膶?shí)際情況確定裝機(jī)容量配比。

中國今后進(jìn)行“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)時(shí)，有必要適當(dāng)提高其中光熱發(fā)電的裝機(jī)規(guī)模和儲熱時(shí)長，并選擇合理且成熟的技術(shù)路線，以提高項(xiàng)目整體發(fā)電能力和經(jīng)濟(jì)性。光熱發(fā)電和光伏發(fā)電的裝機(jī)容量比例需要結(jié)合項(xiàng)目所在地的太陽能資源條件、電價(jià)水平、電力消納能力等因素綜合確定。