太阳能光热发电的发展现状及前景分析

张 争，夏 勇

（长江工程职业技术学院，武汉 430212）

1 太阳能光热发电概述

1.1 光热发电的基本原理

传统的火力发电是通过燃烧，把化石中储存的能量，转化为热能，再转化为电能。而太阳能光热发电则是通过数量众多的反射镜，将太阳的直射光聚焦采集，通过加热水或者其他工作介质，将太阳能转化为热能，然后利用与传统的热力循环一样的过程，即形成高温高压的水蒸气推动汽轮机发电机组工作，最终将热能转化成为电能，典型太阳能光热发电热力循环系统原理如图1所示。正是通过这样的环节，太阳能光热发电技术和传统火力发电技术顺利地集成在一起。由于火力发电技术早已非常成熟，从而降低了太阳能光热发电整体技术开发的风险。更重要的是，利用热能发电的形式也使得光热发电在能量储存和联合发电方面具有了独特的优势，是将来实现全天候24小时连续发电的基础。

1.2 与光伏发电相对比

太阳能发电技术主要包括太阳能光伏发电和太阳能光热发电两种。光伏发电的原理是当太阳光照射到太阳能电池上时，电池吸收光能，产生光生伏打效应，在电池的两端出现异号电荷积累，若引出电极并接上负载，便有功率输出。

图1 典型太阳能光热发电热力循环系统原理图

光热发电与光伏发电两种利用太阳能技术相比较，可得到以下几点结论：

（1）在生产技术方面，光伏发电是目前太阳能发电产业的主流技术，较为成熟。

光热发电在我国发展时间较短，在太阳能聚光方法及设备、高温传热储热、电站设计等集成以及控制方面，已经取得实质性进展，但商业化业绩较小。

而中国在太阳能电池制造方面技术已经达到世界领先水平，然而，上游产业链中的多晶硅提纯技术落后，多晶硅原料基本依赖进口。

（2）在节能环保方面，光热发电优势明显，有望成为解决能源匮乏、应对气候变暖的有效手段。

光热发电是清洁生产过程，基本采用物理手段进行光电能量转换，对环境危害极小。太阳能光热发电站全生命周期的CO2排放仅为13～19g／kWh。

而光伏发电技术存在致命弱点为太阳能电池在生产过程中对环境的损耗较大，是高能耗、高污染的生产过程。业内专家认为，太阳能电池在生命周期所能节约的能源与生产太阳能电池本身所要消耗的资源相比，并不经济。虽然短时间内光伏发电在其技术较为成熟的条件下，为节约化石能源做出了贡献，可光伏电池生产过程中给环境带来的压力并没有纳入其制造成本中，长久来看，光伏电池生产并非可持续发展之道。

（3）在并网及与传统火电站接轨方面，太阳能光热发电优势明显。

光热发电可以在很大程度上解决新能源的并网难题。光热发电的一个显著特点是其输出电力稳定，电力具有可调节性，可以满足高峰及基础负荷电力市场需求。太阳能光热发电站可以设计蓄热系统，在云遮或日落后，蓄存的热能可以被释放出来，使汽轮机持续运行，从而保证输出电力的稳定性，并增加全负荷运行时数。此外，太阳能光热发电站也可以和传统的蒸汽或联合循环电站整合（混合发电），利用化石燃料辅助太阳能电站的循环。光热发电因为在原理上部分与火力发电相似，降低了太阳能集热发电整体技术开发的风险，更容易被以火力发电为主营业务的发电集团所接受。

而光伏发电受日光照射强度影响较大，上网后给电网带来较大压力，其发电形式独特，和传统电厂合并难度大。

2 光热发电的发展现状

2.1 光热发电的产生背景

太阳能光热发电的概念最开始由太阳能国际组织提出。世界环境机构决定在印度、埃及、摩洛哥和墨西哥建四座太阳能联合循环电站后，太阳能与化石燃料混合发电系统开始逐渐得到关注，并在世界范围内得到了一定的推广。国际上许多研究机构对太阳能与化石燃料的结合方式以及其热力性能进行了大量的理论研究，提出了多种混合热发电系统。但总体上主要分为太阳能与燃气轮机集成、太阳能与蒸汽轮机集成、太阳能重整化石燃料集成三大类。国外针对太阳能与燃气轮机集成发电系统的性能和优化，进行了大量研究，该系统主要通过接收器吸收太阳能热量预热空气实现，最早在CONSOLAR、SOLGATE项目中提出，并快速发展。伴随环境污染问题的日益严重以及人们对节能减排的重视，太阳能重整系统也得到越来越多的利用，出现了加入化学链、富氧燃烧、太阳能煤气化等一系列新兴系统。另外，关于太阳能与蒸汽轮机集成发电系统也有一定的研究。如整体太阳能联合循环系统（ISCCS）、太阳能与传统燃煤机组混合发电等。

2.2 国外光热发电的发展现状

1950年，前苏联设计了世界上第一座太阳能塔式电站，建造了一个小型试验装置。70年代，太阳电池价格昂贵，效率较低，相对而言，太阳热发电效率较高，技术比较成熟，因此当时许多工业发达国家都将太阳热发电作为重点，投资兴建了一批试验性太阳能光热发电站。据不完全统计，1981～1991年全世界建造的太阳能光热发电站（500kW以上）约有20余座，发电功率最大达80MW。但20世纪80年代中后期以后，人们对建成的太阳能光热发电站进行技术总结后认为，虽然太阳能光热发电在技术上可行，但投资过大（美国太阳能1号试验电站投资为1.42亿美元），且降低造价十分困难，所以各国都改变了原来的计划，使太阳能光热发电站的建设逐渐冷落下来。

美国和以色列联合组成的路兹太阳能光热发电国际有限公司，自1980年开始进行太阳热发电技术研究，主要开发槽式太阳能光热发电系统，5年后奇迹般地进入商品化阶段。该公司从1985年至1991年在美国加州沙漠建成9座槽式太阳能热电站，总装机容量353.8MW。电站的投资由1号电站的5 976美元／kW，降到8号电站的3 011美元／kW，发电成本从26.5美分／kWh降到8.9美分／kWh。

路丝热电站的成功实践表明，不能简单地否定太阳能光热发电技术，而应继续进行研究开发，不断完善，使其早日实现商业化。为此，以色列、德国和美国几家公司进行合作，继续推动太阳能光热发电的发展。

一般来说，太阳能光热发电形式有槽式、塔式和碟式（盘式）三种系统 。其中槽式太阳能光热发电实现了商业化运行，其主要集热部件是高温真空太阳集热管。目前高温真空太阳集热管成熟的生产技术掌握在以德国的SCHOTT和SIEMENS等少数公司手中，并为全球太阳能光热发电工程提供核心集热部件。2009年7月启动的“欧洲沙漠行动”，堪称为可再生能源领域最具宏伟的计划。多个欧洲财团和企业，计划在未来十年内投资4 000亿，在中东及北非地区建立一系列并网的太阳能光热发电站，来满足欧洲15%的电力需求，以及电站所在地的部分电力需求；西班牙的可再生能源规划中，设定了2005～2010年装机容量500MW的目标。这一目标已经提前实现。于是，西班牙部长会议在2009年11月通过决议，提出2010～2013年太阳能光热发电装机容量2 440MW的新目标。太阳能光热发电在可再生能源发电技术中具有发电成本较低、绿色无污染等特点，相信随着可再生能源技术的发展、应用的扩大，将有着广阔的市场前景。

目前，国际上最大的商业化太阳能塔式发电站是西班牙PS10，装机容量为11MW，在建的最大太阳能塔式发电站是西班牙PS20，装机容量为20MW。仅2007和2008两年，世界上太阳能光热发电的在建装机容量是2007年之前20年的8倍，太阳能光热发电技术已经进入快速发展时期。太阳能光热发电一次投资为2 500～2 900美元／，太阳能光热发电年效率可达15%～20%，发电成本15美分／kWh。随着技术和规模的发展，有望在2020年其发电成本达到4美分／千瓦时左右。

2.3 我国光热发电的发展现状

与国外光热发电技术在材料、设计、工艺及理论方面进行了长达50多年的研究相比，我国太阳能光热发电正处于起步阶段，“十一五”规划中的863计划才有关于太阳能光热发电的项目。槽式太阳能光热发电系统中的核心部件，如兆瓦级槽式太阳能聚光器、高温真空太阳集热管、储热单元等尚处于研发阶段。

2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》指出，“十一五”期间，在甘肃敦煌和西藏拉萨建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、新疆等地建设太阳能光热发电示范项目。到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到2 000MW，太阳能光热发电总容量也将达到2 000MW。随着国家相关新能源法律法规的颁布，一些示范性项目相继上马。如2007年6月1日，在南京的江宁太阳能光热发电示范（试验）系统成功发电，这是国内首座70MW的太阳能光热发电系统。该系统突破性的将单位发电成本控制到0.6元／kWh，成功地跨过了太阳能发电商业化应用0.6元／kWh的门槛。

2010年10月20日，位于内蒙古鄂尔多斯的50MW槽式太阳能光热发电特许权示范项目（下称50MW热电项目）正式招标，它标志着中国光热发电朝商业化迈出了重要一步，预计最初年发电量为1.2亿kWh。业界寄望于借助该项目考量国内研发技术，探索符合国情的商业模式并带动市场规模化发展。作为全国首个太阳能商业化光热发电工程项目并未获得投资者的青睐与追捧，在正式开标当天，仅有3家企业联合体参与了该项目的投标。

鄂尔多斯项目是中国光热发电市场化的一个缩影。起步较晚的光热发电离产业化距离较远，尚未解决部分关键部件的国产化问题，成本成为了本次招标失败的根本原因。据鄂尔多斯项目的工程报告显示，该项目单位造价为2.6万元／kW，几乎是光伏发电造价的2倍，是火电的4倍。与同属太阳能资源利用、已逐渐实现规模化应用的光伏发电相比，光热发电在我国依然处在商业萌芽阶段。

3 我国光热发电的前景分析

3.1 光热发电应用面临的障碍

（1）相比光伏电站，光热电站需要更高额初始投资。目前由于产业链不完善、规模偏小、技术路线不成熟等原因，光热电站的成本仍然偏高，国际能源署（IEA）估计目前光热电站的建设成本在4.2～8.4美元／W，根据技术、设备、人工成本有不同，按6美元／W计算，50MW的光热电站需要投资3亿美元。

（2）光热电站的发电成本仍较高，需要政府补贴。美国加州SEGS第9期光热发电项目80MW电站的发电成本约为17美分／kWh，西班牙的光热发电成本约为20美分／kWh，内蒙古50MW特许权光热发电项目中，大唐新能源的中标电价为0.9399元／kWh，远高于其他类型电能的上网电价。

（3）光热发电的技术成熟度不够。目前的光热电站技术路线并未完全确定，塔式电站是目前较为成熟的选择，但碟式方案的效率看来更高，而管式电站的成本控制相对要容易，因此技术路线面临选择与变化；而国内目前尚没有大型太阳能光热发电系统的设计经验，故太阳能发电选址标准、工程设计、系统集成等技术还需要进一步研究，从1MW级左右的示范电站向50MW以上的大型电站提升，要求成熟的集成技术保证电站运行的稳定性。

（4）光热发电对光照资源要求高。光热发电要求日照条件非常苛刻，日照资源稍差的地方光热发电的成本将大幅上升，对于国内也只有西部部分地区符合日照时间要求。这样大规模光热发电只能建设在西部和北部，要将电力输送到东南部，需要配套电网的建设。

3.2 国内应对情况分析

（1）随着皇明太阳能集团、中海阳新能源电力股份有限公司等国内厂商投入光热发电设备生产，有助于降低建设成本。

（2）与成本相关的政策措施主要有上网电价补贴、贷款担保、财政补贴、税收优惠、降低进口关税、加速折旧等。政策对于光热产业的进一步发展起着关键作用，2011年5月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2011年版），鼓励新能源门类中，太阳能光热发电位于首位，从政策层面对光热发电的重视程度也显著提升。但相关的实质性细节还需要进一步落实，特别是购电和补贴等扶持政策，消除光热发电在发展中的不确定因素。

（3）随着国家对可再生能源的日益重视，光热发电产业的发展十分迅猛，“十五”期间，中国科学院电工研究所、工程热物理所等科研机构和一些太阳能企业已开始了光热发电技术的项目研究。目前，我国科学家已经对碟式发电系统、塔式发电系统以及槽式聚光单元进行了研究，掌握了一批太阳能光热发电的核心技术，相信我国从基本材料、主机设备和系统设计集成的太阳能光热发电产业链的时间不会太长。

（4）特高压电网建设列入国家电网“十二五”规划，计划在2015年前建成从西部、西北到华北、华东、华南的“三纵三横”跨区域特高压线路。这样就使建设在西北地区光热电站的电力得以输送到东南部。

4 结 语

太阳能是一种取之不尽用之不竭的清洁可再生资源，利用太阳能发电是开拓新能源、保护环境和节能减排的有效途径。尽管现阶段光热发电还无法在成本等方面与光伏发电竞争，但由于可以解决能源储存难题及具有与电网并网明显优势性，光热发电更具有向替代能源发展的潜力。对中国这样的能源需求大国而言，选择发展光热发电无疑更符合国情。从更宏观的角度看，光热发电产业链很长，对其他诸多产业的带动作用也较大，既能推动集热管、反光镜、锅炉、储热材料、汽轮发电机等能源设备行业的发展，又能促进玻璃、钢材、水泥等基础产业的发展。光热发电产业对整个国民经济的拉动作用，令人鼓舞。

［1］姚志豪.光热发电—全球新能源的新热点［J］.能源评论，2012，（4）.

［2］陈 昕，范海涛.太阳能光热发电技术发展现状［J］.能源与环境，2012，（4）.

［3］罗敏智.太阳能光热发电技术经济性分析［D］.保定：华北电力大学动力工程系，2010.

［4］孟昭莉，许李彦.太阳能光热发电产业的现状及前景［R］.北京：中国三星经济研究院，2011.