虽然光热发电在全球范围内已发展逾40年，但对该领域以外的大众而言，这仍只是一个陌生的名词。事实上，包括中国在内，全世界目前有几十个光热发电的商业化电站已投入运行。
电力规划设计总院副主任工程师郑韫哲于近日对记者表示，塔式光热发电机组将成为光热发电技术的主流，高参数、大容量与连续发电是光热发电的发展方向。随着光热发电的规模化发展以及成本的下降，未来它将成为替代常规化石能源的重要清洁电能。
发展迅速的光热发电
光热发电原理为先利用反射镜，将太阳的直接辐射能聚集在吸热器上，加热吸热器中的吸热介质后将光能转化成热能；再利用吸热介质的热能，通过蒸汽发生系统产生高温高压蒸汽，之后利用高温高压蒸汽通过汽轮发电机组，实现热能到机械能再到电能的转换。
郑韫哲指出，光热发电中后段部分的过程与燃煤发电基本相似。“但光热发电配备了一个典型的储热系统，可以在白天吸收多余的太阳能资源，到了晚上再发电。这样保证太阳能热发电项目能够实现连续全天24小时的发电。整个太阳能发电系统相对于燃煤电站来说更加复杂，它的复杂点在于各个系统之间的集成以及控制。”
根据光热发电技术按照聚光集热方式的不同，分为槽式、塔式、线性菲涅尔式与碟式。
槽式和塔式是光热发电采用的两种主流发电形式。在已投运的光热发电机组中，槽式机组占60%~70%的比例，而在建光热发电机组中塔式光热发电机组则占据比较高的比例。
“这也说明，未来塔式光热发电机组可能成为光热发电技术的主流。”郑韫哲说。
目前，全球光热发电机组建成最多的两个国家分别为西班牙和美国，同时摩洛哥、南非、印度、中国等国发展也很迅速——这与上述国家光热资源条件较好有着直接关联。
光热发电可担当电力系统主力
研究显示，与燃煤机组相比，光热发电机组具有更好的调节性能。它的负荷条件范围更宽，最小的负荷可以达到20%，蒸汽发热系统升温速率最高可达到每分钟10度，大大缩短了汽轮机启动时间，在冷态情况下可以达到60分钟，热态情况下20分钟便能启动。
以西班牙Gemasolar电厂19.9兆瓦机组（储热15小时）为例。该电厂无论是全天24小时亦或一周7天里，出力均相当稳定。
郑韫哲分析道：“光热发电为什么能产生连续稳定的出力曲线？这多亏了它的储热系统。光热发电通过配置储热系统，能够保持稳定的电力输出，并不受光照强度变化的影响。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电。同时，可以根据电网用电负荷的需要，快速地调节汽轮发电机组的出力，即参与电网一次调频和二次调频。另外，光热发电机组比燃煤机组的启停时间短、最低运行负荷低，具有更好的调峰性能。”
他认为，在电力系统中，光热发电机组可以作为主力机组承担基本负荷，以及作为电力系统中的调峰机组承担高峰负荷。而且装设光热发电机组的电力系统，还可以提高系统接纳风电或光伏发电的比重。
数据显示，2018年全球光热发电建成装机容量新增936兆瓦，总装机在2017年5133兆瓦的基础上增至约6069兆瓦，增幅为18.23%。
其中，中国光热发电市场新增装机215兆瓦，占全球总新增装机量的23%。换言之，中国对全球光热发电的贡献非常巨大。
他介绍道，装机200兆瓦的摩洛哥NoorII光热电站，是目前世界上槽式单机容量最的大商业化光热发电项目，于2018年1月10日首次并网成功。
NoorII电站装机200兆瓦，采用SenerTrough2大开口槽式集热器，建设425个集热回路，熔盐储热时长7小时。
目前，全球正在实施的最大光热发电项目为阿联酋迪拜MohammedbinRashidAlMaktoum太阳能园区第四期的700兆瓦光热发电项目。该项目由3个装机200兆瓦的槽式电站，以及1个装机100兆瓦的塔式电站组成。2018年3月19日该项目举行了动工仪式，4月13日在上海举行了总包合同签约仪式，5月17日国家发改委通过丝路基金关于投资迪拜光热电站项目的备案。
沙特ACWA电力公司和上海电气集团组成的联合体将共同建设该项目。预计电价为7.3美分每千瓦时，PPA执行年限高达35年，项目的第一阶段预计将于2020年建成。中国能建华东院在发电导设计中参与了工作。
国家政策推动光热发电发展
2016年9月14日，能源局发布《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》（国能新能[2016]223号），确定第一批太阳能热发电示范项目名单及电价。
2016年12月，国家能源局发布《电力发展“十三五”规划（2016~2020年）》，提出到2020年底，要实现太阳能热发电总装机容量达到500万千瓦。
2018年5月22日，国家能源局下发《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》，重点明确要建立电价退坡机制、建设内容调整机制、项目退出机制和失信惩戒等制度，确保发挥首批项目的行业示范引领作用。
目前，我国投运的光热发电电站包括八达岭1兆瓦塔式试验电站、中广核德令哈50兆瓦槽式商业电站、首航节能敦煌100兆瓦塔式商业电站、中控青海德令哈50兆瓦塔式商业电站、天津滨海甘肃熔盐槽式发电项目、常州龙腾乌拉特导热油槽式集热回路及盐城300kWt二次反射示范项目。
在目前中国20个光热发电的示范项目中，共有7个槽式电站、9个塔式电站以及4个线性菲涅尔电站。
郑韫哲认为，提及光热发电时不能忽略其另外一个重要功能，即目前已经实施的、包含光热发电在内的多能互补项目。
如在青海海西州的鲁能多能互补电站项目。在该项目中，鲁能打算建设50兆瓦的光热发电项目，并通过配备可以产生连续稳定电力输出的光热发电机组。该项目可大大提高电网对于光伏、风电等可再生能源的消纳接受的能力。
光热发电未来将占据高比例
关于光热发电在我国的发展前景，郑韫哲指出，2018年全国一次能源消费总量为46.4亿吨标煤，非化石能源占比14.3%。到2020年，非化石能源在一次能源消费中的比重计划达到15%，2030年计划达到20%、2050年达到50%。
而且，我国在《能源生产和消费革命战略（2016~2030）》中提到，非化石能源发电量在2030年占到全部发电量的50%、所对应的发电装机占总量的55%。郑韫哲说：“这其中，光热发电会占据相当高的比例”。
法向直射太阳辐射（DNI）值是当前光热发电技术方案选择及经济评价的重要依据。国际上光热发电厂址的DNI通常在1800kWh/m2a以上，我国首批示范项目申报时要求1600kWh/m2a以上，建议在1700kWh/m2a以上。
郑韫哲预计：“据初步估算，中国拥有可利用的年DNI＞1700kWh/m2的土地约94万km2，分布于西北的新疆、甘肃、内蒙古、青海以及西藏等地区。”
以10万平方公里面积计算为例，其年发电量为54000×108kWh。按配置储热系统机组的利用小时数为3500计算，10万平方公里土地可装机容量约为15亿千瓦。
“这已是一个相当巨大的数字。”郑韫哲说。
他指出，全国很多地区尤其西北部的地方政府非常重视发展光热发电，并纷纷制订了很多建设基地的规划，“电力规划设计总院也曾经参与评审过一些光热发电基地的规划，比如甘肃玉门花海百万千瓦级光热发电基地规划、内蒙古阿拉善盟左旗光热发电示范基地规划、青海省光热发电开发规划等”。
高参数、大容量与连续发电是发展方向
随着中国光热发电示范项目的建设，也陆续带动了一批后续项目的前期工作的开展。
郑韫哲介绍道，去年5月18日，电力规划设计总院发布了《中国电力发展报告2017》，以塔式光热发电机组、12小时储热时间为例，分析出电价的各项成本构成。
如电价构成中占比较大的项目有初始投资、财务费用、修理费、销售税金及附加和所得税；主要影响因素包括初始投资、系统效率，年法向直接辐射照度（DNI）、储热时长、融资成本、税收政策等。
“预计到2020年，光热发电的工程造价会从现在的每千瓦2.5~3万元降低到2.1万左右，电价降低至0.87元每度电。之所以有这么乐观的估计，是基于中国风电和光伏新能源已有的发展经验，光热发电成本下降的速度一定要比国外更快。”郑韫哲说。
高参数、大容量、连续发电是光热发电未来的发展趋势。郑韫哲认为，高参数即为聚光比高、运行温度高和热电转换效率高。“为此，必须在高反射率高精度反射镜、高精密度跟踪控制系统、高热流密度下的传热、光热电转换等核心技术和关键设备的研制中，加大研发力度。”
大容量则主要指发电规模大，要形成吉瓦级的发电能力，主要需降低投资成本和单位发电成本，逐步具备与火力发电成本相当的竞争能力。
“连续发电则主要是提高储热效能。我相信随着光热发电的规模化发展以及成本的下降，未来它一定会成为替代常规化石能源的重要清洁电能。”郑韫哲总结道。
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