截至2020年底, 我国可再生能源发电装机达9.34亿kW, 占发电总装机的42.5%, 风电、光伏发电、水电、生物质发电装机分别达到2.8亿、2.5亿、3.4亿、0.3亿kW, 连续多年稳居世界第一。

我国承诺CO₂排放力争于2030年前达到峰值、2060年前实现碳中和, 《“十四五”可再生能源发展规划》明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上, 非化石能源消费占比达到25%左右。光热电站作为太阳能发电的应用之一, 具有利用光照时间长, 连续运行, 可实现调峰等优点, 有望成为未来化石燃料发电可靠的替代者。

1.   光热电站的工作原理

目前光热电站主要有槽式、碟式、菲涅尔式、塔式4种。

1.1   槽式光热电站

槽式光热电站主要由太阳岛、热传和蒸汽发生系统、储热岛、发电岛4大部分组成。

太阳岛由集热器阵列构成, 集热器由反射镜、真空集热管、钢结构支架、跟踪驱动装置组成。集热器根据太阳的转动, 通过抛物面反光镜, 将太阳光反射并聚集到集热管上, 加热集热管上的导热流体, 把热量源源不断地收集起来。通过蒸汽发生器把水变成水蒸汽, 推动汽轮机发电, 同时部分能量通过熔热换热器进入储热罐。储热系统主要由储热罐、储热介质、熔岩泵、换热器组成, 当光照不足时, 储贮的热量继续发电。

1.2   菲涅尔式光热电站

菲涅尔式聚焦工作原理与槽式光热发电类似, 它采用菲涅尔结构的聚光镜代替抛面镜, 集热管具有二次反射功能, 二次聚光过程起到加大聚光比, 同时对集热器的选择性涂层进行隔离作业。这种技术的聚光效率是常规抛物面型集热器的3倍。

1.3   塔式光热电站

塔式光热电站利用众多定日镜阵列形成光场, 将太阳热辐射反射到光场中央接收塔的顶部接收器上, 产生400~800 ℃的高温, 加热接收器内的工质(通常为熔盐)。通过工质吸收储存热量, 再利用储存的热量加热水产生蒸汽, 驱动汽轮机发电机组发电。

塔式光热发电系统具有聚光比、集热温度高, 装机容量大, 热损耗少, 系统稳定等优点。

1.4   碟式光热电站

碟式光热电站是利用碟状抛物面聚光集热器, 将太阳光聚焦到碟状镜中心的吸热器表面上, 通过热电转换装置, 例如朗肯循环热机等, 将热能直接转换成电能。通过聚光碟系统的聚光比可以达到2000以上, 加热器表面工作温度维持在600~750 ℃, 系统峰值光-电转化效率可达到25%以上。

2.   光热电站的优点和瓶颈

2.1   光热电站的优点

光热电站具备持续发电能力。光热发电可配置低成本的储能设施, 不仅具有良好的可持续电力输出能力, 同时可提供风电、光伏发电等波动性电源所不具备的转动惯量和无功支撑。国内5万kW的中广核德令哈光热发电站连续运行32天(773 h), 青海中控德令哈光热电站连续运行12天(293 h)。

光热发电可储可调, 可与风电、光伏形成优势互补, 有利于“三北”大型风光基地就地消纳和外送消纳。光热发电储调能力强, 且提高储调能力的边际成本低, 机组调峰深度最大可达80%, 爬坡和启停速度优于燃煤机组, 可与燃气发电相当。

光热发电可以有效承接我国煤电装备产业。我国已经宣布不再新建境外煤电项目, 同时近中期将控制煤电装机规模, 长期来看将逐步退出市场。煤电在产业规模、技术水平和从业人数上形成了完备的体系。除了产热方式不同外, 光热发电和煤电发电的原理相同。煤电产业如何实现顺利转型是关系国计民生的重要课题。

2.2   光热电站的发展瓶颈

光热发电成本依然较高。通过企业调研, 当前新建光热发电成本约0.9~1.0元/kWh, 仍远高于陆上风电和光伏发电。初始投资高昂是光热发电成本高的主要原因。以当前主流的10万kW装机、12 h储热塔式光热电站为例, 造价为2.5万~3万元/kW。聚光、吸热、储换热系统占据初始投资的主要部分, 约占整个电站成本77%。

光热发电的部分设备尚依赖进口。如熔盐泵、熔盐阀、熔盐流量计、旋转接头等设备, 在光热电站中需求量有限, 成本中占比低, 但其工况环境严苛, 技术参数要求高, 国内产品质量相对不高, 以进口为主, 国内厂商解决这些问题需要一定时间。此外, 通过使用温度更高、成本更低的吸热和储热介质, 采用超临界CO₂透平技术等实现更高效率的发电技术方面, 仍有较长的路要走。

光热发电产业发展严重依赖国家补贴。根据国家2020年出台的政策, 2021年底前并网的光热示范项目纳入国家补贴范围, 能够享受1.15元/kWh的电价; 对于2020年及之后的新增项目, 政策规定将光热发电电价补贴支持由中央转到地方, 因此“十四五”时期或是光热发电产业十分艰难的时期。

3.   光热电站未来的发展前景

国外在光热发电的材料、设计、工艺及理论方面已经开展50多年的研究, 并已得到商业化应用, 2020年全球累计装机容量达669万kW。我国光热发电起步较晚, 但是在国内示范项目的带动下, 已初步建立了较完整的产业链, 部分产品出口国外。

国内光热发电项目建设处于试点示范阶段。2016年, 我国安排了首批光热发电示范项目建设共20个项目, 134.9万kW装机, 分布在北方5个省区, 电价1.15元/kWh。同时, 国家鼓励地方相关部门对光热企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施, 多措并举促进光热发电产业发展。截至2021年底, 我国光热发电装机容量约为59万kW, 共12个项目, 主要分布在甘肃(21万kW)、青海(21万kW)、内蒙古(10万kW)和新疆(5万kW), 另有2万kW分布在其他省。

目前我国太阳能光热发电还处在起步阶段, 但国家十分重视太阳能光热发电产业的发展。太阳能光热发电有条件逐步成为我国新能源发展的“重头戏”。