成本是光伏发电3-4倍 光热发电靠谱吗？

　　太阳能光伏网讯:说起太阳能发电，想必大家已然不陌生，小到路边装有太阳能电池板的路灯，大到大型的太阳能发电站，都有太阳能发电的身影。只不过，这些太阳能发电项目多数是光伏发电，除了太阳能光伏外，还有一种利用太阳能转化为电能的方式——太阳能光热发电。

　　太阳能光热发电，是将比较集中的太阳光能通过传递介质转化为热能，然后再转化为电能的技术。一般光热发电系统可以分成四部分：集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统。

　　集热系统，顾名思义就是聚集太阳能，并将太阳能转换为热能，简而言之就是利用太阳把集热工质（编者注：工质即实现热能和机械能相互转化的媒介物质）“烤热”。热传输系统，是通过泵等设备将工质输送给蓄热系统或热交换系统，传输过程就是一个字：“快”，以免工质“凉”下来。蓄热和热交换系统，相当于一个“大电池”和一座“烧火炉”。

　　蓄热系统将送来的热量存储下来，热交换系统将工质（一般是水）“烧开”成蒸汽，来推动汽轮机旋转。发电系统则类似常规火力发电系统，蒸汽驱动汽轮机，再带动发电机发电。

　　所以，太阳能光热发电经历了四步能量转换过程：光能——热能（存起来或者发电）——机械能（汽轮机转动）——电能。

　　光热发电按所加热介质的温度高低分为高温发电和低温发电。高温太阳能光热发电都是采用以水蒸气为介质的朗肯循环。而低温太阳能发电是以低沸点有机物为工质的朗肯循环。

　　目前国际上光热发电的主流形式为高温光热发电，又可以根据集热形式不同分为塔式、槽式、碟式等种类。

　　塔式系统利用多台平面反射镜（称为定光镜），将太阳光反射到中心高塔顶部的接收器上（下方左侧图中发光的部分），并转换成热能传给工质。

　　槽式系统的聚光镜为槽型抛物面，一般成串使用，细长型的管状集热器被固定在聚光镜的焦点线上，工质在集热管内被加热。目前，国际上已投运或在建的光热发电站中，槽式光热发电系统较多。

　　碟式光热发电是利用旋转抛物面聚光镜将太阳光聚集在集热器上，集热器内的工质被加热从而驱动发电机做功发电的一种发电方式，是目前发电效率最高的，可达30%。

　　塔式系统的聚光镜一般是定日镜群（编者注：定日镜即将太阳或其他天体的光线反射到固定方向的光学装置），将阳光聚集到一个固定在接收塔顶部的接收器上，接收器上的吸热器吸收由定日镜系统反射来的高热流密度辐射能。

　　目前，国内外采用的定日镜大多是镜表面具有微小弧度的平凹面镜。和其他两种不同的是，塔式系统可通过熔盐储热，具有聚光比高、工作温度高、热传递路程短、热损耗少、系统综合效率高等特点，可实现高精度、大容量、连续发电，适合大规模并网发电。

　　槽式系统因为聚光镜为槽式抛物面，所以太阳光会聚焦在一条直线上，即焦线。在这条焦线上安装管状太阳能集热器，用来吸收聚焦后的太阳辐射能。

　　其关键技术在于聚光镜的生产制造，以及两个方面的控制，一个是自动跟踪控制，使得槽式聚光器时刻对准太阳，以保证最大限度的吸收太阳能，据统计跟踪比非跟踪所获得的能量要高出37.7%。另外一个是传热液体回路的温度与压力控制。

　　碟式系统为点聚焦，于焦点处的太阳能接收器收集高温热能，加热工质，驱动发电机组，或在焦点处直接放置太阳能斯特林发电装置。这种系统具有寿命长、效率高、灵活性强等特点，可以独立运行，非常适合作为边远地区的小型电源使用。

　　综合对比三种技术路线，塔式在大规模发电中最具有发展潜力，但是前期单位投资过大且降低造价很难，缺乏大规模发电装置运行的实际经验；

　　槽式系统结构相对简单、技术较为成熟，商业化运营经验丰富，仍是当前光热发电的主流路线，但其聚光比小、系统工作温度低、核心部件真空管技术尚未成熟、吸热管表面选择性涂层性能不稳定等问题仍旧存在；

　　碟式的热效率最高，结构紧凑、安装方便，非常适合分布式小规模能源系统，但斯特林热机关键技术难度大，目前仍处于试验示范阶段。

　　光伏发电的原理称为“光生伏特”，就是当太阳光照射到太阳能电池上时，电池吸收光能，在电池的两端出现异号电荷积累，即产生电压，引出电极并接上负载，就产生电流。

　　所以，除了来源都是太阳，光伏发电和光热发电完全是两码事。但是它俩经常被放在一起比较，看看谁更厉害。我们今天也来比一比，首先看光伏发电，主要优势有：

　　（2）随之带来的发电可调度性很高，这一点就很类似火电站了，可以随时根据负荷调整发电量，平滑地输出功率；

　　（3）因为可以平滑输出，就具备了作为电网旋转备用和消峰填谷出力的可能，可相当于“快速火电机组+抽水蓄能机组”。

　　（2）成本高昂，光热发电的成本是常规能源发电成本的一倍以上，电站投资成本是光伏的4倍，太阳能流留密度低，需要大面积的光学反射装置和昂贵的接收装置将太阳能直接转换为热能，这一过程的投资成本占整个电站投资的一半左右，这是导致光热发电成本居高不下的最大原因；

　　光热发电技术自上世纪50年代诞生至今，经历了多个发展阶段，截至2015年12月底，全球已建成投运的光热电站接近5GW。

　　这其中，西班牙在运光热电站总装机容量为2300MW，占全球总装机容量近一半，位居世界第一，美国总装机量为1777MW，位列世界第二，两者合计约占全球光热装机的88%。

　　除这两大光热大国外，印度、南非、阿联酋、阿尔及利亚、摩洛哥等国也在大力发展光热太阳能技术，中国是世界上第8个掌握大规模光热技术的国家。

　　光热发电尽管原理简单，其能量转换环节却比光伏发电复杂很多，涉及光学、热学、电学、材料学、热能工程等多个学科的交叉融合，对于不同技术路线，效率提升的障碍和路径也有所不同，可以说推广应用仍是任重道远。

　　1、与光伏电站、火电厂联合发电，形成互补效应。在同一个发电区域内平衡光热和光伏之间的电力生产和输送，可消除光伏的间歇性问题，这两大技术的结合从总体上可有效降低整体系统的发电成本。

　　2、建立分布式发电系统，解决偏远山区供电问题，碟式系统最适合，但由于其发电技术还不成熟，目前多采用槽式发电系统。

　　有专业人士指出，国内企业进军光热发电市场，整体产业链已初步形成：五大电力公司先后跟进太阳能光热发电。国内企业在光热产业链上下游元件生产方面高速成长，如大型塔式电站用定日镜的能力和产能，兆瓦级太阳能塔式热发电站已经试运行；槽式太阳能热发电方面，已有300°C线°C真空管迈进。

　　与光伏发电相比，光热发电能够将太阳的热量保存在工质中进行存储，在阴天和晚上释放出来，以实现连续发电，一年将有超过5000小时的满发运行时间，可以在电网中作为一个基础电源来承担调节作用，可以说光热发电的前景比光伏发电更好。

　　不过，前路漫漫，提高关键部件的性能、解决相关技术难题、降低商业成本，以及国家政策施行与法律法规的完善都是不容回避的问题。

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　　经过531新政的一轮大洗牌后，光伏行业从百花齐放走向了优胜劣汰、适者生存的局面。企业为了自救，除了技术创新降本增效外，大多走上了转战海外之路。海外市场形式多变，如果在海外早有布局，加大海外市场投入，也许很快就能有所见效，即使面对美国、印度、土耳其等国家双反政策，也可以通过海外建厂的