近日，中国电力企业联合会标准化管理中心下发征求中电联标准《塔式太阳能光热发电站定日镜场检测规程》（以下简称《规程》）意见的函。该标准规定了塔式太阳能光热发电站关键系统设备的检测条件、检测设备和检测方法。

接受采访的业内专家认为，《规程》将促进光热行业健康发展。“十四五”期间，在碳达峰碳中和背景下，光热发电行业有望迎来爆发式发展，装机规模将达到300万千瓦。

保障项目经济性

浙江可胜技术股份有限公司董事长兼总工程师金建祥参与了《规程》起草，他对记者表示，定日镜场作为塔式光热电站的核心组成部分，对塔式光热电站实现高效率、安全可靠运行具有重大影响。通过制定标准，可以规范光热电站的设计、建设和调试过程，保障光热电站的质量，为项目经济性保驾护航。

中电联标准化管理中心主任汪毅告诉记者，编制《规程》的初衷是保障光热工程质量，引领光热行业发展。目前，欧美国家也在加大光热产业基础性研究，积极投入标准化工作。中国已牵头开展了4项国际光热标准编制工作，为光热发电标准化工作贡献了中国智慧。国内光热标准的编制，也为国际标准化工作奠定了坚实基础。“塔式太阳能光热发电站定日镜场的技术要求及检测校准难度很大，某塔式太阳能光热发电站镜场控制系统校准工作长达3年。”

“《规程》编制后，已经进行了多轮修改。”金建祥表示，“主要修改意见集中在检测指标的完整性、方法的可实施性、检测过程是否清晰明确等方面，目前正在征求意见，期待业内积极反馈意见。”

记者获悉，意见反馈时间截止日期为2022年3月15日。

提升国际竞争力

近年来，我国光热产业规模快速增长，技术水平显著提升，2018年以来已有9个大型光热发电项目陆续投入运行，装机容量达到55万千瓦。通过不断优化，项目的性能和发电量逐步提升，特别是青海中控德令哈5万千瓦塔式光热项目，各项指标均已达到设计值，验证了我国光热技术及国产化设备的先进性及可靠性。在业内人士看来，这一批光热示范项目的建设，让我国光热产业链逐步完善，为今后的降本增效打下了基础。

电力规划设计总院高级顾问、中国电机工程学会太阳能热发电专委会副主任委员兼秘书长孙锐在接受记者采访时表示，工程技术标准是指导和规范工程建设工作的重要文件，只有掌握了相关技术并积累了工程实践经验，才能编制出较高水平的工程技术标准。我国通过第一批光热发电示范项目的建设，带动了光热发电行业的快速发展，总结这些工程的建设经验及相关技术的应用情况，编制相应的工程技术标准，用以指导和规范以后的工程建设工作，不仅可以促进我国光热发电行业发展，还能提高我国发电技术和装备的国际竞争力。

处于爆发前夜

记者采访了解到，现阶段，我国正处于能源体系绿色低碳转型的关键期，光热发电逐渐受到关注和重视，国家和各省市陆续出台了一系列支持政策，行业正处于爆发前夜。

“尤其是国家新能源大基地项目大规模启动后，一批超百万千瓦的项目得以推进。”浙江高晟光热发电技术研究院有限公司总经理章颢缤认为，今后光伏、风电将与光热协同发展、多能互补，光伏、风电装机规模不断扩大，成本进一步下降，都成为光热发展的有利条件。

孙锐认为：“随着风电和光伏发电装机量增大，电力系统对储能和灵活调节电源的需求愈加迫切。为了更好地消纳风电和光伏电力，现在采用多能互补一体化项目的方式，为光热发电项目配置风电和光伏发电资源，通过风电和光伏发电的利润空间，来弥补光热发电的亏损，可以短期解决光热发电的市场需求，防止光热发电产业链发生断裂。但它的副作用已经显现，风电和光伏的利润空间有限，地方政府限制了风电和光伏的装机容量配比，项目单位为了实现合理的投资回报，不得不削减光热发电项目的投资，大幅减少集热系统的规模，导致光热发电的灵活调节功能大打折扣。”

业内专家普遍认为，我国已培育出完整的光热发电产业链，但上网电价政策亟待完善。虽然现在提出要大力支持新型储能、光热储能的发展，但没有明确具体支持政策和补贴模式。

据了解，目前光热发电项目的上网电价按照当地燃煤发电的基准电价执行，导致投资无法实现经济回报。“部分地方电价过低，如青海省等适宜发展光热发电产业的大省，新能源标杆上网电价为0.2277元/千瓦时，低于全国其他同类地区。新能源配建储能和光热发电后，整体收益率过低。”金建祥直言。

2月10日，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》已提出，完善支持太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。对此，金建祥建议，对光热调节性电源的价格补偿机制可采用两部制电价。

光热发电技术路线

大型光热发电厂可以分为四个部分：集热系统，热传输系统，储热系统，发电系统。

集热系统：

集热系统负责吸收太阳辐射能，对导热介质进行加热，为后续发电提供能量，是光热发电系统最核心的组成部分。

集热系统包含聚光装置与接收器两个核心组件，其中聚光装置由中央控制系统操控，跟踪太阳位置收集并反射(重定向)最大量的阳光，将辐射能集中至接收器上。接受器则利用收集到的能量加热内部介质，实现能量的吸收与储运。

热传输系统：

热传输系统则是将集热系统收集起来的热能，利用导热介质，输送给后续系统的中间环节。目前最主流的工作流体是熔盐，相较于早期使用的水和导热油，熔盐在熔融态下可保持较宽的工作温度范围，允许系统在低压工况下吸收和储存热能，安全性能出色。

但由于高温熔盐对管道与储热罐内部存在一定的腐蚀，所以对材料要求比较高。

储热系统：

通过储热罐，光热系统可以将被集热器加热过的介质集中储存，再泵出与水换热，产生蒸汽来推动汽轮机发电。之后冷却的工作流体可再次流回集热系统重新加热。

热能被储存在储热罐中，可以在夜间或光照不足的情况下持续工作一段时间，进而突破光照时长的限制，实现超长发电时间。

同时，储能罐还具备调节输出功率的能力，能够根据当地的用电负荷，适应电网调度发电。相比于光伏发电，光热发电自带储热系统。

发电系统：

光热的发电系统和传统电厂区别不大，仍是通过加热水获得高质量的过热蒸汽，推动各式汽轮机发电。由于光热电站所用导热介质是循环使用的，几乎不产生排放，发电过程无疑更加环保。

1、光热发电分类

按照聚能方式及其结构进行分类，主要有塔式、槽式、碟式、菲湿尔式太阳能光热发电四大类技术，塔式和槽式光热发电技术商用更广泛。

塔式光热发电系统：

点式聚焦集热系统，利用大规模自动跟踪太阳的定日镜场阵列，将太阳热辐射能精准反射到置于高塔顶部的集热器，投射到集热器的阳光被吸收转变成热能并加热中间介质，使其直接或间接产生540℃——560℃蒸汽，其中一部分用来发电，另一部分热量则被储存，以备早晚或没有阳光时发电使用。塔式系统具有热传递路程短、高温蓄热、综合效率高等优点，新建的光热发电项目中塔式光热发电技术越来越多，塔式是未来太阳热辐射能光热发电的主要技术。

槽式光热发电系统：

也称槽式镜像系统，是线式聚焦集热系统。利用大面积槽式抛面镜反射太阳热辐射能，连续加热位于焦线位置集热器内介质，将热能转化为电能。槽 式聚光器是一维跟踪太阳方式，属于中高温热力发电，串并联集成后发电容量无限制。

太阳热辐射能集热装置占地面积比塔式、碟式系统要小30%——50%，已建成的光热发电站有80%以上采用槽式技术。

碟式光热发电系统：

也称为抛物面反射镜斯特林系统，是点式聚焦集热系统，是世界上最早出现的太阳能光热发电系统。由许多抛物面反射镜组构成集热系统，接收器位 于抛物面焦点上，收集太阳辐射能量，将接收器内的传热介质加热到 750℃ 左右，驱动斯特林发动机进行发电。

碟式发电优点是光学效率高，启动损失小，适用于边远地 区独立电站。

菲湿尔式光热发电系统：

工作原理类似槽式光热发电，只是采用多个平面或微弯曲的光学镜组成的菲涅尔结构聚光镜来替代抛面镜，众多平放的单轴转动的反射镜组成的矩形镜场自动跟踪太阳，将太阳光反射聚集到具有二次曲面的二级反射镜和线性集热器上，集热器将太阳能转化为热能，进而转化为电能。特点是系统简单、直接使用导热介质产生蒸汽，其建设和维护成本相对较低。

2、自带储能是光热发电最大的优势之一，熔盐是业绩主流传热储热介质

传热蓄热技术是光热发电关键技术之一，而传热介质的工作性能直接影响系统的效率和应用前景。传热介质中，使用较多的有水/水蒸汽、空气、液态金属、导热油以及熔盐等。

其中，熔融盐具有工作温度高、使用温度范围广、传热能力强、系统压力小、经济性较好等一系列的优点，目前已成为光热电站传热和储热介质的首选。

常见熔盐的熔点从低到高的排列顺序为：硝酸盐＜氯化物＜碳酸盐＜氟化物。

（1）氟化物：氟化物共晶体由于其较高的热存储容量被广泛应用于太阳能空间站和熔盐核反应堆中，但其缺点是成本较高，材料的热稳定性较差并且具有毒性。

（2）氯化物：优势在于其具有较高的热融合特性及廉价易得，其缺点是腐蚀性较高。

（3）碳酸盐：可以应用在高温潜热储能领域，但是其较高的粘度和易分解性质限制了其应用的范围。

（4）硝酸盐：具有熔点低、热容量大、热稳定性高、腐蚀性相对较低等优点，特别是硝酸钾、硝酸钠的熔融盐已成功应用在太阳能热发电站的商业案例中。

Salt熔盐作为传热蓄热介质，在国内外太阳能光热发电领域应用较为广泛，其使用温度范围为300——500℃，适合作为中高温传热蓄热材料。

根据应用领域的要求不同，所使用的熔盐产品亦有所区别。常见的光热熔盐品种有二元盐、三元盐和低熔点熔盐产品等。

对于光热发电而言，二元熔盐的应用较为广泛及成熟。目前塔式光热电站熔盐的工作温度一般在550℃以上，而槽式光热电站一般不超过400℃。虽然塔式电站更高的运行温度会导致熔盐挥发量高于槽式电站，但光热电站中熔盐使用寿命基本与电站同步，一般在25——30年左右，运行过程中会损耗部分熔盐，需定时补充。

熔盐市场格局：

当前中国的光热发电产业仍处于起步阶段，大规模商业化发展仍须等待。在此大背景下，国际熔盐厂商依托其集团优势开始在国内光热发电市场开展一些市场拓展活动。

中国熔盐供应企业多数是传统的硝酸盐生产企业，也有部分企业通过采购硝酸盐原料生产符合质量要求的熔盐。

3、四种光热发电方式的对比，槽式存量最大，塔式增量最多

从全球范围看，目前已投入使用的光热发电站中，槽式仍然凭借其更低的前期投资，较低的门槛与建设难度，以及更低的维护成本在投运项目中占据主流。

但在建项目中，塔式则凭借更高的聚光率产生更高温度，实现更高的热电转化效率以及更低的发电成本，是未来的主要方向。

实际上由于光热发电良好的兼容性，多种设计混用的情况并不罕见，全球范围内将塔式与槽式混用的光热电站就有10座。

我国境内也有青海省海西州700MW风光热储多能互补项目，混合了风光热三种可再生能源。

定日镜成降本拦路虎

由于国内光热产业还处于示范阶段，光热发电站装机规模较小，尚未形成规模化，造成成本较高。

从初始投资成本看，光热发电站的单位千瓦投资成本在2.5万-3.5万元，是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍、光伏电站的4-5倍，关键的太阳岛和储热岛固定投资分别占50%-60%、15%-20%，并且储热时间越长，投资成本越高；

从度电成本看，据业内估算，塔式光热电站的度电成本在1元/千瓦时左右，相当于煤电的3-4倍、陆上风电的2.3倍、光伏发电的1.4-2倍。

具体来看，太阳岛所占成本比例最高：太阳岛主要包括聚光系统和吸热系统，而定日镜是太阳岛中成本占比最高的部件。

目前中国塔式太阳能热发电站的太阳岛造价为3600——4000元/kW。其中定日镜成本约占太阳岛成本的75%，随着电站规模变大，定日镜数量相应增加，太阳岛成本构成中定日镜的占比也会增加，吸热器输出热功率达到500MW以上后，定日镜成本在太阳岛中的占比大于80%。

降本提效是光热发电的必经之路：

根据塔式太阳能光热发电站成本构成，影响成本电价的三个主要动因：产能规模化效应，运营维护成本和技术工艺进步及管理优化。

预计在未来，光热发电站成本电价可与燃煤火电站的电价相当，具有广阔的应用前景和成长空间。

上述可知，定日镜成本占到塔式光热发电站成本的一半左右，所以定日镜的降本是光热发电发展的重中之重：定日镜由反射镜、镜架、动力设备、控制器及基座组成，各部分的造价构成比例依次为9%、9%、61%、6%和15%。

由于①规模效应带来的加工费用和运输费用降低；

②更轻便定日镜的设计降低相关材料费用；

③动力设备的优化设计 降低该部件成本。

预计随着装机量的提升，定日镜成本可大幅下降。

文章来源： 远瞻智库，中国能源报