据美国能源部国家可再生能源实验室（National Renewable energy Laboratory，简称NREL）近日发布的一份最新报告显示，在6年内可再生能源利用率最低达到33%（按照2020年当地的规定，最低33%的电力需来自可再生资源）的前置条件下，光热发电（CSP）项目可为公用事业规模的太阳能发电项目增加5-6美分/kWh的附加值。

这份名为«Estimating the Value of Utility-Scale Solar Technologies in California Under a 40%Renewable Portfolio Standard（40%可再生能源组合标准下加利福尼亚州公用事业规模太阳能技术价值的评估）»显示，光热发电项目可以存储数小时或更长时间的能力，有助于系统在太阳落山后依然保持稳定的发电容量。

与其它间歇性可再生能源技术相比，这意味着在33%可再生能源标准下，光热发电每kWh的价值可增加5美分，在40%可再生能源标准下每kWh的价值可增加6美分，而显著的附加效益则意味着在用电高峰时光热发电可以帮助降低电费。

NREL CSP集团经理马克·梅霍斯（Mark Mehos）对此表示：“与不太灵活的发电来源相比，光热发电系统具有显著的附加价值。随着可再生能源的利用率逐步提升，光热发电的相对价值也随之上升。同时，光热发电还可以使电网更加灵活，并通过在太阳落山后继续发电来减少对光伏的限制，从而实现光伏技术的更大规模部署。我们计划在今年余下的时间里对此展开更详细的调查研究。”

当光伏捕获太阳光并将其转化为可用电能时，光热发电技术可收集太阳能并将其转化为热能，并可驱动发动机或涡轮机产生电力。同时，光热系统产生的热能还可以通过熔盐等进行储存保留数小时，然后在太阳落山后空桶、电视和照明等需求仍旧很高时提供能量。

来自太阳的第二种发电方式—光热发电

太阳能发电有两种形式:光伏发电是利用太阳能电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转化为电能，光伏发电首选技术是将半导体等元器件制成的光伏太阳能电池板接收太阳能，通过半导体或者金属材料的温差发电;光热发电是将太阳热辐射能转化为热能再将热能转化为电能，间接用于发电。

光热发电经过“光能－热能－机械能－电能”的转化过程实现发电。

具体来说，反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，用来加热集热装置内导热油或熔盐等传热介质，传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，蒸汽驱动汽轮机带动发电机发电。

光热发电和火力发电的原理基本相同，后端技术设备一模一样，最大的差别是发电所用热源不同，前者利用太阳能搜集热量，后者是利用燃烧煤、天然气等获取热量。

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。

光热发电为调峰最佳选择

国网山西省电力公司调度控制中心水电及新能源处前处长赵俊屹表示：太阳能光热发电是集“清洁能源生产、储能调节和同步发电技术”于一体的最佳解决技术方案，其技术三重属性——资源的绿色低碳可再生属性、生产的同步发电技术属性以及传输过程的可存储特性，决定它既是清洁可持续的绿色低碳的新能源，同时也是网源友好、极具调节性的一种便利适用的电力能源。关于配置容量的最佳比例，他提出：首先是要满足新能源最大的利用、最合理的利用经济性，其次是适应电力系统安全稳定和调节性要求，满足大规模可再生能源为主的电力系统及其用户的需求。

电力规划设计总院高级顾问孙锐认为，太阳能光热发电集发电与储能为一体，具有很好的可靠性和调节特性，同时可以为系统提供转动惯量，是维持高比例新能源电力系统安全稳定运行难得的技术手段之一。

时璟丽介绍，在全国范围内，尤其是可再生能源占比较高的地区，继续提升风光在电力系统中的渗透率，必须在电源侧、电网侧、用户侧各方都采取有效措施，通过合理配置调峰和储能设施、推进火电灵活性改造、加快电网基础设施建设、发挥需求侧响应作用、加强网源荷储衔接等方式，持续提升电力系统灵活性，增加系统调节能力。而此前围绕新能源配储能，是由一些地方能源主管部门给出相应的要求，一般要求配备5%-20%容量/1-2小时不等的储能，但是并非所有地方都有强制要求。此次新能源配储能则上升到国家层面，第一次提出市场化可再生能源项目储能配比定量要求。对于自带储热的太阳能光热电站而言，意义重大。

国家太阳能光热产业技术创新战略联盟秘书处梳理发现，我国已并网的太阳能热发电示范项目的熔盐储能时长短则6小时，长则15小时，各项目运行性能不断提升，储能优势明显。例如，兰州大成熔盐线性菲涅耳光热示范电站成功按照电网指令要求实现在晚高峰期间发电。

阿克塞50MW熔盐槽式光热发电项目业主、深圳金钒甘肃光热发电有限公司董事长胡建辉非常感慨地表示，该文件对光热行业是有史以来最全面的利好政策。在储热型电站和火电厂灵活改造升级方面大有可为。同时，也感受到了其他新能源企业和电网企业对光热行业平视的友好目光……

而俞科对比了光热发电的优势：一是光热调峰和天然气与火电灵活性改造调峰对比，光热通过集热场收集能量储存后调峰发电，无需消耗化石燃料，属于零碳调峰电源。二是光热和电池比，光热可以实现10%～110%的宽幅调峰和10小时以上的长时间储能，远高于文件要求的15%-20%的容量4小时储能，并且光热发电具有传统同步发电机组并网特性，同时兼具功率调节和电压支撑作用，可以替代“储能+调相机”的配置方案，光热寿命25年以上不用反复更换和回收电池。三是光热和抽水蓄能比，建设周期短，厂址要求低，可以与风电光伏同场建设，具有调峰和黑启动能力，侧重日内调节，与抽水蓄能拥有不同的能力定位。

华北电力大学能源与动力学院院长杜小泽在中国可再生能源学术大会——太阳能热发电和储能分会上表示：在众多储能方式中，储热技术具有适用性广、成本低等优势，目前最具大规模应用潜力，并具有广阔的发展前景。

浙江可胜技术股份有限公司董事长金建祥持相同的观点，“光热采用的熔盐储能非常安全且资源丰富，同时，热储能的寿命非常长，可以跟抽水蓄能媲美。”金建祥表示，文件中要求的4小时储能，对于光伏来说可能是一大难事，据初步测算，如果配置光伏装机容量的20%/4小时的电化学储能系统,总投资将增加约34%，上网电量下降约2%，最终度电成本将提升36%。

此外，太阳能光热发电与燃煤发电具有高度的匹配性。华北电力大学校长杨勇平在2020中国太阳能热发电大会上指出，太阳能光热发电和熔盐储热技术既可以帮助燃煤电站在不被淘汰关闭的情况下完成清洁化改造，还可以对现有的燃煤电厂通过集成太阳能光热发电+熔盐储热系统，为其提供一种减少煤炭用量、并保持供应可调度电能能力的新思路。

未来万亿市场可期

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。

按照IEA预测，中国光热发电市场到2030年将达到29GW装机，到2040年翻至88GW装机，到2050年将达到118GW装机，成为全球继美国、中东、印度、非洲之后的第四大市场，照此看来，光热发电万亿级市场才刚刚拉开帷幕。

文章来源：远瞻智库，中国能源报，新能源前沿