在中国北纬37°附近，光热充沛，气候干燥。以“光热之都”——海西蒙古族藏族自治州德令哈市为起点，沿着315国道一路向西，一座200米高的吸热塔与四周环绕的27135面光热定日镜一道，搭建出一个壮观的太阳能光热发电“矩阵”。

近年来，随着我国加速构建“以新能源为主体的新型电力系统”，这其中，光热发电（也称“太阳能热发电”）不仅可以24小时持续产出清洁能源，直接并网，还能有效解决其他新能源发电所产生的波动性等问题。

一、光热发电概述

光热发电是通过利用大规模的集热镜和传统的蒸汽发电机热力循环做功，将光能先转化为热能，再转化为机械能，并最终产生电能的技术。其中热能可以直接与水换热产生高温高压的蒸汽驱动汽轮发电机组发电，也可以被储存在储罐中，在需要发电的时候释放热能进行发电。光热发电集发电与储能于一体，且可提供转动惯量，具备可储热、可调峰、可连续发电等优点。

太阳能发电技术主要有光伏发电和光热发电两类技术。由于可再生能源都具有间歇性和不稳定性，在构建新型电力系统的过程中，光热发电可与光伏发电、风力发电等共同起到较好的协同作用，保障电力的稳定输出。

光热发电技术先在欧美市场得到发展，2021年，西班牙光热装机容量约占全球35.33%，位居世界第一；其次，美国光热装机规模占全球27.21%。由于太阳能热发电在新能源发电中提升稳定性、可靠性的作用逐渐凸显，全球各国加快光热产业的发展。根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟综合统计，2022年底，全球太阳能热发电累计装机容量约7050MW（含美国运行30年后退役的槽式电站）。

我国光热产业对比海外发展较晚，2016年国家能源局发布了首批20个太阳能热发电示范项目，2018年部分项目落地运营拉动了光热发电装机量的增长，2021年起，随着全球光热行业的复苏以及光热发电价值渐显，我国及地方政府积极推动光热产业建设发展。2022年我国太阳能热发电累计装机容量为588MW，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比约8.3%。

二、技术的变革与引领

近年来，随着我国天然气、海洋能、太阳能、风能等清洁能源生产、利用率的不断提升，清洁能源产业加速发展，能源结构正在持续优化发展。就太阳能资源来说，其中的光热发电是真正具备了化石能源的类似优势，具有低碳清洁、出力连续稳，可24小时发电、有可靠储能、电网调节能力强等特点，可较好应对高比例新能源电力系统面临的发电挑战。

但是光热发电同样需要技术的变革与引领，海西州作为我国光热发电的先行者，用一个个“首次”“突破”推动了全国光热发电产业的变革，更为清洁能源产业增添了发展活力。

“我们企业50兆瓦的塔式熔盐储能光热电站项目采用塔式太阳能发电技术路线，可实现连续24小时发电，年发电1.46亿度，实现年减排二氧化碳气体11.9万吨，相当于年节约标准煤4.8万吨以上，并为当地约8万户家庭提供绿色清洁能源。去年我们还在产能发电量1.46亿千瓦时的基础上，实现了发电量达到1.464亿千瓦时的发电新纪录。”樊玉华说。

不要小看这“0.04”，它突破的是企业的计划产能，突破的是目前企业的又一个运维极限，更是为整个行业提供了具有借鉴意义的光热发电建设及运维经验。

“曾经企业众多设备依赖国外进口，不仅成本高，后期维修也存在诸多难题。现在，许多核心设备如用于热熔盐上塔的冷盐泵已实现国产更替，维修周期短，维修费用也降了。”樊玉华说，为了一一突破“卡脖子”难题，我们还不断研究开发核心技术，包括塔式太阳能热发电整体解决方案和能量效率设计；基于分布式网络通讯的镜场大规模聚光控制；太阳能热电站整体系统集成及运营维护技术等多个方面。

如今，整个电站不仅研发出具有自主知识产权的光热发电技术，还实现了光热电站关键装备国产化，同时，聚光精度、光热转化效率等技术指标均达到国际一流水平，提升了光热在全国太阳能领域的应用水平，降低了光热建设成本和发电成本。

距离青海中控不远处，是中广核德令哈50兆瓦槽式光热示范项目现场，占地2.46平方公里，相当于360多个标准足球场的面积，是国家能源局批准的首批20个光热示范项目中首个开工建设、并网投入运行的槽式光热发电项目。

值得称赞的是，该项目持续开展科技创新，掌握了光热储能项目的标准化建设、运维流程，形成了获得国际认证、国家认证的技术标准体系，两项科研成果分别被认定为“国际领先、国际先进”。

蹇钊介绍：“该项目配备了一套低成本、大容量、无污染的储能系统，具备大容量储能和调峰能力，可实现年等效运行3950小时，年节约标煤6万吨，减少二氧化碳及其他有害气体排放10万吨，相当于植树造林280公顷，具有较高经济效益和生态效益。”

今天，一处瀚海，汇聚的不仅仅是光热发电企业，更是以技术创新集聚的产业发展向心力，并以此为原点，正在将这一活力辐射全国。

三、欲与光伏争高低，终因成本败阵

2022年，全球光热发电累计装机容量7,050MW，而全球光伏发电累计装机容量预计已经超过1,000GW。

造成这种急剧分化局面的根本原因，是高昂的成本，包括初始投资成本和度电成本。

初始投资成本方面，光热发电站的单位千瓦投资成本2.5-3.5万，是光伏电站的4-5倍，陆上风电的3-4倍，传统煤电的3-4倍。度电成本方面，以塔式光热电站为例，成本约为1元/kWh，相当于光伏发电的1.4-2倍，陆上风电的2-3倍，传统煤电的3-4倍。

就单个光热电站来看，储能时间越长，综合度电成本会降低，但单位造价则会更高。还是以塔式太阳能热发电站为例，根据CSTA数据，12小时储热100MW容量的电站，总投资高达25~30亿元，这一数字已经把不少人拒之门外

作为一种新兴的绿色发电方式，光热发电也有其优势所在。因其“极热无风”、“晚风无光”等特点，风光发电与生产生活需求存在较多不匹配。外加受自然条件影响，特别是在连续的极端天气下，其波动性与间歇性问题明显。

当风光发电在电力系统中的比重不断增加，传统电力系统也会越来越难以消纳大量的波动间歇性能源。由此产生的灵活性不足、调节能力不够等短板和问题，甚至可能制约更高比例、更大规模可再生能源发展。这样的背景下，国家开始鼓励发展配套的储能技术，提高风光发电的利用效率，减少“弃光弃电”。

国内现有的储能方式，有抽水储能、电化学储能、储热储能等，其中以抽水储能为主。在最适合风光发电的西北西区，抽水储能显然不可行，而电化学储能面临成本高、寿命短、难以大规模铺开等问题，燃煤机械储能又不符合碳中和的大趋势。

再来看光热发电。通过熔盐传递热量推动汽轮发电机组发电，光热发电具备类似于火电的转动惯量，可以实现调频，解决风光发电的不稳定问题。另外，上文提到，塔式、槽式等光热发电装机方式，本就自带储能选项。

光热发电在白天可以将热能、以及风光峰值电力储存在熔盐介质中，在用电需求较大的晚高峰释放热量发电，在光热低谷的夜间又可以给风电让位，由此实现连续供电。现阶段，风光热储一体化方案中，对应光热发电的装机规模及储能时长的最优配置比例，仍处于研究及实验阶段。总之，光热发电是一个看起来不错的选择。

文章来源： ​青海日报，市值风云APP，xylona