索比光伏网讯:近期，随着《太阳能发电科技发展“十二五”专项规划》的发布，光热发电成为太阳能发电领域的热门词汇。那么，目前我国光热发电的技术水平如何?如何促进这一产业的健康快速发展?日前，记者带着上述问题专访了北京工业大学传热强化与过程节能教育部重点实验室研究员吴玉庭。
吴玉庭
如果采用光伏峰值转换效率指标衡量，太阳能热发电的峰值效率最高已达31.25%。
希望国家相关部门能够出台分期电价政策，给光热发电公平发展的机会，出台积极的扶持政策。
槽式最成熟，塔式最有希望
记者：光热发电主要有哪些形式?在全球内发展情况如何?
吴玉庭：光热发电目前主要有槽式、塔式、碟式、线性菲涅尔等4种形式，目前来看槽式发电最成熟，在全球光热发电装机中所占比重也最大。根据相关数据，截至今年4月，全球光热发电装机为170万千瓦，其中西班牙为110万千瓦，美国为50万千瓦。而在170万千瓦装机中，90%以上为槽式发电项目。
槽式之所以最成熟，是因为槽式系统聚光比低(一般为70左右)，一般不会发生烧毁、爆管等事故，发生事故风险比较小，但是聚光比低会造成效率低，成本高的劣势。
从长远看，塔式是最有希望的技术，因为它具备聚光比和效率较高的优势。此外，塔式成本降低潜力比槽式大，按照国际能源署等机构的评估报告，在几种光热发电形式中，塔式电站成本最终可能降到最低。塔式太阳能热发电之所以没有槽式发展快，是因为塔式聚光比高、高温吸热传热技术难度大，一旦实现技术突破，找到好的技术解决方案，塔式技术将会得到快速发展。
碟式采用模块式发电系统，一个模块装机为25千瓦，需要一个发电机组，要想组成大电站，要由数百个模块及发电机组组成。碟式太阳能热发电实现了31.25%的峰值效率，是目前太阳能热发电最高的峰值效率。目前碟式太阳能热发电一般采用斯特林发动机作为发电模块。斯特林发动机成本非常高，而且可靠性低，从而造成碟式太阳能热发电初投资是槽式太阳能热发电的2倍多。另外碟式太阳能热发电目前还无法集成蓄热，也限制了该项技术的发展和商业化。
线性菲涅尔是近几年才出现的光热发电技术，现在已在西班牙建成3万千瓦左右的示范项目，线性菲涅尔具有聚光成本低的优势，但其聚光比比槽式还低，一般为30左右，因此其发电温度更低，一般在300摄氏度左右。
记者：目前最成熟的槽式电站，其成本情况如何?
吴玉庭：在国外一般情况没有储热的话，3—4万元/千瓦;有储热要高一些，如西班牙的7.5小时储热槽式电站，其安装成本为5万元/千瓦，但是有储热的电站发电小时数大幅增加，没有储热的一般为1500-2000小时，储热7.5小时的将达到3800-4300小时左右，由此发电效率也更高。
在西班牙、美国等国，槽式发电度电成本为2元/kWh。如果在中国实现产业化，应该比他们更便宜。我们希望产业形成后，通过大规模国产化、批量生产和技术改进，能够做到初投资2万元/千瓦以下，折合度电成本为1.1元—1.2元/度;到2020年，可能降到1万元/千瓦以下，发电成本将降低到0.4—0.7元/度，届时将形成大规模推广应用的条件。
记者：相关数据显示，光伏发电光电转换效率高达20%以上，而光热发电仅为13—14%，这是否意味着光热发电效率不如光伏发电?
吴玉庭：其实并非如此。光热发电与光伏发电效率的计算方法不同，光伏发电是在实验室按照标准条件测出的电池片效率，只反映了电池片最高效率，并不是全系统效率。实际上由电池片，到电池组件，再到逆变上网有很多中间环节，会有能量损失，因此光伏发电全系统效率会比电池片效率低很多，另外目前光伏发电一般不跟踪太阳，造成采光效率随太阳入射角不同而发生变化，因此太阳能光伏发电系统会随太阳入射角变化而发生很大变化，太阳能光伏发电系统年平均效率应该远低于峰值效率，但光伏行业一直未给出电站年平均效率;光热发电效率反映的是全年平均下来由太阳光到电的全系统全时平均转化效率，这是年平均效率。如果采用光伏峰值转换效率指标衡量，太阳能热发电的峰值效率最高已达31.25%。
我国发展光热发电基本没有技术障碍
记者：目前我国建设光热电站的情况如何?
吴玉庭：我国光热发电起步较晚，目前仅有些已建或在建的试验示范项目，尚未实现光热发电的产业化。如在科技部863项目的支持下，中科院电工所牵头多家科研单位和企业参与正在北京延庆建设1MW塔式发电示范项目，目前已经完成了镜场、吸热器、传热蓄热等主体工程建设，可能将于近期建成发电。
近年来，一些企业开始涉足商业化光热发电项目。如大唐新能源公司中标了内蒙古鄂尔多斯50兆瓦槽式发电特许权招标项目;中广核太阳能公司和浙江中控集团将在青海分别建设50MW槽式与塔式发电项目，这两个项目均已通过了青海省发改委能源局的可研报告评审，具备了动工建设条件。
记者：我国发展光热发电的技术条件如何?是否已掌握了相关核心技术?
吴玉庭：我国发展光热发电基本没有技术障碍。光热发电所用设备基本都是常规的能源机械设备，生产制造这些设备并不需要高精尖技术，都是中国已掌握的技术，或可以通过科技攻关迅速实现国产化的技术。
事实上，中国还掌握了一些光热发电核心技术。如北京工业大学通过科技创新，研发了可以完全替代国外导热油传热工质的熔盐技术。相对于国外的导热油，这种技术产品成本大幅下降，每吨价格仅为导热油的1/4(当前导热油价格为4万元/吨);使用寿命延长，导热油由于高温下容易碳化，寿命仅为3—5年，而熔盐工质使用寿命长达20年;此外，该产品还具有所需压力低、传热性能好等明显优势。
记者：您所说的熔盐技术目前产业化情况如何?
吴玉庭：这项技术已有实际应用的案例，我们将其应用于我校楼顶上的5千瓦槽式小试项目，数千小时的运行实践证明其使用效果良好，可以说已具备产业化条件。
我们希望能够与资金实力雄厚的企业合作，将其应用于装机规模更大，如数千千瓦的示范装置上，这样才能充分体现其科技先进性和竞争优势。
我们的熔盐技术虽然尚未真正实现产业化，但是我们相信通过与企业合作，这一技术应该能在一两年内实现产业化，“十二五”期间能够应用于示范电站，“十三五”期间能够在光热电站广泛使用。
希望出台分期电价政策
记者：根据最新的《可再生能源中长期发展规划》，2015年我国光热装机将达到100万千瓦，2020年为300万千瓦。对于上述规划目标，您怎么看?
吴玉庭：在我看来，完成这一目标的压力不小，因为今年都2012年了，装机还为0，未来两三年内能否完成确有难度。不过，如果国家能出台相关产业刺激政策的话，这一任务目标也许能完成。
至于2020年300万千瓦的目标，我认为只要“十二五”期间把技术掌握好，并出台有关产业支持政策，就一定能够实现。甚至会在批量建设情况下，实现装机量的巨大突破，有可能翻番到7-8百万千瓦。
记者：您认为制约我国光热发电产业发展的瓶颈有哪些?
吴玉庭：最大的障碍是产业发展初期所遭遇的困局。一种新能源技术从研发到产业化，再到形成产业，容易受到其他形式新能源的影响。以太阳能发电为例，光伏发电经过几十年发展已经形成了产业，其成本已经很低;而光热尚未形成产业，政府部门也老拿我们和光伏发电比较，说光伏电价格这么低了，不该搞光热发电。
然而，我认为政府部门应该认识到，光热发电起步阶段和光伏成熟阶段的电价水平不具有可比性，费用比它高也是正常现象。如果政府没有相应扶持政策出台的话，这一产业永远不会形成，也不利于整个新能源产业的平衡发展。
记者：您认为应该如何打破光热发电瓶颈制约，推动我国光热发电产业快速健康发展?
吴玉庭：首先，希望国家相关部门能够出台分期电价政策。如“十二五”期间可给光热发电一个比较高的电价，到“十三五”电价要压下来，因为产业已经形成，这对产业发展推动很大。根据现在政策，很多企业投资回报率很低，需要十几年才能收回成本，风险也大，不敢或不愿投资，这是很重要的一个障碍。应给光热发电公平发展的机会，出台积极的扶持政策。
其次，希望光热发电汲取光伏和风电发展的经验和教训。我国发展可再生能源时存在盲目引进、造成核心技术缺失的问题，这对提高整个产业竞争力不利。希望国家能够出台支持自主创新的相关政策，掌握核心技术知识产权。
最后，希望行业发展初期标准先行，行业相关标准能尽快出台，引导行业健康发展。
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