与常规电站互补是未来趋势
记者：下一步中控在推动光热发电利用上还有何长远计划？
钟国庆：接下来的一段时间内，我们还将通过项目的建设不断进行难点攻关、技术创新，进一步降低造价。同时，光热发电不单限于纯光热发电，其很容易同传统常规电站相结合，如太阳能－煤互补发电、太阳能－燃气互补发电等。太阳岛还可提供各种参数的蒸汽，在各领域有着广泛的应用，如工业蒸汽供应、海水淡化、蒸汽驱产油、城市供热等。因此我们也将继续积极开拓创新，推进光热利用产业的多样化发展。
光热发电规模化应用三大问题待解
上世纪八十年代在美国投运的世界首个商业化光热发电站已稳定运行了30年左右，充分证明了光热发电的技术可行性。截至目前，全球在运光热电站总装机超过了1000兆瓦。光热电站可以设计成结合储能、燃气、燃煤发电技术按照调度要求运行的电站，因此可以高效地与负荷曲线匹配，而且保持较高的容量因子。
据欧洲权威机构预测，未来十年光热发电成本将下降为目前的一半。但是，目前光热的成本依然远比其他应用较为广泛的可再生能源发电形式的成本高。光热的初投资高，技术门槛高，导致进入该行业的企业数量较为有限。要实现发电成本减半的目标，进而规模化应用，需要解决三个方面的重要问题，即提高效率、降低成本，优化灵活调度性，减轻对环境的影响。
一是降低发电、运行和维护成本，提高效率。降低成本是实现规模化发展的基本要求和前提。反射镜面是光热电站的主要部件，降低与镜面相关的成本对降低度电成本至关重要，特别是镜面的制造以及维护成本。镜面制造方面需要具备同样耐久性和反射率条件下的更轻反射面。抗污镜面要有利于减少镜面的清洗次数，可以有效地降低维护费用，减少用水量。
吸收器是光热电站整体性能的决定因素。改进吸收器效率对于全寿命周期的平均成本会产生显著的影响。吸收器的主要影响因素是其选择吸收涂层的光学特性。
目前，光热电站常用的导热油的最高可允许运行温度为398摄氏度，而且使用不当泄漏后有引起火灾的危险。新型材料的导热油、低熔点熔融盐、压缩气体和直接蒸汽发电系统是实现高温运行和防止火灾隐患的有效途径。
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