也逐渐开始崭露头角，随着技术的不断发展进步，其独特的储能优势可以使光热电站实现24小时连续发电，逐步具备承担电力基础负载的能力。
如果你持续关注能源领域的发展，那么你将意识到一些国家的电力市场正悄然发生着变革。与传统化石燃料相比，太阳能和风能等可再生能源越来越具有竞争优势，近年来许多国家的可再生能源发电量占比都在不断提升。例如，2010年德国出台能源转型(Energiewende)政策，称要在2035年实现可再生能源用电量占比达55%~60%的目标。
德国及其它国家的能源变革政策有力地促进了可再生能源的研究与发展(R&D)，同时也推动相关企业进一步发展风能、太阳能及其它可再生能源技术。
在太阳能发电领域，现阶段光伏毫无疑问处于支配地位，多年以来，光伏市场的激烈竞争和技术不断创新升级促使其成本不断降低，也使一些企业淘汰出局。目前，作为已有数十年发展历史的另一种太阳能发电技术——光热发电也逐渐开始崭露头角，随着技术的不断发展进步，其独特的储能优势可以使光热电站实现24小时连续发电，逐步具备承担电力基础负载的能力。
熔盐塔式技术占比日趋提升
光伏发电利用太阳能电池板将太阳辐射能直接转换成电能，而光热发电则由太阳能集热器将所吸收的热能转换成蒸气，再驱动汽轮机发电。目前，商业可用的光热发电技术路线基本分为四种，根据它们集中太阳辐射方式的不同，可以分为点聚焦集热系统和线聚焦集热系统。点聚焦集热技术包括塔式和碟式;线聚焦集热系统包括槽式和线性菲涅尔式。
据美国能源部国家可再生能源实验室(NREL)数据库显示，目前全球共有130多个光热电站项目。其中，99个电站已投入运行，18个电站仍处于建设阶段。这些电站中，槽式光热电站占主导地位(88个)，而塔式电站(29个)则因其在高温下的储能优势日越来越受到重视。
据国际可再生能源机构(IRENA)和CSPPLAZA研究中心分别公布的相关数据显示，截至2016年年底，全球光热发电装机已超过5GW(CSPPLAZA统计数据为5017MW)。目前，西班牙国内共有50座光热电站投入运营，装机量达2.3GW，而美国投入运营的光热电站装机达1.7GW，规划建设中的光热电站装机达1.7GW。此外，中国也计划在2018年之前实现光热发电装机1.4GW，到2020年达5GW的目标。去年9月，中国国家能源局公布了20个光热示范项目名单，其中大多数项目将由中国企业设计和建造，而美国和澳大利亚等国的相关企业也将参与到部分项目的建设中来。
美国知名光热电站开发商BrightSource的市场部及政务部高级副总裁Joe Desmond表示，根据可参考案例分析，IRENA预计到2030年全球光热电站总装机容量至少达到45GW，甚至有望达到110GW，而这样做可以将全球温度升幅控制在2℃以内。
光热发电的核心优势——储能
另一美国知名光热电站开发商SolarReserve的首席执行官Kevin Smith认为，光热电站的主要优势在于它可以生产出电网友好型的可调度电力。这意味着与传统的发电厂一样，光热电站产生的电力可以很好地满足连续的用电需求，而这主要得益于光热电站可以配置高性价比的熔盐储热系统。这种储热技术并非直接蓄电(光伏和风电一般使用蓄电池来储存电力)，这使得光热电站生产的电力不仅可调度，而且可以实现24小时电力调度，且夜间不需要补充备用燃料。
SolarReserve的塔式光热发电技术便采用熔盐进行储热，由硝酸钠和硝酸钾组成的混合物被作为电站的传储热介质。熔盐泵将熔融盐(300℃)泵到高约164米左右的吸热塔顶端的吸热器中，而吸热器用集中的太阳辐射热量将熔盐加热到约565℃。约27215吨的熔融盐被密封存储在不锈钢罐中，这样可以更好地实现储热。
该公司第一个投入商业应用的光热电站是装机110MW的新月沙丘项目，该电站已于2015年年底投入运行，并于2016年获得电力杂志(Power Magazine)年度最佳电站奖。此后，SolarReserve继续开发多个光热项目，包括南非装机100MW塔式光热电站Redstone，该电站配置了12小时的熔盐储热系统，并将于2018年投入运行。
Torresol能源公司率先在塔式光热电站中采用熔盐储热技术，该公司第一个投入商业运营的光热电站是位于西班牙的装机19.9MW的Gemasolar项目，该电站的熔盐储热时长达15小时。
其他公司如Abengoa和BrightSource此后也陆续开始采用熔盐储热技术。例如，Abengoa正在智利Atacama沙漠建设一座装机110MW的塔式熔盐光热电站，该电站储热时长达17.5小时。另外，该公司还完成建设全球装机规模最大的槽式光热电站之一，位于美国亚利桑那州装机280MW的Solana光热电站，该电站配置6小时储热系统，已于2013年10月实现商业化运行。
降低成本势在必行
尽管光热发电具有优于光伏和风电的储能优势，但目前其成本仍然相对较高，因此降低成本势在必行。2011年，美国能源部推出SunShot计划，旨在到2020年实现光热发电平准化电力成本(LCOE)达$0.06/kwh(无补贴)的目标，而这一数据意味着光热发电成本将在2010年的基础上下降70%。
Kevin Smith认为，从已经投入运行的光热电站汲取经验来降低成本是一条行之有效的思路。例如，在塔式光热电站的建设中，整个镜场投资约占总投资的50%。Kevin Smith表示：“我们已经能够将定日镜的成本降低30%至40%，而这得益于定日镜设计的不断改进促使定日镜精度的不断提高以及良好的驱动装置和无线技术，所有的努力使其可以更有效地获取光资源。我们一直致力于改进技术，因此我们在南非建设的Redstone光热项目成本将比新月沙丘项目成本低25%。”
Joe Desmond也认同这一思路：“光热发电的各个环节都取得了一定的进展，包括储热技术以及吸热器和定日镜的设计等。”BrightSource公司的第四代技术将应用于以色列装机121MW的Ashalim塔式光热电站中。该技术包括一种新的定日镜设计方案——部件更少且组装简便，同时能提高定日镜精度并降低成本。Joe Desmond表示：“我们最新的设计尺寸为4×5.2m，这比Ivanpah项目定日镜面积大25%。此外，无线现场通信和控制技术首次应用于光热发电领域，这也是一项创新技术。在Ashalim光热项目中，由50600面定日镜组成的占地面积3.15平方公里的光场中，每一面定日镜将与公司的太阳岛集成控制系统(SFINCS)进行无线通信。无线系统的应用使我们在太阳岛的布线成本减少了85%，这样既降低了成本，同时也加快了施工进度。”
此外，光热电站目前还普遍采用空冷技术来降低成本。蒸汽发生器管道内的过热蒸汽必须在闭环系统中进行冷却并冷凝回水，空冷技术使用含许多扇叶的空气冷凝器使空气在管道内循环以实现冷却和冷凝蒸汽。相反，水冷系统则使水在管道中循环，耗水较多。
Joe Desmond表示：“目前，所有进行招标的光热项目都采用空冷技术，这将比传统的水冷技术减少95%的用水量。例如，Ivanpah光热电站就采用空冷技术，该电站每年使用50英亩尺水(1英亩尺相当于1英亩地1英尺深的水量)，这相当于该电站旁高尔夫球场的一个球洞的年用水量。”
光热发电“追逐”高温
Kevin Smith认为，对于各种电站而言，较高温度下的运作意味着较高的发电效率，光热电站也是如此。因此，SolarReserve正在开发一种可在760℃至816℃的高温条件下运行的先进的塔式吸热器。
槽式光热发电技术采用温度限于400℃的合成导热油(HTF)作为传热介质。因此，槽式光热电站储热温度范围为280-400℃，这比塔式技术储热温度要低。2015年发表于Science Direct的一项研究表明，来自德国瓦克化学公司(WackerChemieAG)的新型有机硅导热油—Helisol，在425℃下可形成低沸点的气态化合物。从经济性角度来测算，硅油的使用可以使LCOE降低5%。
为了提升槽式光热系统的运行温度，德国航空航天中心(DLR)也在进行相关研究。2016年夏，由DLR领导的为期两年的国际光热项目研究工作开展，其目的是证明槽式光热电站中使用熔盐的可行性。“采用熔盐使运行温度高达550℃是可能的。”DLR太阳能研究所线聚焦集热系统部项目经理Michael Wittmann说。作为这项研究工作的一部分，今年秋天将在葡萄牙?vora建设一个熔盐槽示范项目。该电站装机容量为2.2MWth(一个含四个槽式集热器的完整回路)并配置一个容量为1.6MW的蒸汽发生器。
参与这项研究的一些企业，如TSK、Flagsol工程公司将改进其槽式集热器的设计，并证明其适用性。德国Steinmüller工程有限公司将安装和测试其用熔盐加热的直流蒸汽发生器，直通设计将满足商业化运行的过热蒸汽参数。Wittmann表示，熔盐技术或将使槽式技术成本降低33%。
创新技术不断涌现
日本三菱日立电力系统有限公司计划在近期完成其新型太阳能集热系统的测试工作(这项工作从去年8月开始在横滨分公司展开)。该计划包含一项属于混合系统专利设计，它将菲涅尔光热技术中蒸发器和塔式光热技术中的过热器相结合。与传统的光热发电系统相比，这项设计能够以较低的成本生产更高温度的蒸汽。在该系统中，通过低成本的菲涅尔蒸发器聚集的太阳光约占总辐射量70%，同时可产生温度为300℃的蒸汽。剩余的太阳光则由塔式过热器收集，这将使蒸汽的温度升至550℃。
值得一提的是，去年7月，劳伦斯利物摩尔国家实验室(LLNL)开始执行美国能源部Sunshot计划，并与GiantLeap进行技术合作。LLNL方面表示，Collects项目旨在进一步开发GLT的数字玻璃技术，该技术将作为一种新方式来采集太阳光。数字玻璃仅使用一小部分材料，用薄而透明的面板替换目前使用的定日镜，这样将大大缩小太阳能电站的占地面积，同时能收获五到十倍的太阳光。
中国制造或扮演关键角色
除了上述技术创新以及多方面降低成本的尝试以外，中国光热发电行业的启动或成为全球光热发电行业发展的最大助力。假如中国首批光热示范项目及十三五规划得以顺利完成，不但将完全颠覆国际光热发电行业格局，中国光热发电产业链的不断发展成熟也必将带来光热发电成本的大幅下降，这种发展模式已经在光伏和风电行业中得到了证实。
事实上，目前中国光热发电行业的启动正吸引着全球光热发电玩家的目光，从整个行业角度来讲，如何将相对成熟的海外技术以及部分已经被验证的国产自主技术和中国特殊开发环境完美结合，尽快推动中国首批光热示范项目顺利开发，尽快促进中国制造在光热发电行业的快速发展成熟，不但对中国光热发电行业发展具有重要意义，对于全球光热发电行业的未来发展乃至可再生能源发展格局都可能将产生重要影响。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201702/08/147835.html
如果你持续关注能源领域的发展，那么你将意识到一些国家的电力市场正悄然发生着变革。与传统化石燃料相比，太阳能和风能等可再生能源越来越具有竞争优势，近年来许多国家的可再生能源发电量占比都在不断提升。例如，2010年德国出台能源转型(Energiewende)政策，称要在2035年实现可再生能源用电量占比达55%~60%的目标。
德国及其它国家的能源变革政策有力地促进了可再生能源的研究与发展(R&D)，同时也推动相关企业进一步发展风能、太阳能及其它可再生能源技术。
在太阳能发电领域，现阶段光伏毫无疑问处于支配地位，多年以来，光伏市场的激烈竞争和技术不断创新升级促使其成本不断降低，也使一些企业淘汰出局。目前，作为已有数十年发展历史的另一种太阳能发电技术——光热发电也逐渐开始崭露头角，随着技术的不断发展进步，其独特的储能优势可以使光热电站实现24小时连续发电，逐步具备承担电力基础负载的能力。
熔盐塔式技术占比日趋提升
光伏发电利用太阳能电池板将太阳辐射能直接转换成电能，而光热发电则由太阳能集热器将所吸收的热能转换成蒸气，再驱动汽轮机发电。目前，商业可用的光热发电技术路线基本分为四种，根据它们集中太阳辐射方式的不同，可以分为点聚焦集热系统和线聚焦集热系统。点聚焦集热技术包括塔式和碟式;线聚焦集热系统包括槽式和线性菲涅尔式。
据美国能源部国家可再生能源实验室(NREL)数据库显示，目前全球共有130多个光热电站项目。其中，99个电站已投入运行，18个电站仍处于建设阶段。这些电站中，槽式光热电站占主导地位(88个)，而塔式电站(29个)则因其在高温下的储能优势日越来越受到重视。
据国际可再生能源机构(IRENA)和CSPPLAZA研究中心分别公布的相关数据显示，截至2016年年底，全球光热发电装机已超过5GW(CSPPLAZA统计数据为5017MW)。目前，西班牙国内共有50座光热电站投入运营，装机量达2.3GW，而美国投入运营的光热电站装机达1.7GW，规划建设中的光热电站装机达1.7GW。此外，中国也计划在2018年之前实现光热发电装机1.4GW，到2020年达5GW的目标。去年9月，中国国家能源局公布了20个光热示范项目名单，其中大多数项目将由中国企业设计和建造，而美国和澳大利亚等国的相关企业也将参与到部分项目的建设中来。
美国知名光热电站开发商BrightSource的市场部及政务部高级副总裁Joe Desmond表示，根据可参考案例分析，IRENA预计到2030年全球光热电站总装机容量至少达到45GW，甚至有望达到110GW，而这样做可以将全球温度升幅控制在2℃以内。
光热发电的核心优势——储能
另一美国知名光热电站开发商SolarReserve的首席执行官Kevin Smith认为，光热电站的主要优势在于它可以生产出电网友好型的可调度电力。这意味着与传统的发电厂一样，光热电站产生的电力可以很好地满足连续的用电需求，而这主要得益于光热电站可以配置高性价比的熔盐储热系统。这种储热技术并非直接蓄电(光伏和风电一般使用蓄电池来储存电力)，这使得光热电站生产的电力不仅可调度，而且可以实现24小时电力调度，且夜间不需要补充备用燃料。
SolarReserve的塔式光热发电技术便采用熔盐进行储热，由硝酸钠和硝酸钾组成的混合物被作为电站的传储热介质。熔盐泵将熔融盐(300℃)泵到高约164米左右的吸热塔顶端的吸热器中，而吸热器用集中的太阳辐射热量将熔盐加热到约565℃。约27215吨的熔融盐被密封存储在不锈钢罐中，这样可以更好地实现储热。
该公司第一个投入商业应用的光热电站是装机110MW的新月沙丘项目，该电站已于2015年年底投入运行，并于2016年获得电力杂志(Power Magazine)年度最佳电站奖。此后，SolarReserve继续开发多个光热项目，包括南非装机100MW塔式光热电站Redstone，该电站配置了12小时的熔盐储热系统，并将于2018年投入运行。
Torresol能源公司率先在塔式光热电站中采用熔盐储热技术，该公司第一个投入商业运营的光热电站是位于西班牙的装机19.9MW的Gemasolar项目，该电站的熔盐储热时长达15小时。
其他公司如Abengoa和BrightSource此后也陆续开始采用熔盐储热技术。例如，Abengoa正在智利Atacama沙漠建设一座装机110MW的塔式熔盐光热电站，该电站储热时长达17.5小时。另外，该公司还完成建设全球装机规模最大的槽式光热电站之一，位于美国亚利桑那州装机280MW的Solana光热电站，该电站配置6小时储热系统，已于2013年10月实现商业化运行。
降低成本势在必行
尽管光热发电具有优于光伏和风电的储能优势，但目前其成本仍然相对较高，因此降低成本势在必行。2011年，美国能源部推出SunShot计划，旨在到2020年实现光热发电平准化电力成本(LCOE)达$0.06/kwh(无补贴)的目标，而这一数据意味着光热发电成本将在2010年的基础上下降70%。
Kevin Smith认为，从已经投入运行的光热电站汲取经验来降低成本是一条行之有效的思路。例如，在塔式光热电站的建设中，整个镜场投资约占总投资的50%。Kevin Smith表示：“我们已经能够将定日镜的成本降低30%至40%，而这得益于定日镜设计的不断改进促使定日镜精度的不断提高以及良好的驱动装置和无线技术，所有的努力使其可以更有效地获取光资源。我们一直致力于改进技术，因此我们在南非建设的Redstone光热项目成本将比新月沙丘项目成本低25%。”
Joe Desmond也认同这一思路：“光热发电的各个环节都取得了一定的进展，包括储热技术以及吸热器和定日镜的设计等。”BrightSource公司的第四代技术将应用于以色列装机121MW的Ashalim塔式光热电站中。该技术包括一种新的定日镜设计方案——部件更少且组装简便，同时能提高定日镜精度并降低成本。Joe Desmond表示：“我们最新的设计尺寸为4×5.2m，这比Ivanpah项目定日镜面积大25%。此外，无线现场通信和控制技术首次应用于光热发电领域，这也是一项创新技术。在Ashalim光热项目中，由50600面定日镜组成的占地面积3.15平方公里的光场中，每一面定日镜将与公司的太阳岛集成控制系统(SFINCS)进行无线通信。无线系统的应用使我们在太阳岛的布线成本减少了85%，这样既降低了成本，同时也加快了施工进度。”
此外，光热电站目前还普遍采用空冷技术来降低成本。蒸汽发生器管道内的过热蒸汽必须在闭环系统中进行冷却并冷凝回水，空冷技术使用含许多扇叶的空气冷凝器使空气在管道内循环以实现冷却和冷凝蒸汽。相反，水冷系统则使水在管道中循环，耗水较多。
Joe Desmond表示：“目前，所有进行招标的光热项目都采用空冷技术，这将比传统的水冷技术减少95%的用水量。例如，Ivanpah光热电站就采用空冷技术，该电站每年使用50英亩尺水(1英亩尺相当于1英亩地1英尺深的水量)，这相当于该电站旁高尔夫球场的一个球洞的年用水量。”
光热发电“追逐”高温
Kevin Smith认为，对于各种电站而言，较高温度下的运作意味着较高的发电效率，光热电站也是如此。因此，SolarReserve正在开发一种可在760℃至816℃的高温条件下运行的先进的塔式吸热器。
槽式光热发电技术采用温度限于400℃的合成导热油(HTF)作为传热介质。因此，槽式光热电站储热温度范围为280-400℃，这比塔式技术储热温度要低。2015年发表于Science Direct的一项研究表明，来自德国瓦克化学公司(WackerChemieAG)的新型有机硅导热油—Helisol，在425℃下可形成低沸点的气态化合物。从经济性角度来测算，硅油的使用可以使LCOE降低5%。
为了提升槽式光热系统的运行温度，德国航空航天中心(DLR)也在进行相关研究。2016年夏，由DLR领导的为期两年的国际光热项目研究工作开展，其目的是证明槽式光热电站中使用熔盐的可行性。“采用熔盐使运行温度高达550℃是可能的。”DLR太阳能研究所线聚焦集热系统部项目经理Michael Wittmann说。作为这项研究工作的一部分，今年秋天将在葡萄牙?vora建设一个熔盐槽示范项目。该电站装机容量为2.2MWth(一个含四个槽式集热器的完整回路)并配置一个容量为1.6MW的蒸汽发生器。
参与这项研究的一些企业，如TSK、Flagsol工程公司将改进其槽式集热器的设计，并证明其适用性。德国Steinmüller工程有限公司将安装和测试其用熔盐加热的直流蒸汽发生器，直通设计将满足商业化运行的过热蒸汽参数。Wittmann表示，熔盐技术或将使槽式技术成本降低33%。
创新技术不断涌现
日本三菱日立电力系统有限公司计划在近期完成其新型太阳能集热系统的测试工作(这项工作从去年8月开始在横滨分公司展开)。该计划包含一项属于混合系统专利设计，它将菲涅尔光热技术中蒸发器和塔式光热技术中的过热器相结合。与传统的光热发电系统相比，这项设计能够以较低的成本生产更高温度的蒸汽。在该系统中，通过低成本的菲涅尔蒸发器聚集的太阳光约占总辐射量70%，同时可产生温度为300℃的蒸汽。剩余的太阳光则由塔式过热器收集，这将使蒸汽的温度升至550℃。
值得一提的是，去年7月，劳伦斯利物摩尔国家实验室(LLNL)开始执行美国能源部Sunshot计划，并与GiantLeap进行技术合作。LLNL方面表示，Collects项目旨在进一步开发GLT的数字玻璃技术，该技术将作为一种新方式来采集太阳光。数字玻璃仅使用一小部分材料，用薄而透明的面板替换目前使用的定日镜，这样将大大缩小太阳能电站的占地面积，同时能收获五到十倍的太阳光。
中国制造或扮演关键角色
除了上述技术创新以及多方面降低成本的尝试以外，中国光热发电行业的启动或成为全球光热发电行业发展的最大助力。假如中国首批光热示范项目及十三五规划得以顺利完成，不但将完全颠覆国际光热发电行业格局，中国光热发电产业链的不断发展成熟也必将带来光热发电成本的大幅下降，这种发展模式已经在光伏和风电行业中得到了证实。
事实上，目前中国光热发电行业的启动正吸引着全球光热发电玩家的目光，从整个行业角度来讲，如何将相对成熟的海外技术以及部分已经被验证的国产自主技术和中国特殊开发环境完美结合，尽快推动中国首批光热示范项目顺利开发，尽快促进中国制造在光热发电行业的快速发展成熟，不但对中国光热发电行业发展具有重要意义，对于全球光热发电行业的未来发展乃至可再生能源发展格局都可能将产生重要影响。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201702/08/147835.html
