光热发电迎难而上 未来将更具前景
来源：CSPPLAZA | 0评论 | 6213查看 | 2012-06-15 09:09:00
“目前，虽然光伏发电在中国发展势头更为迅猛，但其未来发展始终要受到电网的制约。而光热则不同，由于具有储能优势，完全可以作为火电等传统化石能源的替代能源。”在由中海阳新能源电力股份有限公司承办的第六届中国新能源国际高峰论坛光热发电分论坛上，中华全国工商联新能源商会常务副会长、中海阳董事长薛黎明如此表示。
参与此次论坛的光热发电业内人士一致呼吁，我国的光热发电利用还处于初级阶段，因此需要相关政府部门通过特殊的财政补贴等措施给予发展机会。但在具体的补贴方式上，大家也存在不同意见，比如，是在应用终端上投入更多还是在产业链的装备上给予更多的支持等。
光伏降价带来的冲击
去年初以来，受产能严重过剩以及欧盟等国家缩减补贴等措施影响，光伏组件的价格呈直线下降趋势，至今仍未企稳。
“以青海格尔木光伏电站为例，2011年9月份招标时的组件价格大多还在9块多钱，但随后几个月价格下降迅猛,很快降到6、7块钱，因组件占整个光伏系统的投资比重在50%—60%，其价格下降无疑将极大地降低光伏电站的整体投资成本。”有光伏人士表示。
而在前不久的两次招标中，英利更是以4.99元/瓦和5.18元/瓦的低价轰动业界。可见光伏价格下降的趋势还在延续。这对原本成本方面并不具备竞争优势的太阳能光热发电业来说,绝非什么好消息。
有光热发电企业人员就对记者直言，当前光伏组件价格的不断下降，正在进一步吞噬一些企业发展光热发电的热情。
中金盛唐新能源科技（北京）有限公司首席顾问张建城也坦陈，光热发电的成本要降到光伏发电这么低，在技术上目前还不具备可行性。因此，如果仅仅从成本的角度来考虑的话，光热发电的发展无疑面临着很大的压力。
从技术路线上看，光热发电主要分为槽式、塔式、菲涅尔式和碟式等四种，目前大规模发展的是槽式和塔式。
据中海阳首席技术官黄其松介绍，目前槽式在技术上最为成熟，但从成本下降的潜力来看，塔式更有优势。
槽式系统是利用抛物面槽式反射镜将阳光聚焦到管状的接收器上，并将管内的传热工质加热产生蒸汽，推动汽轮机发电；塔式系统是利用定日镜将太阳热辐射反射到置于高塔顶部的高温集热器(太阳锅炉)上，加热工质产生过热蒸汽，或直接加热集热器中的水产生过蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电。
未来发展更具潜力
尽管现阶段还无法在成本方面与光伏竞争，但在专业人士看来，由于可以解决能源储存难题及具有电网友好性，光热发电更具有向替代能源发展的潜力，对中国这样的能源需求大国而言，选择发展光热发电无疑更符合国情。
中科院电工所姚志豪博士认为，由于光热发电能直接产生公平的散热交流电，并可连续发电，将来有可能完全替代火电、核电，承担基础负荷。且相比光伏和风电而言，光热发电属于电网友好型电源，更易于被电网接纳。
“除了可以用来发电外，光热发电的高温属性还可以用来进行高热化工。光热发电过程中，能够获得上千度的温度，这一温度可以用于很多化学反应，例如用于煤制油、煤制天然气等。目前煤制油是四吨煤可以制一吨油，而用光热则可实现两吨半煤制一吨油。而且耗损很低，能耗很少，污染也很小。”姚志豪对记者表示。
薛黎明也持有类似观点。他表示，尽管光热发电与光伏二者很难说谁忧谁劣，但受制于夜间不能发电的劣势，光伏无疑带给电网的压力更大，光热发电在这方面则有相对优势。
中科院电工所研究员王志峰则介绍说，就经济性及技术成熟度而言，太阳能热发电目前不如光伏发电，但其前景并不暗淡，原因是光热发电不仅可以规避光伏发电的间歇性缺点和能够提供基础电力支撑，还拥有巨大的成本降低潜力。
北方工业大学吴玉庭教授认为，如果考虑蓄热问题，太阳能热发电成本要低于光伏行业。“如果蓄热达到4-5小时，每度电成本下降20%。到2020年至2025年，光热发电成本将能够与化石能源接近。”
据了解，目前国外太阳能热发电度电成本约为0.2欧元/千瓦时。来自国际能源机构（IEA）的预测则称，该成本到2020年有望降低到0.05欧元/千瓦时，折合人民币0.5元/千瓦时左右，与常规能源相当。但这一时间仍有望大大提前。一方面，常规能源的成本呈上升趋势；另一方面，包括光热发电在内的新能源的成本呈下降趋势。
二者的交汇趋势可能只需要几年的时间，如同光伏发电成本快速下降一样。
关键技术再获突破
据张建城介绍，截止到2011年底，全世界实际上已经运行的光热电站是1700多兆瓦。不过，严格意义上讲中国国内目前还没有正在运行的光热电站。
北京天瑞星光热技术有限公司总经理陈步亮认为，之所以光热发电在国内发展较慢，并非技术原因。他表示，在核心技术方面中国与国外差距并不大，差距主要在于应用，尤其是因示范项目缺乏导致目前尚无应用数据积累。
张建城认为，光热发电目前在技术上已基本成熟，且部分关键技术仍在不断突破。他以技术最为成熟的槽式发电为例来说，除了有可供选择的多种动力模式，包括导流换热、熔点储热、熔盐换热储热、直接蒸汽技术以及煤电和燃气混合技术等，各种技术的关键环节也仍处于不断突破之中。
“比如，尽管现在正在运行的电站中95%以上都是应用的导流换热、熔点储热，这一技术路线也是此前比较公认的具有商业价值的技术路线。但目前，更让业界寄予厚望的是直接蒸汽技术，这种技术可以不再使用熔盐或者导热油体，一是可以节约很大的成本，二是可以彻底解决导流油所引起的燃烧问题。”张建城对记者介绍，该技术允许有更高的工作温度，因此可以提高热转换效率大概在4%左右。而这对降低太阳能热发电的成本非常重要。
据了解，直接蒸汽技术已经在德国航天中心以及泰国电站中有所应用。
政策扶持还需加强
我国在2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》曾提出，到2010年，太阳能光热发电总容量达到5万千瓦，这远远要高于太阳能光伏发电总容量的2万千瓦；到2020年，太阳能热发电总容量达到20万千瓦，与光伏发电相当。
但实际情况却是，近年来国内光伏发电大规模爆发，光热发电却迟迟没有实际进展，总是“只闻楼梯响，未见人下来”。
略具安慰的是，光热发电示范项目即将破题。据姚志豪透露，由中科院电工所承担的位于北京八达岭的1兆瓦塔式光热发电示范电站即将竣工。“这个项目的主要目的是做试验，因此在建设过程中要解决很多科研问题，希望通过实验项目的建设,使中国能够完全拥有光热发电的设计、建设等整个过程的能力。”
尽管仍处于起步阶段，但姚志豪对于国内光热发电产业的前景非常乐观。他表示，正打算成立一家公司实际投身到光热发电的产业化过程中去。
同样乐观的还有薛黎明。据他预测，随着国内不少光热发电站开始筹建，在未来半年或者一年内，将带领光热发电向着产业化、应用化的方向快速发展。
据了解，中海阳此前已经在成都双流设立子公司，投资建设太阳能聚光热发电反射镜系统项目，主要进行槽式聚光镜和塔式定日镜的生产制造，预计2012年年底相关产品将下线。
从政策层面上看，光热发电也正在得到更多重视。刚刚出台的《国家能源科技“十二五”规划》提出，推进规模化太阳能热发电技术向可承担基础负荷方向发展，2015年实现规模化电站年发电效率不低于15%、发电成本降至1.5元/千瓦时、每天可连续发电12小时、发电期间负荷变化率小于5%的经济与技术指标。
不过，在一些业内人士看来，与国外相比，我国对光热领域的扶持依然较弱。
吴玉庭表示，目前光热发电尚处于起步期,政府应该像当初扶持光伏产业那样给予扶持，应该参考德国、美国的做法，而不是让其与已经产业化的光伏在成本上取竞争。
姚志豪则建议，从目前这一行业的现状来看，给予光热发电的上网电价应该在1.6~1.7元较为合适。
但2011年招标的国内首个商业化太阳能光热发电项目——位于内蒙
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