都是太阳能，为何光热无人问津？
伴随着“3060双碳目标”的提出，可再生能源火了。
作为被寄予厚望，有望在将来大规模替代传统化石燃料的太阳能，那更是火中火。近一年半以来，光伏这一最为成熟的太阳能发电产业，无论是在资本市场，还是舆论关注，均热得发烫。
但光伏并不是太阳能唯一的利用方式，它还有个叫做“光热”的兄弟。
陈闷雷 | 作者
普通酱 | 编辑
放大灯团队 | 策划
光热，全名聚光太阳能热发电（Concentrated Solar Power，简“CSP”），与利用半导体材料将太阳光辐射能直接转换为电能的光伏不同，光热依靠的，是通过各种镜面聚集太阳直射光，加热导热介质，再经过热交换产生高温蒸气，推动汽轮机发电。
与光伏行业的普及程度相比，光热绝对不是一个认知度很高的概念。它最近一次广泛出现在大众视野内，恐怕还是因为敦煌光热电站，利用定日镜为建党100周年献礼的画面在社交媒体上掀起了一阵热潮——但也仅此而已，也许大部分人都没有意识到自己看到的是光热电站，而非光伏。
图片来源：敦煌发布[1]
光伏与光热，都是利用太阳能发电。虽然原理不同，涉及技术也不一样，但为何前者天下知，后者却至今默默无闻？
这背后的因素比较复杂。尽管光热在很多方面较光伏有优势，然而也不能否认，光热缺乏政策支持，还存在技术门槛高、前期投资大以及距离商业化比较远等一系列问题。
放大灯将通过本文，为读者解析这一与光伏截然不同的，太阳能发电技术。
远看像光伏，近看火电厂
与光伏不同，光热发电系统所利用的发电原理与传统电厂并无差别，还是被戏称为“烧开水”的热电套路，这也是光热系统甚至可以直接接入传统发电厂的原因。
从设计上看，业界主流的大型光热发电厂可以分为四个部分，分别是：集热系统，热传输系统，储热系统，发电系统。
集热系统是光热发电系统最核心的组成部分。这一环节负责吸收太阳辐射能，对导热介质进行加热，为后续发电提供能量。
不管具体技术路线如何，集热系统总是包含聚光装置与接收器两个核心组件。其中聚光装置由中央控制系统操控，跟踪太阳位置收集并反射（重定向）最大量的阳光，将辐射能集中至接收器上。接受器则利用收集到的能量加热内部工质，实现能量的吸收与储运。
热传输系统则是将集热系统收集起来的热能，利用导热工质（术语称为“工作流体”），输送给后续系统的中间环节。目前最主流的工作流体是熔盐，相较于早期使用的水和导热油，其在熔融态下可保持较宽的工作温度范围，允许系统在低压工况下吸收和储存热能，安全性能出色，是比较理想的工质。但由于高温熔盐对管道与储热罐内部存在一定的腐蚀，对材料要求比较高。
如果能量获取方式将光热与传统电厂区分开，那么储热系统（thermal energy storage，TES）则是让光热与光伏出现重大差异的一个环节。众所周知，太阳能是一种只能在特定时间段内获取的不连续能源，如何在光照时长之外持续发电，一直是太阳能行业的难题。
光热发电的解决思路，就是集成储热技术。通过修建储热罐，光热系统可以将被集热器加热过的工质集中储存，再泵出与水换热，产生蒸汽来推动汽轮机发电。之后冷却的工作流体可再次流回集热系统重新加热。热能被储存在储热罐中，则可以在夜间或光照不足的情况下持续工作一段时间，进而突破光照时长的限制，实现超长发电时间。同时，储能罐还具备调节输出功率的能力，能够根据当地的用电负荷，适应电网调度发电。
光热的发电系统和传统电厂区别不大，除了较为特殊的技术路线外，仍是通过加热水获得高质量的过热蒸汽，推动各式汽轮机发电。具体汽轮机的选择，则和光热系统能够达到的温度有关。虽说在原理上与传统热电厂相同，但由于光热电站所用导热工质是循环使用的，几乎不产生排放，发电过程无疑更加环保。
四条主要技术路线
说完了一个光热电站的基本构成，让我们了解一下光热发电站最为核心的组成部分：集热系统。
当前比较成熟的光热技术路线有四种，分别为塔式、槽式、菲涅尔式以及碟式。
塔式系统
图中中文并非对英文的直译，下同[2]
塔式设计为点式聚焦系统，其利用大规模的定日镜组成阵列，将太阳辐射反射并积聚到吸热塔顶部的吸热器对内部工质进行加热。开篇提到的敦煌光热电站，就是典型的塔式设计。
塔式电站最大的优势在于热传递路程短，损耗小，聚光比和温度都比较高，且规模大。但塔式的特性也决定了，它不能小型化，无法建立分布式系统，因此对土地占用多，前期投资大。此外，塔式系统的技术门槛也比较高，建设难度比槽式和菲涅尔式要大。
但由于其可以预期的规模化效应，以及伴随着近年的技术进步，塔式系统是在建的新一批光热发电项目主流，其前景明显优于其他技术路线。
槽式系统
槽式路线属于线性聚焦系统，是通过槽式抛物面聚光镜面，将太阳光汇聚在焦线上，并在焦线上安装管状集热器，从而吸收聚焦后的太阳辐射能。
槽式系统的优点在于技术最为成熟，且各个环节的设备本身比较简单，大批量生产安装的难度不大，维护成本也更低。这使得该技术路线成为了目前装机量最大的光热电站类型，但由于其集热效率偏低，无法将导热介质加热到太高温度，有被塔式系统逐渐取代的趋势。
菲涅尔式系统
菲涅尔式光热电站同样属于线性聚焦系统，整体设计与槽式差别不太大，但结构更加简单。它采用靠近地面放置的多个几乎是平面的镜面结（带单轴太阳跟踪的线性菲涅尔反射镜），先将阳光反射到上方的二次聚光器上，再进一步汇聚到管状集热器上，然后加热导热介质进行发电。
反射菲涅尔聚焦工作原理类似槽式，只是采用菲涅尔结构的反光镜来替代抛面镜聚光。这带来了一定的成本优势，但也进一步降低了本就不是特别强的聚光能力。涅菲尔式的聚光能力在所有路线中最差，对工质的加热能力也比较弱，导致了整体发电效率比较低。
碟式系统
抛物面碟式CSP系统是利用旋转抛物面反射镜，将入射太阳光聚焦到焦点上，通过焦点处放置的斯特林发电装置进行发电。
碟式是最为特殊的一条光热技术路线，其在设计上与另外三条路线差异巨大。槽式、塔式、菲涅尔式系统均是在大范围内聚热后，将热能集中进行利用，但碟式则是由独立的模块就地进行热电转换。
这意味着，碟式发电设备可以一套组件单独运作，类似分布式光热电站；也可以大量串联组成大型电站，类似集中式大型光伏电站。可以说在设计上，碟式光热系统最为接近光伏，但这也导致它出现了与光伏类似的问题：在搭载了斯特林发电机组后，设备已经没有足够空间安装储能系统，热能若不能立刻使用就只能被浪费，且没有储能系统也意味着没有阳光，整个机组就失去了发电能力。
这就让碟式的定位非常尴尬。虽然碟式的聚光效率非常高，光电转化效率也不错，但能源产业并不是特别需要一种和光伏差不多，却更加昂贵的发电系统。更何况从各方面看，碟式相较于其他路线并不成熟，现有优势也不突出，是这一路线落地项目稀少的核心原因。
放大灯整理。信息来源：CSPFocus[4]
从全球范围看，目前已投入使用的光热发电站中，槽式仍然凭借其更低的前期投资，较低的门槛与建设难度，以及更低的维护成本在投运项目中占据主流。但在建项目中，塔式则凭借更高的聚光率产生更高温度，实现更高的热电转化效率以及更低的发电成本，是未来的主要方向。
目前全球在建的5个光热项目中，有三个采用了塔式设计，另有一混合电站则同时集成了塔式与槽式，纯槽式只有一个[5]。
实际上由于光热发电良好的兼容性，多种设计混用的情况并不罕见，全球范围内将塔式与槽式混用的光热电站就有10座[6]。将光热与其他类型发电站混合同样存在，例如上图的Noor Energy 1以及Atacama 1，均为将光热与光伏阵列集成混用的大型太阳能发电站[7]。我国境内也有青海省海西州700MW风光热储多能互补项目，混合了风光热三种可再生能源。
光热 vs 光伏
介绍完了光热电站的基本运作原理，以及常见技术路线，让我们回到一个最初的问题：同为太阳能发电，光热与光伏相比，究竟有哪些优点，以及为何这一技术路线如此默默无闻？
光热相较于光伏最大的优势是什么？
是它直接解决了光伏面临的最大缺陷，即发电不可调度。
光伏长期以来大部分包括输出不稳定，并网难，与用电需求错配等问题，归根结底都是因为光伏电站的发电难以调度。由于光伏设备直接将太阳辐射转化为电能，发电原理决定了电站无法依照下游用电需求对电力输出进行调峰。又由于太阳辐射能的不稳定，光伏电站经常面临输出功率波动大的麻烦，这都给光电上网带来了很大困难。
此外，电能本身是一种极难储存的能量形式。输出的电力如果不尽快上网送走，就只能浪费，这就是困扰光伏多年的弃光问题。电能虽然不是没有直接储存的技术，但均存在损耗巨大的缺陷，浪费极为明显。目前的主流处理方式是将光伏输出电能转化为其他形式储存起来（如制氢），这就要求比较高的技术水平，且成本不低，目前产业上并不成熟。
但光热电站不直接使用太阳辐射能发电，而是首先将其转化为热能收集起来，通过加热水驱动汽轮机发电。正如上文所说，这就是当下各类热电厂——包括核电站在内——的发电模式。这种传统发电系统最大特点就是可以根据电网负荷的需要调节汽轮机发电组的输出功率，实现发电量调峰。这使得光热发电并网难度远低于光伏，对电网压力也比较小。
同时热能与电能不同，是一种使用方便，储存简单的能量形式。当前的光热电站就可以通过储热系统将未被利用的热能首先收集起来，在光照条件不足的情况下调用，实现不受光照强度变化影响的延时发电，避免了光伏电站没了太阳就停摆的尴尬。只要储热系统的容量足够大，发电机组甚至可以实现24小时连续发电。
看到这里读者可能就要问了，既然光热有这么多优点，为何它至今默默无闻？
首先，光热电价实在是太贵了。
根据国际可再生能源际署（International Renewable Energy Agency，IRENA）发布的报告显示，在2020年：
并网大规模太阳能光伏（PV）的全球加权度电成本为0.057美元/千瓦时；
陆上（Onshore）和海上风电(Offshore)的成本分别为0.039美元/千瓦时和0.084美元/千瓦时；
水电（Hydro）则为0.044美元/千瓦时。
相比之下，聚光太阳能热发电（CSP）成本高达0.108美元/千瓦时，远超其他所有技术路线，甚至比并不是特别成熟的生物能（Biomass）和地热能（Geothermal）还贵[8]。
在如此之高的发电成本下，上网电价会有多高不难想象。如今国内的光伏上网价格已经基本能够实现与传统火电持平甚至更低，然而光热上网价格却要比光伏贵一倍以上。
根据4月份国家发展改革委发布的《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，首批光热发电示范项目，2019年和2020年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.10元执行；2021年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时1.05元执行[9]。相比较之下，目前国内的光伏上网电价约在0.4元-0.5元区间，差距巨大。如此昂贵的电价，让光热项目缺乏商业化潜力。
光热电如此之贵，一部分原因在于相较光伏，CSP的技术不够成熟。目前的大型光热电站无论是集热器的选择，还是导热介质，不能说哪条技术路线的优势特别明显，大量设备的可靠性与安全性均还需要进一步验证。项目设计上的不明确，庞杂的技术路线选择就意味着产业链无法实现规模化，降本成了非常困难的事情，这又新一步导致了初始投资过高的问题。
根据业内人士给出信息，目前光热项目的初始投资成本高达2.5万~3.5万/kw，是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍，光伏电站的4~5倍[10]。光热电站通常规模巨大的特点，显著推高了前期投资规模，使得投资方面临很大压力。况且在光伏已经非常成熟，政策扶持有力，前景清晰的大背景下，金融机构也缺乏为经济效益差、各方面成本高且预期不明确的光热产业投资的理由。这进一步制约了光热产业的发展。
除了贵，光热发电还对环境要求比较高，对光照条件的要求比光伏高很多，选址难度比较大。同时受工作原理限制，CSP并不是一种特别适合小型化的技术路线，往往占地面积巨大，除了价格昂贵的碟式光热外，其它光热技术路线的单个组件不具备发电能力。作为对比，单个光伏组件即可发电，因此诞生了分布式光伏电站、户用光伏或是城市光伏一体化等目前非常火热且具备可行性的新模式，但光热发电，在当前的技术能力下难以实现类似设计方案。这在一定程度上制约了CSP行业未来的想象空间。
最后，目前政策方面对光热产业的支持也比较有限，缺乏连续性。
2020年初的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确表示，新增光热项目同样不再纳入补贴范围，在2021年12月31日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴。然而时至今日，截至2020年底，2016年9月份确定的首批20个光热示范项目，真正投运的只有7个。剩下的13个项目中，大多数甚至尚未启动，除玉门鑫能项目和金钒阿克塞项目外，其他项目在2021年底前投运的可能性基本不存在[11]。
作为一个仍处于发展早期，连技术路线都还在探索中的行业，光热无疑十分依赖政策扶持。但它与已经成熟的风电光伏一同被切断补贴，无疑是对产业的重大打击。在商业化潜力不足，市场发展空间小的情况下，整个光热产业链要如何依靠自身独立发展都成了一个问题。
多重因素共同作用之下，如今的光热装机量稀少也就不令人意外了，且短期内也看不到快速增长的可能。
数据显示，2020年全国累计光伏发电装机已经达到253.43GW（1GW=100万kw），年内新装机量超过49GW。相比较之下，光热累计装机量在2020年末仅有约0.67GW，年内新增不过0.25GW，和光伏有着几个数量级的差距，距离商业化和规模化可以说遥遥无期[12]。
目前看来，光热发电最大的优势仍然集中在调峰与储能两大环节，尽可能的利用这一优势，与其他可再生能源集成，也许是一种可行的破局之路。但在当下国家补贴持续退坡，光伏高速发展的大背景下，技术仍不成熟的光热要怎么走下去，谁也不知道。
References：
