『太阳能热发电是通过聚光器将太阳光反射聚集在吸热部件上，加热吸热器内的传热介质，将太阳能转化为热能，然后通过热功转换过程发电的系统，简称光热发电。光热发电后端采用常规的汽轮机或燃气轮机进行热功转换驱动发电机发电，这和火力发电类似。通过配备储热装置，光热发电可实现在没有太阳光的时候仍不间断发电，弥补了光伏、风电等新能源不稳定、不连续的缺陷，属于电网和环境友好型可再次生产的能源。』

  2016年9月1日，我国中央政府门户网站“政务联播”发布：发展改革委发出《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，特别增加副标题——国家出台太阳能热发电价格政策，促进友好型可再次生产的能源健康发展。“友好型可再次生产的能源”充分肯定了太阳能热发电的特点和优势。

  2016年9月7日，国家能源局网站刊发了《经济日报》题为《太阳能光热发电市场规模将达1500亿元》的文章。其中指出：光热发电是光伏之外的太阳能利用又一重要技术领域，同等装机规模下，无论是发电效率还是电源的稳定性都远胜光伏。

  2019年12月24日，在全国人大常委会副委员长丁仲礼对《中华人民共和国可再次生产的能源法》实施情况执法检查专项报告中指出，光热发电已经初步形成具有自主知识产权的产业链。

  截至目前，由于种种原因导致第一批示范项目中仅有7座光热电站先后并网发电，总装机容量450MW。分别为：中广核德令哈50MW槽式电站、首航节能敦煌100MW塔式电站、青海中控德令哈50MW塔式电站、中电建共和50MW塔式电站、中电哈密50MW塔式电站、兰州大成敦煌50MW线性菲涅尔电站，以及中国船舶乌拉特中旗100MW槽式电站。

  然而，据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，在国家首批太阳能热发电示范项目的带动下，2016~2018年间，聚光、吸热、传储热、设计施工、教育服务等从业单位均有所增加，我国太阳能热发电产业链主要相关企业已培育发展近300家，其中太阳能热发电特有的聚光器、吸热器、传储热材料器件和各种换热器企业总数超过170家。槽式玻璃反射镜、槽式真空吸热管、传动装置、高温导热油、高温熔融盐、聚光器、光热支架热镀锌等生产线数量以及产能有较大程度的增长。定日镜、槽式聚光器和槽式真空管等领域已形成规模化生产能力，初步估算具备2GW光热电站的配套能力。2018年光热发电相关企业在专用材料、专用设备、电站设计、科研、电站投资、建设方面资产总额约1950亿元。

  光热发电是技术和资金双密集型行业，产业链长，示范电站的建设不仅消耗了大宗原材料的过剩产能，同时促进了中国传统制造业向新兴高技术产业的转型与高水平质量的发展，创造了大量就业机会。以中控太阳能德令哈50MW塔式电站为例，电站中混凝土用量约为3万立方米、钢材用量约为1.7万吨、玻璃用量约为0.6万吨，硝酸盐用量约为3.5万吨；聚光器、跟踪装置等光热发电专有设备用量上万套。此外，由于光热发电在热——电转化环节与常规火电一样，在去除煤电产能的背景下，也拉动了汽轮机、发电机、电站锅炉、电站辅机等产品需求，降低了去煤化对火力发电装备制造业的冲击。光热发电发展对稳定就业和投资，拉动我们国家的经济增长，促进“六稳”政策落实起到了积极作用。

  光热发电是一种出力可调的太阳能利用技术，对构建稳定可靠的高比例可再次生产的能源电力系统至关重要。太阳能热发电为能源转型开辟了新途径。考虑到光热发电的战略地位，各主要国家在市场和研发技术方面都在积极部署。

  市场方面，我国将首批光热发电示范项目的并网时间延长至2021年12月31日，这些项目将按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。“世界上顶级规模、技术最先进的太阳能热发电站”——中阿合作建设的迪拜950MW光热光伏混合发电项目正在加紧建设，预计将于2021年投产。摩洛哥800MW光热光伏混合电站Noor Midelt 项目已经启动。希腊50MW MINOS塔式项目、塞浦路斯50MW EOS塔式项目和智利600MW Likana塔式项目等预计都将在2021年前后并网发电。

  2020-2021年，国内外光热发电市场容量近2.5GW。此外，目前不少国家也正在开发或规划太阳能热发电项目。例如：埃及Smart Engineering Solutions公司与埃及军事生产部达成合作，双方计划投资12.5亿美元在埃及建造5个装机分别为50MW的太阳能热发电站，相关招标工作已经启动；非洲博茨瓦纳和政府筹划在两国开展一项新的大型太阳能扩建计划，计划分期建设光伏和太阳能热发电站，为非洲南部和东部的居民提供高达5GW的太阳能电力；阿根廷Invap等国营企业确定了在当地建设太阳能光热电站的可行性，拟建设光热光伏混合电站；黎巴嫩也将启动对拟建50MW太阳能热发电站的可行性研究。

  技术方面，为降低光热发电成本，确保在光热能源生产和创新方面的领头羊，各主要国家也都在持续部署研发资金。美国提出，到2030年带至少12小时储热的太阳能光热发电成本达到0.05美元/kWh。这两年美国能源部先后部署总资金达1.134亿美元的光热发电研发和示范项目。其中，超临界二氧化碳太阳能热发电技术在美国能源部最新一轮研发资助中排在优先位置，总计3900万美元的资金将用于建设和示范超临界二氧化碳布雷顿循环技术项目。我国科技部国家重点研发计划“超临界二氧化碳太阳能热发电关键基础问题研究”基础研究类项目刚于2019年启动。

  欧盟提出光热发电的短期目标：到2020年底成本下降＞40%，对应于电力购买协议（PPA）目标价格10欧分/kWh（欧洲南部条件，太阳辐射条件2050 kWh/m2/年，25年PPA有效期）。长期目标：开发下一代光热发电技术，包括超临界循环，到2020年研制第一台新循环系统样机，旨在逐步降低成本并开辟新业务机会。

  除了建设独立的大型电站以外，太阳能热发电的未来之路还包括继续发挥储热系统带来的调峰优势，与风电和太阳能光伏发电的互补优势，发挥在多能互补可再次生产的能源基地建设中的及其重要的作用，扩大太阳能集热系统的非电利用和综合利用。

  目前阿联酋和摩洛哥等国家，以“光热+光伏”混合发电形式建设太阳能园区，充分的发挥各自优势，实现各自价值，以此来降低太阳能发电技术的综合成本。迪拜950MW光热光伏混合发电项目平准化电价为7.3美分/kWh，在7个月的夏季时间的早上10点到下午4点，光热上网电价为2.9美分/kWh，在其它时间段，光热电价为9.2美分/MWh，光伏发电为2.4美分/kWh，充足表现了光热储能调峰的优势和价值。

  我国也正在探索在青海、甘肃等地区具备建设条件的区域规划启动2-3个百万千瓦级低补贴“光伏+光热”输出稳定型太阳能发电技术试点项目，提升输电通道的可再次生产的能源电力比重，为中东部地区提供稳定可靠的清洁能源电力。（作者：太阳能光热产业技术创新战略联盟杜凤丽）返回搜狐，查看更加多