光熱，全名聚光太陽能熱發電（Concentrated Solar Power，簡“CSP”），與利用半導體材料將太陽光輻射能直接轉換為電能的光伏不同，光熱依靠的，是通過各種鏡面聚集太陽直射光，加熱導熱介質，再經過熱交換產生高溫蒸氣，推動汽輪機發電。
與光伏行業的普及程度相比，光熱絕對不是一個認知度很高的概念。它最近一次廣泛出現在大眾視野內，恐怕還是因為敦煌光熱電站，利用定日鏡為獻禮的畫面在社交媒體上掀起了一陣熱潮——但也僅此而已，也許大部分人都沒有意識到自己看到的是光熱電站，而非光伏。
來源：敦煌發布[1]
光伏與光熱，都是利用太陽能發電。雖然原理不同，涉及技術也不一樣，但為何前者天下知，后者卻至今默默無聞？
這背后的因素比較復雜。盡管光熱在很多方面較光伏有優勢，然而也不能否認，光熱缺乏政策支持，還存在技術門檻高、前期投資大以及距離商業化比較遠等一系列問題。
放大燈將通過本文，為讀者解析這一與光伏截然不同的，太陽能發電技術。
1、遠看像光伏，近看火電廠
與光伏不同，光熱發電系統所利用的發電原理與傳統電廠并無差別，還是被戲稱為“燒開水”的熱電套路，這也是光熱系統甚至可以直接接入傳統發電廠的原因。
從設計上看，業界主流的大型光熱發電廠可以分為四個部分，分別是：集熱系統，熱傳輸系統，儲熱系統，發電系統。
集熱系統是光熱發電系統最核心的組成部分。這一環節負責吸收太陽輻射能，對導熱介質進行加熱，為后續發電提供能量。
不管具體技術路線如何，集熱系統總是包含聚光裝置與接收器兩個核心組件。其中聚光裝置由中央控制系統操控，跟蹤太陽位置收集并反射（重定向）最大量的陽光，將輻射能集中至接收器上。接受器則利用收集到的能量加熱內部工質，實現能量的吸收與儲運。
熱傳輸系統則是將集熱系統收集起來的熱能，利用導熱工質（術語稱為“工作流體”），輸送給后續系統的中間環節。目前最主流的工作流體是熔鹽，相較于早期使用的水和導熱油，其在熔融態下可保持較寬的工作溫度范圍，允許系統在低壓工況下吸收和儲存熱能，安全性能出色，是比較理想的工質。但由于高溫熔鹽對管道與儲熱罐內部存在一定的腐蝕，對材料要求比較高。
如果能量獲取方式將光熱與傳統電廠區分開，那么儲熱系統（thermal energy storage，TES）則是讓光熱與光伏出現重大差異的一個環節。眾所周知，太陽能是一種只能在特定時間段內獲取的不連續能源，如何在光照時長之外持續發電，一直是太陽能行業的難題。
光熱發電的解決思路，就是集成儲熱技術。通過修建儲熱罐，光熱系統可以將被集熱器加熱過的工質集中儲存，再泵出與水換熱，產生蒸汽來推動汽輪機發電。之后冷卻的工作流體可再次流回集熱系統重新加熱。熱能被儲存在儲熱罐中，則可以在夜間或光照不足的情況下持續工作一段時間，進而突破光照時長的限制，實現超長發電時間。同時，儲能罐還具備調節輸出功率的能力，能夠根據當地的用電負荷，適應電網調度發電。
光熱的發電系統和傳統電廠區別不大，除了較為特殊的技術路線外，仍是通過加熱水獲得高質量的過熱蒸汽，推動各式汽輪機發電。具體汽輪機的選擇，則和光熱系統能夠達到的溫度有關。雖說在原理上與傳統熱電廠相同，但由于光熱電站所用導熱工質是循環使用的，幾乎不產生排放，發電過程無疑更加環保。
2、四條主要技術路線
說完了一個光熱電站的基本構成，讓我們了解一下光熱發電站最為核心的組成部分：集熱系統。
當前比較成熟的光熱技術路線有四種，分別為塔式、槽式、菲涅爾式以及碟式。
塔式系統
圖中中文并非對英文的直譯，下同[2]
塔式設計為點式聚焦系統，其利用大規模的定日鏡組成陣列，將太陽輻射反射并積聚到吸熱塔頂部的吸熱器對內部工質進行加熱。開篇提到的敦煌光熱電站，就是典型的塔式設計。
塔式電站最大的優勢在于熱傳遞路程短，損耗小，聚光比和溫度都比較高，且規模大。但塔式的特性也決定了，它不能小型化，無法建立分布式系統，因此對土地占用多，前期投資大。此外，塔式系統的技術門檻也比較高，建設難度比槽式和菲涅爾式要大。
但由于其可以預期的規模化效應，以及伴隨著近年的技術進步，塔式系統是在建的新一批光熱發電項目主流，其前景明顯優于其他技術路線。
槽式系統
槽式路線屬于線性聚焦系統，是通過槽式拋物面聚光鏡面，將太陽光匯聚在焦線上，并在焦線上安裝管狀集熱器，從而吸收聚焦后的太陽輻射能。
槽式系統的優點在于技術最為成熟，且各個環節的設備本身比較簡單，大批量生產安裝的難度不大，維護成本也更低。這使得該技術路線成為了目前裝機量最大的光熱電站類型，但由于其集熱效率偏低，無法將導熱介質加熱到太高溫度，有被塔式系統逐漸取代的趨勢。
菲涅爾式系統
菲涅爾式光熱電站同樣屬于線性聚焦系統，整體設計與槽式差別不太大，但結構更加簡單。它采用靠近地面放置的多個幾乎是平面的鏡面結（帶單軸太陽跟蹤的線性菲涅爾反射鏡），先將陽光反射到上方的二次聚光器上，再進一步匯聚到管狀集熱器上，然后加熱導熱介質進行發電。
菲涅爾透鏡又稱階梯鏡或螺紋透鏡，即有'階梯'形不連續表面組成的透鏡。簡單的說就是在透鏡的一側有齒紋，依靠它們模擬傳統透鏡表面的光路，折射或反射指定光譜范圍的光。傳統的光學濾鏡造價昂貴，菲涅爾透鏡可以極大的降低成本和厚度。
簡單地理解是，菲涅爾透鏡只保留透鏡有效的曲面區域，紅色的矩形部分并不影響光路[3]
反射菲涅爾聚焦工作原理類似槽式，只是采用菲涅爾結構的反光鏡來替代拋面鏡聚光。這帶來了一定的成本優勢，但也進一步降低了本就不是特別強的聚光能力。涅菲爾式的聚光能力在所有路線中最差，對工質的加熱能力也比較弱，導致了整體發電效率比較低。
碟式系統
拋物面碟式CSP系統是利用旋轉拋物面反射鏡，將入射太陽光聚焦到焦點上，通過焦點處放置的斯特林發電裝置進行發電。
斯特林發動機：一種外燃機，依靠發動機氣缸外部熱源加熱工質進行工作，發動機內部的工質通過反復吸熱膨脹、冷卻收縮的循環過程推動活塞來回運動實現連續做功。
碟式是最為特殊的一條光熱技術路線，其在設計上與另外三條路線差異巨大。槽式、塔式、菲涅爾式系統均是在大范圍內聚熱后，將熱能集中進行利用，但碟式則是由獨立的模塊就地進行熱電轉換。
這意味著，碟式發電設備可以一套組件單獨運作，類似分布式光熱電站；也可以大量串聯組成大型電站，類似集中式大型光伏電站。可以說在設計上，碟式光熱系統最為接近光伏，但這也導致它出現了與光伏類似的問題：在搭載了斯特林發電機組后，設備已經沒有足夠空間安裝儲能系統，熱能若不能立刻使用就只能被浪費，且沒有儲能系統也意味著沒有陽光，整個機組就失去了發電能力。
這就讓碟式的定位非常尷尬。雖然碟式的聚光效率非常高，光電轉化效率也不錯，但能源產業并不是特別需要一種和光伏差不多，卻更加昂貴的發電系統。更何況從各方面看，碟式相較于其他路線并不成熟，現有優勢也不突出，是這一路線落地項目稀少的核心原因。
放大燈整理。信息來源：CSPFocus[4]
從全球范圍看，目前已投入使用的光熱發電站中，槽式仍然憑借其更低的前期投資，較低的門檻與建設難度，以及更低的維護成本在投運項目中占據主流。但在建項目中，塔式則憑借更高的聚光率產生更高溫度，實現更高的熱電轉化效率以及更低的發電成本，是未來的主要方向。
目前全球在建的5個光熱項目中，有三個采用了塔式設計，另有一混合電站則同時集成了塔式與槽式，純槽式只有一個[5]。
實際上由于光熱發電良好的兼容性，多種設計混用的情況并不罕見，全球范圍內將塔式與槽式混用的光熱電站就有10座[6]。將光熱與其他類型發電站混合同樣存在，例如上圖的Noor Energy 1以及Atacama 1，均為將光熱與光伏陣列集成混用的大型太陽能發電站[7]。我國境內也有青海省海西州700MW風光熱儲多能互補項目，混合了風光熱三種可再生能源。
3、光熱vs光伏
介紹完了光熱電站的基本運作原理，以及常見技術路線，讓我們回到一個最初的問題：同為太陽能發電，光熱與光伏相比，究竟有哪些優點，以及為何這一技術路線如此默默無聞？
光熱相較于光伏最大的優勢是什么？
是它直接解決了光伏面臨的最大缺陷，即發電不可調度。
光伏長期以來大部分包括輸出不穩定，并網難，與用電需求錯配等問題，歸根結底都是因為光伏電站的發電難以調度。由于光伏設備直接將太陽輻射轉化為電能，發電原理決定了電站無法依照下游用電需求對電力輸出進行調峰。又由于太陽輻射能的不穩定，光伏電站經常面臨輸出功率波動大的麻煩，這都給光電上網帶來了很大困難。
此外，電能本身是一種極難儲存的能量形式。輸出的電力如果不盡快上網送走，就只能浪費，這就是困擾光伏多年的棄光問題。電能雖然不是沒有直接儲存的技術，但均存在損耗巨大的缺陷，浪費極為明顯。目前的主流處理方式是將光伏輸出電能轉化為其他形式儲存起來（如制氫），這就要求比較高的技術水平，且成本不低，目前產業上并不成熟。
但光熱電站不直接使用太陽輻射能發電，而是首先將其轉化為熱能收集起來，通過加熱水驅動汽輪機發電。正如上文所說，這就是當下各類熱電廠——包括核電站在內——的發電模式。這種傳統發電系統最大特點就是可以根據電網負荷的需要調節汽輪機發電組的輸出功率，實現發電量調峰。這使得光熱發電并網難度遠低于光伏，對電網壓力也比較小。
同時熱能與電能不同，是一種使用方便，儲存簡單的能量形式。當前的光熱電站就可以通過儲熱系統將未被利用的熱能首先收集起來，在光照條件不足的情況下調用，實現不受光照強度變化影響的延時發電，避免了光伏電站沒了太陽就停擺的尷尬。只要儲熱系統的容量足夠大，發電機組甚至可以實現24小時連續發電。
看到這里讀者可能就要問了，既然光熱有這么多優點，為何它至今默默無聞？
首先，光熱電價實在是太貴了。
根據國際可再生能源際署（International Renewable Energy Agency，IRENA）發布的報告顯示，在2020年：
并網大規模太陽能光伏（PV）的全球加權度電成本為0.057美元/千瓦時；
陸上（Onshore）和海上風電(Offshore)的成本分別為0.039美元/千瓦時和0.084美元/千瓦時；
水電（Hydro）則為0.044美元/千瓦時。
相比之下，聚光太陽能熱發電（CSP）成本高達0.108美元/千瓦時，遠超其他所有技術路線，甚至比并不是特別成熟的生物能（Biomass）和地熱能（Geothermal）還貴[8]。
在如此之高的發電成本下，上網電價會有多高不難想象。如今國內的光伏上網價格已經基本能夠實現與傳統火電持平甚至更低，然而光熱上網價格卻要比光伏貴一倍以上。
根據4月份國家發展改革委發布的《國家發展改革委關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》，首批光熱發電示范項目，2019年和2020年全容量并網的，上網電價按照每千瓦時1.10元執行；2021年全容量并網的，上網電價按照每千瓦時1.05元執行[9]。相比較之下，目前國內的光伏上網電價約在0.4元-0.5元區間，差距巨大。如此昂貴的電價，讓光熱項目缺乏商業化潛力。
光熱電如此之貴，一部分原因在于相較光伏，CSP的技術不夠成熟。目前的大型光熱電站無論是集熱器的選擇，還是導熱介質，不能說哪條技術路線的優勢特別明顯，大量設備的可靠性與安全性均還需要進一步驗證。項目設計上的不明確，龐雜的技術路線選擇就意味著產業鏈無法實現規模化，降本成了非常困難的事情，這又新一步導致了初始投資過高的問題。
有沒有哪些新技術可以降低光熱的成本？中國工程院院刊微信公眾號發過一篇文章，介紹下一代太陽能光熱發電技術及其儲熱技術的研發進展，涉及到高溫儲熱/導熱技術、新配方熔融鹽、更高熱電轉換效率的超臨界二氧化碳動力循環等。
在文末參考文獻處我們準備了跳轉鏈接，也許你可以了解一下。
根據業內人士給出信息，目前光熱項目的初始投資成本高達2.5萬~3.5萬/kw，是傳統煤電站的3-4倍、陸上風電的3-4倍，光伏電站的4~5倍[10]。光熱電站通常規模巨大的特點，顯著推高了前期投資規模，使得投資方面臨很大壓力。況且在光伏已經非常成熟，政策扶持有力，前景清晰的大背景下，金融機構也缺乏為經濟效益差、各方面成本高且預期不明確的光熱產業投資的理由。這進一步制約了光熱產業的發展。
除了貴，光熱發電還對環境要求比較高，對光照條件的要求比光伏高很多，選址難度比較大。同時受工作原理限制，CSP并不是一種特別適合小型化的技術路線，往往占地面積巨大，除了價格昂貴的碟式光熱外，其它光熱技術路線的單個組件不具備發電能力。作為對比，單個光伏組件即可發電，因此誕生了分布式光伏電站、戶用光伏或是城市光伏一體化等目前非常火熱且具備可行性的新模式，但光熱發電，在當前的技術能力下難以實現類似設計方案。這在一定程度上制約了CSP行業未來的想象空間。
最后，目前政策方面對光熱產業的支持也比較有限，缺乏連續性。
2020年初的《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》明確表示，新增光熱項目同樣不再納入補貼范圍，在2021年12月31日后并網的首批太陽能熱發電示范項目中央財政不再補貼。然而時至今日，截至2020年底，2016年9月份確定的首批20個光熱示范項目，真正投運的只有7個。剩下的13個項目中，大多數甚至尚未啟動，除玉門鑫能項目和金釩阿克塞項目外，其他項目在2021年底前投運的可能性基本不存在[11]。
作為一個仍處于發展早期，連技術路線都還在探索中的行業，光熱無疑十分依賴政策扶持。但它與已經成熟的風電光伏一同被切斷補貼，無疑是對產業的重大打擊。在商業化潛力不足，市場發展空間小的情況下，整個光熱產業鏈要如何依靠自身獨立發展都成了一個問題。
多重因素共同作用之下，如今的光熱裝機量稀少也就不令人意外了，且短期內也看不到快速增長的可能。
數據顯示，2020年全國累計光伏發電裝機已經達到253.43GW（1GW=100萬kw），年內新裝機量超過49GW。相比較之下，光熱累計裝機量在2020年末僅有約0.67GW，年內新增不過0.25GW，和光伏有著幾個數量級的差距，距離商業化和規?；梢哉f遙遙無期[12]。
目前看來，光熱發電最大的優勢仍然集中在調峰與儲能兩大環節，盡可能的利用這一優勢，與其他可再生能源集成，也許是一種可行的破局之路。但在當下國家補貼持續退坡，光伏高速發展的大背景下，技術仍不成熟的光熱要怎么走下去，誰也不知道。
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來源：放大燈
