可24小时发电 能缓解弃电的新能源 为什么还没普及？

　　先来看一组热乎乎的弃电数据。

　　2017年，全年弃水电量515亿千瓦时，弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%；弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%。这是1月24日上午，国家能源局在京召开例行新闻发布会上公布的数据。

　　总体来看，2017年全国“弃水、弃风、弃光”电量超过1000亿千瓦时，而2017年全球单座电站发电量最高的电站三峡电站年度发电为976.05亿千瓦时。也就是说，我们弃掉的电力，相当于三峡电站努力发了一年的电量。

　　弃电的数据是惊人的。难道使用新能源发电就一定会产生弃电吗？是否有一种新能源又清洁，又可以有效地减少弃电的矛盾呢？

　　又是新能源，又能缓解弃电的光热发电

　　新能源发电正在快速发展当中。

　　首先，发电量的数据在不断增长。国家能源局的数据表明，2017年，可再生能源发电量1.7万亿千瓦时，发电量占全部发电量的26.4%。

　　其中，水电11945亿千瓦时，同比增长1.7%；风电3057亿千瓦时，同比增长26.3%；光伏发电1182亿千瓦时，同比增长78.6%；生物质发电794亿千瓦时，同比增长22.7%。

　　另有国家发改委的数据表明，2017年全国发电量同比增长6.5%，其中火电发电量同比增长5.2%，清洁能源发电量同比增长10%，增速高于火电4.8%。

　　其次，可再生能源的装机规模持续扩大。2017年底达到6.5亿千瓦，同比增长14%，其中增长最快的还是光伏发电，同比增长68.7%，装机达到1.3亿千瓦。2017年可再生能源发电装机约占全部电力装机的36.6%，同比上升2.1个百分点，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。

　　然而弃电的问题仍然存在。相比2016年，2017年的弃电数据减少了约90亿千瓦时。

　　弃电有多种原因，或因为总体的用电需求低于发电量，或是因为风光水电都有间歇性，电量和电力不够稳定对电网造成挑战，更重要的是因为输电的通道受限。在本地无法消纳的风光水电，只能选择外送，然而电网的建设并没有电站建设积极性高，大量的时间、人力和物理成本让外送不那么简单，弃电成了唯一出路。

　　所以，是否能在发展新能源的同时又减少弃电的风险呢？或许，光热发电是一个选择。

　　上图是Gemasolar发电站，位于西班牙塞维利亚，是世界首个拥有中央塔式接收器且具有储热能力的商用规模聚光太阳能发电站。Gemasolar电站装机20MW，电站年发电量近110GWh，能满足2.5万户居民的用电需求，年减排二氧化碳可达3万吨。

　　值得注意的是，光热发电站利用太阳能非常清洁，而且可以在缺少光照的阴雨天气以及没有光照的夜间持续发电15个小时，从而实现全天候24小时不间断供应可靠能源。2013年的夏天，Gemasolar电站创造了连续36天无间断24小时持续运行的记录。

　　光热发电站的无间断发电特性，相比光伏、风力发电来讲更为稳定。这么一看，光热发电能否是缓解弃电的良药呢？

　　光热发电的优与劣

　　光热发电的原理很简单，就是把光聚集起来产生热量发电。从下图可以看到，太阳光通过反射镜汇聚到太阳能收集的装置，然后用太阳能加热收集装置内的传热介质（熔盐或导热油），通过换热装置形成高温高压的水蒸汽，进而驱动汽轮机发电。

　　上文提到的Gemasolar发电站属于塔式光热发电站，除此之外，光热发电站还有槽式、碟式等主要形式。但目前蝶式的仍未走出实验室，可以商业应用的只有槽式和塔式。两者除了吸收太阳能的装置不一样之外，其余的原理都基本相同。

　　无论是哪种光热电站，每一片反射镜都需要按照太阳光的角度安装，将阳光反射聚集在圆心处的导热管上才能够收集到太阳能，安装精度要求很高。

　　以塔式熔盐电站Gemasolar为例，2650面反射镜占地185公顷，以不同的角度反射太阳光到中央塔的集热区，系统塔顶中央接收器的温度可达900多摄氏度。塔式接收器采用熔盐作为传热介质，温度也可达500多摄氏度，向燃气轮机传输温度越高、高压蒸汽的数量越多，发电站的功效也就越大。

　　光热发电和光伏发电是两种完全不同的技术。光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应将太阳能直接转变为电能。而光热发电原理和传统发电类似，加热产生气态推动汽轮机,发电机发交流电。

　　两者相比较来说，光热发电核心优势非常明显。

　　第一，电力输出稳定。

　　经济可靠的储能功能是光热发电技术最重要的价值。光热发电站可以将白天的阳光能源转换为热能储存起来，在夜间继续发电，从而实现平稳的发电过程（还可通过天然气补燃来平滑电力输出），完全不受短时间天气影响，实现一天24小时的平稳发电。

　　此外，光热电站的电网调度特性与传统火电厂基本相同，无扰动冲击和容量限制，电网接入简单可靠，可以按照调度指令增减出力，进行峰谷调节。

　　反观光伏、风力发电，两者是需要看天吃饭的，具有间歇性、不稳定性和不可控性，无法精确预测且发电曲线不稳定，大规模的应用还造成了对电网的冲击，弃电也由此而生。

　　第二，储能成本低。

　　由于风电、光伏波动的特性，如要应用，则需要将电储存在电池中，需要的时候再释放。而光热发电，是将能量储存在导热的介质中，从而实现平稳的发电。有网友算了一笔账，目前电池造价$1500/kwh,光热太阳能用的导热介质，熔盐造价$30/kwh，导热油更便宜。经济性可想而知。

　　第三，环境污染较小。

　　光伏发电是利用太阳能发电，过程并无污染，然而太阳能电池在生产过程存在致命的弱点，中对环境的损耗较大，是高能耗、高污染的生产流程。而光热发电是清洁生产过程，基本采用物理手段进行光电能量转换，对环境危害极小，太阳能光热发电站全生命周期的CO2排放仅为12g/kWh。

　　然而，光热发电站相比光伏发电站，也不是十全十美的替代品。

　　光伏发电适合小规模、分布式的发电，建设成本较低，而光热发电和传统的火力发电相似，适合集中式的大规模发电，对地理条件要求高，目前建设成本较高。

　　而且，中国光伏发电技术相对成熟，而光热发电虽然很早就在国外兴起，但在中国仍属于“处级阶段”，存在技术障碍，成功经验少，亦缺少标准体系，高性能核心设备部件需要进口，国产化制造水平较低。

　　光热发电在全世界和中国

　　目前，全世界的光热发电建成装机总规模在2017年底已达到增至5133MW，由美国、西班牙领跑，南非、摩洛哥、印度等新兴市场迅速崛起。

光热电站全球装机总规模数据来源：CSPPLAZA

　　而中国光热发电行业起步较晚，处于商业化规模前期。不过，政策支持正在进行。

　　2016年9月，国家能源局正式发布了《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，中国首批20个光热发电示范项目名单出炉，分别分布在青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自治区，总装机134.9万千瓦。通知要求各示范项目原则上应在2018年底前建成投产。

　　目前，第二批示范项目建设正在启动当中，国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军曾指出要进一步加大政策支持力度，争取国家有关方面在土地、财税及信贷方面给予光热发电更多支持。

　　在国家能源局正式印发的《太阳能发展“十三五”规划》中，太阳能热发电也被多次提及。

　　规划提到，要通过示范项目建设推进太阳能热发电产业化，建立健全政策和行业管理体系，完善各项技术标准，推动太阳能热发电产业规模化发展。目标是到2020年底，太阳能热发电装机达到500万KW。太阳能热利用集热面积达到8亿平方米，太阳能热发电成本低于0.8元/千瓦时。同时要实现太阳能热发电效率较大提高，形成全产业链集成能力。

　　在政策的推动作用下，2017年中国首批光热示范项目集中建设发展良好。

　　其中，中广核德令哈50MW导热油槽式光热发电项目进度领先，现已完成了太阳岛的整体安装作业；太阳岛、传储热岛和常规岛正在进行分段分系统调试，电网接入系统也即将完工，即将成为我国首个投运的商业化光热电站。2017岁末之际，华强兆阳张家口一号15MW太阳能热发电站基本建成，完成了北京兆阳光热技术有限公司技术体系从理论到商业化验证的里程碑式发展。

　　在中国弃风弃光问题突出的地方，比如内蒙、甘肃等地广人稀电力消纳比较困难的地区，光热发电的大规模建设正好弥补了弃电的问题。

　　当下，如何提高光热发电的技术水平、如何与目前新能源产业的整体形势结合、如何理性系统地规划光热产业和市场不造成“扎堆过热”产能过剩等，仍是亟待解决的关键问题。（【无所不能 文丨芸豆】）