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聚焦式太阳能光热发电 – 市场概况
简介
聚焦式太阳能光热发电是指，运用反射镜将太阳光汇聚到特定的收集装备，以此来加热收集装备内的传热介质，最终传热介质加热水形成蒸汽，带动发电机发电。根据集热方式的不同可分为槽式、塔式、线性菲涅耳式。 传热介质一般采用矿物油或者熔盐。
市场规模
根据IEA（International Energy Agency） 数据显示，聚焦式太阳能光热发电量的在逐年增长，在2019年达到了15.6 TWh, 在可持续发展的前提下，IEA预计到2030年发电量将达到 183.8 TWh。
目前，聚焦式太阳能光热发电的平准化度电成本 （LCOE）在不同的折现系数体现如下表所示，
国内外应用
除了发电之外，聚焦式太阳能光热还有其他的工业应用，例如：
氨气生产
目前美国能源部资助的一个由桑迪亚国家实验室、乔治亚理工学院和亚利桑那州立大学组成的多机构项目提出了一个创新型思路，即：利用太阳能聚光集热技术来作为生产氨的能源。（Solar-Thermal Ammonia Production (STAP)）
这种新的氨生产思路，不需要化石燃料，而是利用集中太阳能辐射，从而大幅降低成本并避免二氧化碳排放。这种正在开发的先进太阳能热化学循环技术可以从空气中生产和储存氮气，然后通过先进的两级工艺生产氨，更重要的是它可以降低合成氨所需的压力。此项目目前处于技术成熟的早期阶段，亚利桑那州立大学团队现在已开始进行系统建模和详细的热力学和技术经济分析，以寻找最佳操作条件或系统规模。
水泥生产
瑞士的一家企业，正在研究利用可产生1,500℃高温的先进聚光热利用技术来替代工业用热从而实现水泥生产。该技术具备大幅降低水泥生产过程中所排放二氧化碳的潜力。此光热技术不仅能代替化石燃料提供热量外，还可以捕获生产水泥煅烧过程中反应产生对的二氧化碳。
重点项目
摩洛哥努奥三期150MW塔式光热电站
该项目采用塔式太阳能聚光集热发电技术，利用7,400面巨型定日镜时时追踪太阳，将太阳光反射到光塔顶部的高效吸热器上聚热发电，日落后，电站的巨型熔盐储热罐能够保障电站满负荷发电7小时。它不仅是世界单机容量最大的塔式光热电站，其248米高的光塔和单个面积达178平方米的定日镜均为世界之最。
青海中控太阳能德令哈50MW塔式熔盐储能光热电站
该站是中国国家首批光热发电示范项目之一，装机容量50MW，配置7小时熔盐储能系统、27,135面20m²的定日镜，镜场采光面积54.27万平方米，设计年发电量1.46亿kWh，相当于8万余户家庭一年的用电量，每年可节约标准煤4.6万吨，同时减排二氧化碳气体约12.1万吨，具有良好的经济效益与社会效益。
该项目总投资11.3亿元，占地面积总计2.4平方公里，年运营成本约1545万元。项目于2017年3月开工建设，2018年12月建成投产，2019年4月实现满负荷运行，2019年9月底正式移交生产运行。
近年技术突破
收集装置技术
目前，来自丹麦的一家公司的工程师们正在积极开发、设计和优化一种非对称太阳能吸热器。
根据测算，一旦该技术成功应用于商业化光热电站，可大大降低吸热器的制造成本，尤其是管材成本（降幅最高可达42%左右），同时还将大幅降低光场成本，并最终有效提升系统整体效率和降低光热发电成本。
目前常规采用熔盐作为传热流体的塔式光热电站的吸热器为圆柱体形状，往往由很多根约20米高的特殊管材排列组成，同时这些管材的高度都是一样的。
而非对称吸热器这个新概念与常规吸热器最大的不同就是不再是一个整体对称的圆柱体，组成吸热器的管材高度也不尽相同详见图。
据测算，采用该项设计EPC成本将降低14%以上，电站总体效率将提高约3%，同时LCOE将降低13%以上，这意味着生产同样数量的电力所需的太阳能将明显减少，而100MW塔式电站对于光场的空间需求将降低30%左右。
据了解，非对称吸热器成本下降最多的是在材料部分，钢支架、绝缘、跟踪等方面用料都将显著降低，而在较小的塔式系统中则更为明显，因为较小的光场具有更高的光学效率。如果是100MW的塔式电站，吸热器的总成本将可下降13%以上，如果是50MW塔式电站，该成本则将下降20%以上。
就直接材料（管材）成本而言，100MW电站采用非对称吸热器可节省高达29%的材料成本，而50MW电站则可节省高达42%。
储热方式技术突破
1.以陶瓷颗粒为传储热介质的塔式光热技术将首获实践应用
研究人员正在尝试利用配置陶瓷颗粒储热系统的塔式光热电站尽可能为意大利面的生产和干燥过程提供可持续的可再生能量，以将面食生产过程中所产生的碳排放不断降低。
该系统将采用塔式聚光技术，将建设包含约500个定日镜的集热系统（集热面积约6000平方米）和20MWth的陶瓷储热系统（可24小时不间断输出800kWth的热量）。定日镜收集的太阳能将把位于塔顶吸热器中的直径只有1毫米的陶瓷粒子加热至高达1000℃，然后高温粒子可以储存在一个大型保温容器中。
与目前商业化光热电站普遍采用的熔盐介质相比，陶瓷颗粒可以承受更高的温度，成本也非常低廉且不会对环境构成威胁。更重要的是，与熔盐不同，陶瓷颗粒系统不会存在流体冻结的风险，因此不需要任何辅助加热措施。
2.高温颗粒作为传热流体和储热介质
由欧盟“Horizon 2020”研究及创新计划支持的“Next-CSP”（下一代太阳能热发电）项目于2020年9月31日结题。该项目共为期48个月，旨在开发出基于高温颗粒作为传热流体和储热介质的新技术，从而提高聚光太阳能热发电系统的性能和可靠性。
NEXT-CSP项目选择用橄榄石——一种天然的镁硅酸盐（地球上最常见的矿物之一）来制造传热固体颗粒。虽然原料获取并不难，但要充分利用好这种颗粒需要在技术方面进行一些重大创新，比如要开发出匹配的太阳能吸热器技术以及由多达1300多根钢管组成的新型高温换热器（压缩空气将在管子内流动以实现换热），此外还要实现更加先进的联合循环。在此基础上，NEXT-CSP技术再将太阳能吸热器、蓄热罐、热交换器、燃气轮机和冷料罐集成在塔式聚光发电系统中。
NEXT-CSP项目的核心就是要采用创新型的流态化的耐火颗粒来作为传储热介质，以将系统工作温度提升到750℃甚至更高，进而显著提升光热发电系统的效率。预计采用固体流态化颗粒作为传储热介质的光热发电系统的理论发电效率将比目前最先进的熔盐塔式光热电站高出约20%，同时该设计还可以将发电成本降低约25%，并显著降低存储介质的成本。
技术挑战
目前聚焦式太阳能光热发电依然面临着不少技术难题，其中包括：
1投资成本高，聚焦式太阳能光热发电与光伏电站 相比前期建造成本较大大。
2受极端天气影响较大，在温度过低时，传热介质凝结会对管道以及储热装置造成损害，并一定程度上影响发电。因此在传热介质的选择上要根据地区的天气状态研究决定。
3 运维成本高，就中国来看，目前国家能源局批准的《太阳能热发电项目监测评估规程》提出，对镜面清洁度，对传热介质的温度等一系列参数都要进行监测，但目前缺乏有效的清洁和运维服务。
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