能源科普丨這種24小時發電、能緩解棄電的新能源，為什麼還沒普及？

　　2018-01-27 09:30新能源/科普

　　【無所不能文丨芸豆】先來看一組熱乎乎的棄電數據。

　　2017年，全年棄水電量515億千瓦時，棄風電量419億千瓦時，棄風率12%；棄光電量73億千瓦時，棄光率6%。這是1月24日上午，國家能源局在京召開例行新聞發布會上公布的數據。

　　總體來看，2017年全國「棄水、棄風、棄光」電量超過1000億千瓦時，而2017年全球單座電站發電量最高的電站三峽電站年度發電為976.05億千瓦時。也就是說，我們棄掉的電力，相當於三峽電站努力發了一年的電量。

　　棄電的數據是驚人的。難道使用新能源發電就一定會產生棄電嗎？是否有一種新能源又清潔，又可以有效地減少棄電的矛盾呢？

　　又是新能源，又能緩解棄電的光熱發電

　　新能源發電正在快速發展當中。

　　首先，發電量的數據在不斷增長。國家能源局的數據表明，2017年，可再生能源發電量1.7萬億千瓦時，發電量佔全部發電量的26.4%。

　　其中，水電11945億千瓦時，同比增長1.7%；風電3057億千瓦時，同比增長26.3%；光伏發電1182億千瓦時，同比增長78.6%；生物質發電794億千瓦時，同比增長22.7%。

　　另有國家發改委的數據表明，2017年全國發電量同比增長6.5%，其中火電發電量同比增長5.2%，清潔能源發電量同比增長10%，增速高於火電4.8%。

　　其次，可再生能源的裝機規模持續擴大。2017年底達到6.5億千瓦，同比增長14%，其中增長最快的還是光伏發電，同比增長68.7%，裝機達到1.3億千瓦。2017年可再生能源發電裝機約佔全部電力裝機的36.6%，同比上升2.1個百分點，可再生能源的清潔能源替代作用日益突顯。

　　然而棄電的問題仍然存在。相比2016年，2017年的棄電數據減少了約90億千瓦時。

　　棄電有多種原因，或因為總體的用電需求低於發電量，或是因為風光水電都有間歇性，電量和電力不夠穩定對電網造成挑戰，更重要的是因為輸電的通道受限。在本地無法消納的風光水電，只能選擇外送，然而電網的建設並沒有電站建設積極性高，大量的時間、人力和物理成本讓外送不那麼簡單，棄電成了唯一出路。

　　所以，是否能在發展新能源的同時又減少棄電的風險呢？或許，光熱發電是一個選擇。

　　

　　上圖是Gemasolar發電站，位於西班牙塞維利亞，是世界首個擁有中央塔式接收器且具有儲熱能力的商用規模聚光太陽能發電站。Gemasolar電站裝機20MW，電站年發電量近110GWh，能滿足2.5萬戶居民的用電需求，年減排二氧化碳可達3萬噸。

　　值得注意的是，光熱發電站利用太陽能非常清潔，而且可以在缺少光照的陰雨天氣以及沒有光照的夜間持續發電15個小時，從而實現全天候24小時不間斷供應可靠能源。2013年的夏天，Gemasolar電站創造了連續36天無間斷24小時持續運行的記錄。

　　光熱發電站的無間斷髮電特性，相比光伏、風力發電來講更為穩定。這麼一看，光熱發電能否是緩解棄電的良藥呢？

　　光熱發電的優與劣

　　光熱發電的原理很簡單，就是把光聚集起來產生熱量發電。從下圖可以看到，太陽光通過反射鏡匯聚到太陽能收集的裝置，然後用太陽能加熱收集裝置內的傳熱介質（熔鹽或導熱油），通過換熱裝置形成高溫高壓的水蒸汽，進而驅動汽輪機發電。

　　

　　上文提到的Gemasolar發電站屬於塔式光熱發電站，除此之外，光熱發電站還有槽式、碟式等主要形式。但目前蝶式的仍未走出實驗室，可以商業應用的只有槽式和塔式。兩者除了吸收太陽能的裝置不一樣之外，其餘的原理都基本相同。

　　

　　無論是哪種光熱電站，每一片反射鏡都需要按照太陽光的角度安裝，將陽光反射聚集在圓心處的導熱管上才能夠收集到太陽能，安裝精度要求很高。

　　以塔式熔鹽電站Gemasolar為例，2650面反射鏡佔地185公頃，以不同的角度反射太陽光到中央塔的集熱區，系統塔頂中央接收器的溫度可達900多攝氏度。塔式接收器採用熔鹽作為傳熱介質，溫度也可達500多攝氏度，向燃氣輪機傳輸溫度越高、高壓蒸汽的數量越多，發電站的功效也就越大。

　　光熱發電和光伏發電是兩種完全不同的技術。光伏發電是利用半導體界面的光生伏特效應將太陽能直接轉變為電能。而光熱發電原理和傳統發電類似，加熱產生氣態推動汽輪機,發電機發交流電。

　　兩者相比較來說，光熱發電核心優勢非常明顯。

　　第一，電力輸出穩定。

　　經濟可靠的儲能功能是光熱發電技術最重要的價值。光熱發電站可以將白天的陽光能源轉換為熱能儲存起來，在夜間繼續發電，從而實現平穩的發電過程（還可通過天然氣補燃來平滑電力輸出），完全不受短時間天氣影響，實現一天24小時的平穩發電。

　　此外，光熱電站的電網調度特性與傳統火電廠基本相同，無擾動衝擊和容量限制，電網接入簡單可靠，可以按照調度指令增減出力，進行峰谷調節。

　　反觀光伏、風力發電，兩者是需要看天吃飯的，具有間歇性、不穩定性和不可控性，無法精確預測且發電曲線不穩定，大規模的應用還造成了對電網的衝擊，棄電也由此而生。

　　第二，儲能成本低。

　　由於風電、光伏波動的特性，如要應用，則需要將電儲存在電池中，需要的時候再釋放。而光熱發電，是將能量儲存在導熱的介質中，從而實現平穩的發電。有網友算了一筆賬，目前電池造價$1500/kwh,光熱太陽能用的導熱介質，熔鹽造價$30/kwh，導熱油更便宜。經濟性可想而知。

　　第三，環境污染較小。

　　光伏發電是利用太陽能發電，過程並無污染，然而太陽能電池在生產過程存在致命的弱點，中對環境的損耗較大，是高能耗、高污染的生產流程。而光熱發電是清潔生產過程，基本採用物理手段進行光電能量轉換，對環境危害極小，太陽能光熱發電站全生命周期的CO2排放僅為12g/kWh。

　　

　　然而，光熱發電站相比光伏發電站，也不是十全十美的替代品。

　　光伏發電適合小規模、分散式的發電，建設成本較低，而光熱發電和傳統的火力發電相似，適合集中式的大規模發電，對地理條件要求高，目前建設成本較高。

　　而且，中國光伏發電技術相對成熟，而光熱發電雖然很早就在國外興起，但在中國仍屬於「處級階段」，存在技術障礙，成功經驗少，亦缺少標準體系，高性能核心設備部件需要進口，國產化製造水平較低。

　　

光熱發電在全世界和中國

　　目前，全世界的光熱發電建成裝機總規模在2017年底已達到增至5133MW，由美國、西班牙領跑，南非、摩洛哥、印度等新興市場迅速崛起。

　　

　　光熱電站全球裝機總規模數據來源：CSPPLAZA

　　

　　而中國光熱發電行業起步較晚，處於商業化規模前期。不過，政策支持正在進行。

　　2016年9月，國家能源局正式發布了《國家能源局關於建設太陽能熱發電示範項目的通知》，中國首批20個光熱發電示範項目名單出爐，分別分佈在青海省、甘肅省、河北省、內蒙古自治區、新疆自治區，總裝機134.9萬千瓦。通知要求各示範項目原則上應在2018年底前建成投產。

　　目前，第二批示範項目建設正在啟動當中，國家能源局新能源和可再生能源司副司長李創軍曾指出要進一步加大政策支持力度，爭取國家有關方面在土地、財稅及信貸方面給予光熱發電更多支持。

　　在國家能源局正式印發的《太陽能發展「十三五」規劃》中，太陽能熱發電也被多次提及。

　　規劃提到，要通過示範項目建設推進太陽能熱發電產業化，建立健全政策和行業管理體系，完善各項技術標準，推動太陽能熱發電產業規模化發展。目標是到2020年底，太陽能熱發電裝機達到500萬KW。太陽能熱利用集熱面積達到8億平方米，太陽能熱發電成本低於0.8元/千瓦時。同時要實現太陽能熱發電效率較大提高，形成全產業鏈集成能力。

　　在政策的推動作用下，2017年中國首批光熱示範項目集中建設發展良好。

　　其中，中廣核德令哈50MW導熱油槽式光熱發電項目進度領先，現已完成了太陽島的整體安裝作業；太陽島、傳儲熱島和常規島正在進行分段分系統調試，電網接入系統也即將完工，即將成為我國首個投運的商業化光熱電站。2017歲末之際，華強兆陽張家口一號15MW太陽能熱發電站基本建成，完成了北京兆陽光熱技術有限公司技術體系從理論到商業化驗證的里程碑式發展。

　　在中國棄風棄光問題突出的地方，比如內蒙、甘肅等地廣人稀電力消納比較困難的地區，光熱發電的大規模建設正好彌補了棄電的問題。

　　當下，如何提高光熱發電的技術水平、如何與目前新能源產業的整體形勢結合、如何理性系統地規劃光熱產業和市場不造成「扎堆過熱」產能過剩等，仍是亟待解決的關鍵問題。