用镜子发电，中国正在冲向世界第一正解局

最近，我国光热发电连续搞出两个大新闻。

6月29日，东北首座光热电站中广核吉西基地10万千瓦光热电站在吉林省大安市投产发电。

这是我国纬度最高的光热电站，也是世界高纬度严寒地区光热发电技术的应用典范。

5月20日，全球最大的塔式光热电站—中广核格尔木350兆瓦光热示范项目，首套定日镜顺利组装下线。

光热，是如何发电的？

中国光伏发电规模已稳居世界第一，为何还要发展光热发电？

光热发电的原理并不复杂。

小时候，大家应该都玩过放大镜，把阳光聚到一点，拿来烧蚂蚁。

光热电站做的是同样的事情，只不过用的是凹面镜，而且聚光面积大了几百万倍。

具体来说，光热发电包括追光、吸热、储热和发电四个关键环节。

在追光和聚光环节，成千上万面由计算机控制的反射镜，像向日葵一样实时追踪太阳位置，将阳光精准反射并聚焦到中央接收器或集热管上。

聚焦的阳光会产生极高温度，将传热介质（如熔盐）加热，熔化，完成吸热环节。

随后，被加热的熔盐带着白天多余的热量，储存在巨大的熔盐罐等储热系统中，作为电站的“充电宝”，达到储能效果。

在需要发电的时候，比如晚上，这些高温介质再被释放出来，通过换热器把水加热成高温高压蒸汽，驱动汽轮机旋转，以此带动发电机产生电能，完成发电。

格尔木项目效果图

中广核集团格尔木光热项目配置14小时熔盐储热系统，足以应对整个夜晚的用电需求。

所以，用镜子发电的底层逻辑，还是“烧锅炉”。

格尔木项目所用的熔盐是硝酸钠和硝酸钾的混合物，这种混合物在常温下为固态，加热到五六百度后就变成液态，能流动储存，把热量转移。

这些转移的热量，其实就是晚间发电的直接能量来源。

光热电站的全生命生产周期，能够达到零碳排放。

当然，光热发电也不是没有缺点，尤其相对于光伏发电，最主要是贵。

光热发电站初期的建设投资远高于光伏发电，以装机量来计算，单位千瓦的建设成本大概在1.5万元左右。

光热发电需要很大的面积，只能在荒漠戈壁等开阔地带建设。

比如，我国已投运的青海共和50兆瓦光热发电站、新疆伊吾县中电哈密50MW塔式光热发电站和敦煌100兆瓦熔盐塔式光热电站等项目，都建在地广人稀的地区。

2018年12月27日建成的中国首个百兆瓦级熔盐塔式光热电站敦煌首航100MW熔盐塔式光热电站

回到开头的问题，中国光伏已经在全世界遥遥领先了，我们为什么还要上马更贵的光热呢？

答案是“长时储能”。

光伏只能白天发电，属于“即发即用”，用不完或输送不出去就只能弃电。

光热则可以“先存后发”，白天储存热量，到夜间缓慢释放，避免浪费。

晚间输出的交流电可直接并网，还能与光伏、风电形成互补，达到调峰目的。

这一特性，让光热发电具有不可替代的优势。

光热发电，是在近现代工业发展基础上诞生的。

1950年代，前苏联科学家率先提出了塔式光热电站的设计思想，还制作了示范装置。

此后，光热发电技术经历了波浪式发展，但囿于发电成本，一直没有大规模应用。

石油危机、气候变暖等因素让光热技术的关注度逐渐提高。

2007年，西班牙在南部塞维利亚的安达卢西亚建成了全世界最早商业运营的塔式太阳能光热发电站PS10，装机容量11兆瓦。

PS10光热电站（上方为PS20）

2021年至今，光伏、风电等绿电装机比例不断升高，急需具备深度调峰能力的大型储能清洁能源形式。

光热发电经过十几年的商业化运行，技术更加成熟，调峰能力更加出众，发展也驶入快车道。

在技术路线上，中国走出了一条与全球主流截然不同的路。

光热发电的现有技术有‌塔式‌和‌槽式‌两种路线，塔式‌利用大量定日镜将阳光反射至塔顶中央吸热器，属‌点聚焦‌。

槽式则‌采用抛物面槽形反射镜，将阳光聚焦到管状接收器上，属‌线聚焦‌。

槽式光热发电装置

两者的工作温度与效率‌差别很大，‌塔式‌聚光比高，可达1000倍以上，工质温度可达‌560℃甚至超过1000℃‌，理论发电效率也更高，一般在35%到40%。

‌槽式的工质‌温度通常限制在‌400℃左右‌，效率也只有约30%。

‌槽式技术门槛低，‌系统结构简单，运维方便，率先实现商业化，全球累计装机占比超90%。

‌塔式‌技术复杂度较高，对控制系统的要求严苛，但更适合百兆瓦级以上的大规模电站。

中国是大国，电网体量巨大，选择了能上大规模的塔式技术。