太陽能熱發電正成為世界范圍內可再生能源領域的投資熱點。在中國，太陽能光熱發電剛剛起步，但由于其成本高、效率低和規模小等限制，當前太陽能熱利用率僅占我國一次能源供應的1%。對此，中科院工程熱物理研究所金紅光研究員認為，太陽能熱利用要突破瓶頸，有效提高在一次能源利用中的比重和實現國家節能減排目標，大力發展適合我國特點的中低溫太陽能互補發電技術是必然之路。

太陽能高溫發電存在瓶頸

太陽能熱發電主要有槽式聚焦系統、塔式聚焦系統、碟式聚焦系統和反射菲涅爾聚焦系統等4種方式。目前已經商業化運行的主要是槽式和塔式。在光電效率方面，除了碟式達到30%以上，其他3種基本為15%左右。

目前，制約太陽能熱發電發展的主要技術障礙是聚光成本較高，在不穩定太陽輻照下的系統光學效率和熱功轉換效率低和太陽能發電規模難以實現突破。

“這些太陽能光熱發電技術并未完全成熟。”金紅光告訴《科學時報》，太陽能高溫發電的核心技術尚未掌握，引進國外技術和照搬國外模式需付出巨額的經濟代價，聚光裝置和蓄能部件、復雜而昂貴（聚光占總投資成本的48%~58%，蓄能占20%）。同時，通過聚集高達800℃~900℃的高溫太陽熱，產生300℃左右的低溫、低壓蒸汽發電，造成500℃~600℃巨大溫差的太陽輻射熱浪費，因此年平均發電效率僅為10%~12%，效率較低。

這些聚光集熱式太陽能發電技術，在某些應用領域各具優勢，但沒有一種技術能在所有領域獨占鰲頭。在這些技術成本的相對競爭中，將會出現一些重大創新和變化。

太陽能中低溫發電新思路

相對于目前聚集高溫熱發電的單一太陽能發電模式，金紅光提出的“中低溫太陽能互補發電技術”具有其獨特的優勢。
據介紹，這項技術基于國內已成熟的“中低溫太陽能技術”，通過采用低聚光比拋物槽式太陽能集熱器，產生500 ℃以下的太陽熱，并與火電站發電技術及燃料轉化發電技術等匹配共建，實現能源互補利用。

值得一提的是，這項技術可以應用于更新改造部分中小火電站。聚集300℃以下的中低溫太陽能替代部分或全部火電站的回熱系統的蒸汽抽汽，一方面使汽輪機增容、節約煤耗，另一方面，充分利用中低溫太陽熱與高壓、高參數的汽輪機技術相結合，可使太陽能熱發電單機達到幾十萬千瓦的容量。

面對中國9億千瓦/年的火電總裝機容量，這項技術顯然具有其特殊的意義。

倘若用這項技術改造三成的中小火電，初步估算，每年可節約3685萬噸標煤，以2009年煤價780元/噸考慮，年經濟效益可達287億元。

“這項技術的優勢在于能使太陽能聚能蓄能部件成本投入降低90%左右的同時大幅度提高太陽能熱轉化效率和單機容量。而且能夠大幅度提高火力發電和化石能源轉化效率，降低煤耗。”金紅光告訴《科學時報》。

建立太陽能與化石能源互補基地

繼2006年金紅光團隊在北京通州建成15千瓦試驗臺之后，這項技術已經獲得國內大型電力企業的高度關注。據介紹，與華電集團合作建設的200千瓦裝置正在建設中。

這項技術同時得到了國際同行的高度評價，ASME Solar Energy Technology雜志前主編、瑞士蘇黎世工學院A. Steinfeld 教授評價道：“對太陽能高效利用是一個重要的研究領域，這原創性地建立了評價太陽能中低溫利用過程的理論框架。”

這種以中低溫太陽能燃料轉化為核心的發電系統的優勢在于：一是將聚集的中低溫太陽能提升到高品質燃料化學能的形式，不再拘泥于簡單的熱利用，實現了中低溫太陽能與化石燃料的梯級利用；二是中低溫太陽能燃料可通過燃燒產生高溫燃氣的方式推動熱機做功，可使太陽能熱發電效率達到35%，同時設施占地面積減少40%~60%、投資成本降低40%~50%，將是太陽能熱發電技術的重大突破和變革。

對于這項技術的應用前景，金紅光充滿信心。他告訴記者：“我國新疆、內蒙古等西部地擁有豐富的太陽能資源，同時煤炭資源又占全國煤炭資源總量約90%。在我國西部地區建立數千萬千瓦級大型太陽能與化石能源互補的綜合基地，將煤基多聯產與太陽能燃料轉化技術結合，規模化生產清潔燃料或制氫、發電，再將其輸送到東部，從而形成全國新型能源網絡，不僅可以大力增加太陽能熱利用在我國能源結構的使用比率，而且會對未來太陽能熱發電技術發展起到歷史性轉變作用。”

“從長遠來看，太陽能高溫發電技術會成為主流，但目前來看，太陽能中低溫發電技術是符合我國中短期需求的實用技術。”金紅光說。