光热发电按不同的接收器和聚光类型共可分为四类，即槽式、塔式、菲涅尔式和碟式四种。
接收器有固定式和移动式两种。固定式接收器与电站的聚光设备是相互独立的，这种设计便于将收集的热能传送到电力岛中，相对应的是塔式和菲涅尔式两种技术路线。移动式接收器与电站的聚光设备是联动的，这种设计能够收集到更多的热能，对应的是碟式和槽式两种技术路线。
聚光有线聚光和点聚光两种类型。线聚光下聚光器沿着单轴线追踪阳光，并将阳光聚焦在线状的接收器中，这种聚光方式较简单，对应的是槽式和菲涅尔式两种技术路线。点聚光下聚光器沿着双轴线追踪阳光，并将阳光聚焦在点状的接收器中，这种聚光方式下的接收器工作在更高的温度下，效率更高，对应的是塔式和碟式两种技术路线。
1、塔式：聚光比和效率高且技术较成熟
塔式光热发电是通过多台跟踪太阳运动的定日镜将太阳辐射反射至放置于支撑塔上的吸热器中，把太阳辐射能转换为传热工质的热能、再通过热力循环将热能转换成电能的太阳能热发电系统。塔式太阳能热发电系统主要由定日镜场、支撑塔、吸热器、储热器、换热器和发电机组等组成。按照传热工质的种类，塔式太阳能热发电系统主要有水/蒸汽、熔融盐和空气等形式。
塔式技术路线的聚光比高（聚集到吸热器采光口平面上的平均辐射功率密度与进入聚光场采光口的太阳法向直射辐照度之比），可达到300-1000的水平，相应的系统效率也比较高，能够达到20%以上。该技术目前已发展的较为成熟，目前全球最大的塔式电站是美国的Ivanpah电站，由谷歌、NRG和美国亮源公司共同开发，总装机高达392MW，占地面积3600公顷，已于2014年1月并网发电。
2、槽式：占比最大、商业化最早
槽式技术是最早实现商业化的，也是目前在全球已经投入商业化运行中占比最多的太阳能热发电技术类型，约占80%以上。其原理是通过抛物面槽状的聚光器跟踪太阳，使得直射太阳光聚集到吸热管表面，以加热吸热管内传热流体（一般是导热油），并通过蒸气发生器产生高温高压的过热蒸汽，送至汽轮机发电机组做功发电。放热后的导热油返回抛物面槽式聚光器进行加热，形成封闭的导热油循环回路。当太阳辐照度较高时，可以将部分高温热量通过换热器存储在高温存储罐中，当太阳辐照强度较弱时，提取高温储热罐中的热量用于发电，以平衡太阳能波动对电力输出稳定性的影响。
槽式太阳能热发电系统一般由抛物面槽式反射镜、真空集热管、储热单元、蒸汽发生器和汽轮发电机组等单元组成。
3、碟式：聚光比最高但造价昂贵
碟式技术路线的原理是利用碟式聚光器将太阳光聚集到焦点处的吸热器上，通过斯特林循环发电的光热发电系统。碟式太阳能热发电系统通过驱动装置，驱动碟式聚光器像向日葵一样双轴自动跟踪太阳。碟式系统的聚光比在四种技术路线中是最高的，可高达600至3000，相应的系统效率也最高，最高可达近30%。
由于每套碟式太阳能热发电系统都可以独立发电，所以这种技术路线的灵活性较强，既可以用做分布式发电，又可以进行集中式发电。但由于碟式发电系统规模大了之后单位成本并不会降低，因此不适合建设大规模集中式电站，相对更适合于边远地区离网式发电。但由于其造价实在过于昂贵因此在全球范围内的应用很少。
4、菲涅尔式：造价和技术难度小但效率低
菲涅耳式光热系统可以看做是简化的槽式系统。该技术路线采用平面反射镜代替槽式系统的曲面反射镜以达到降低成本的目的。除了造价更低的反射镜外，菲涅耳式系统还从以下几个方面降低成本和技术难度：
（1）每个反射镜排的跟踪旋转角度相同，可以采用同一传动装置进行联动调节，传动系统简单；
（2）单个反射镜宽度较小，可以贴近地面安装，风载荷大幅减小，对支撑结构和基础的强度要求也大为降低；
（3）反射镜密排布置，土地使用率高。
虽然菲涅耳式系统的结构简单、成本低，但由于反射镜排布紧密，互相之间的遮挡较为严重，另外菲涅耳式系统的聚光比很低，一般情况下低于150，这些因素造成菲涅耳式系统的效率在四种技术路线中是最低的。
塔式技术路线的应用前景最广阔
在上节提到的四种技术路线中，槽式路线的商业化程度最高，在已建成并网的光热电站中的占比也最大。塔式路线也已进入商业化应用期，国外已有百MW级（美国Ivanpah）的大型塔式光热电站并网。菲涅耳和碟式两种技术路线距离大规模商业化仍有着较远的距离：菲涅耳式仅有一些示范项目在运，而碟式路线造价过高，商业化前景最差。
已实现商业化的槽式和塔式两种技术路线整体上各有优劣。槽式技术相比塔式技术更为成熟，有着超过30年的实际运行记录，但也有着一些难以克服的缺点。我们分系统效率和降本空间、储热系统、传热管路三方面来对比槽式系统和塔式系统。
塔式技术的效率高、降本空间大：光热项目的度电成本与系统效率密切相关，槽式技术采用的是线聚光的形式，运行温度和聚光比低，系统效率难有太大的提高，因此该技术路线未来成本下降的空间不大。而塔式技术采用的是点聚光的形式，聚光比和工作温度高、系统效率高，在降低成本方面还有着较大的潜力
塔式技术的一体化储热系统经济性好。槽式技术中传热介质为导热油，但储热介质为熔融盐，导热油吸收热量后还需要再与熔盐换热才能完成储热，这带来了更多的设备投资和热损。而塔式技术的传热介质和储热介质均为熔融盐，熔融盐是唯一的工质，成本经济性要显著好于槽式技术。
此外，储热容量与储热介质的温差成正比，以导热油作介质，一般的槽式电站可实现390度左右的温度，而塔式电站可实现温度为560摄氏度，储热量相同情况下，槽式电站需要3倍以上的熔盐才能达到与塔式电站同样的储热小时数。
塔式技术的管道结构简单，降低了保温难度和成本。由于槽式系统采用导热油为传热介质，因此每1MW就需要建设1.6公里长的管道。过长的管道将造成三方面的问题：
（1）长距离的集热管暴露于寒冷的环境中，热量损失很大；
（2）必须使用利于维持高温的真空管作为吸热部件，管道的寿命短；
（3）夜间为了给管道保温，需要辅助的天然气热源，增加了设备投资和额外的天然气消耗；
（4）熔盐在长达数公里的集热管路中流动时可能会凝固。而塔式电站仅需600米左右的管道，无需天然气等燃料来保温，降低了保温成本和热量损耗，同时塔式电站可以使用非真空的吸热器进行光热转换，热交换部分的寿命更长。
塔式电站在效率和降本空间、储热系统、管道结构等方面均优于槽式技术，但其相比于槽式技术的主要缺点是：
（1）采用双轴跟踪的方式，定日镜的控制系统比较复杂；
（2）项目必须做到100MW以上才具有成本经济效益；
（3）可证明的实际运行案例相对少，运营经验以及分析数据相对欠缺，在获得融资支持方面有困难。
我们认为技术复杂、实际运行案例少等问题都是可以随着未来的技术进步和大规模建设加以解决的，而100MW以上规模的电站才具有成本经济效益意味着塔式技术的度电成本会随着电站规模的增加而快速降低，正说明塔式技术极为适合开发大规模光热电站。因此我们认为，在光热的四种技术路线中塔式技术的应用前景最为广阔。
塔式技术的市场份额正在快速提高
虽然在全球已建成的太阳能热发电站中，槽式电站所占比例接近90%。但塔式电站凭借技术上更强的竞争力，市场份额正在快速增长。2005年之前建成的光热电站全部采用了槽式技术；2006年至2010年建成的光热电站中，95%采用了槽式技术，4%采用了塔式技术；2011年至2014年建成的光热电站中，83%采用了槽式技术，14%采用了塔式技术。而在拟建的光热项目中，塔式技术的占有率已进一步提升到了38%。
原标题：全面解读：风口之下的光热产业（五）
