前言：自1912年由美国发明家弗兰克·舒曼在开罗采用槽式太阳能聚热技术建立世界第一个太阳能应用装置至今，已被证明槽式光热发电是一种具有发展前景的可再生能源技术。
太阳能光热发电技术目前主要有槽式、塔式、碟式、反射菲涅尔四种，其中槽式光热发电占据装机总量的70%以上，技术成熟度得到公认。
槽式光热发电的基本优势是可以借助传热介质的热惰性能有效应对多云天气的变化，在热循环系统中可保持温度相对稳定，其输出的优质电力和规模储能为电网所欢迎；槽式聚光设备经百年磨合技术参数接近极限；充分运用光谱选择性吸收原理致使其光热转化效率最高；尽管我国自然环境约束条件多，太阳能直接辐照值DNI大多低于国际通行的下限值2000千瓦时/平米/年，但槽式光热循环系统可通过多能互补充分展现储热优势；通过延长发电时数降低发电成本；通过精心设计减少初始投资；只要根据国情有针对性地不断创新，即可有效提升槽式光热发电技术在我国可再生能源发电中的市场竞争力。
图1 美国发明家弗兰克·舒曼设计的第一代槽式聚光阵列目前引进的槽式光热发电技术暴露出的主要问题是：1、初始投资大，单位投资大都在每千瓦3万元以上，无法与风电和光伏以及燃煤电站在同规模投资上竞争，在可再生能源电价进入平价时代，有被边缘化的风险；2、太阳能直接辐射值DNI决定光热电站的发电时数；发电时数同时受季节性变化、地理纬度、环境温度制约，导致聚光设备、储热设备、发电设备闲置时间较多；（见图4）3、选址约束条件多，水电路气一样不能少，环境适应性差；4、太阳能倍数与储热关联的设计理论导致镜场投资被放大；5、槽式两罐熔盐循环储热损耗大、成本高、效能低；6、传统蒸汽朗肯循环发电水耗大，成为制约选址的重要条件；7、依赖普通燃气锅炉辅助热循环，效率低，排放多，直接被环保政策所诟病。
因此，面对上述问题，在我国发展和建立槽式光热发电站就有必要对传统技术进行再创新，需要根据国情对传统技术加以改进并提出中国方案。
图2 诞生于美国的无储热槽式光热发电技术图3 首次在欧州应用的带熔盐储热设备的槽式光热发电技术图4显示的是槽式电站随季节性变化出力的实际运行状况，暴露出该技术最大缺陷就是无法保证供电连续性，无法实现人工可调控、可干预、可管理。
图4 美国Solana和Mojave两电站年度季节性运行曲线一、鼓励槽式太阳能热发电与风电、光伏互补储热推广在光热发电站内配置风电、光伏等可再生能源设施，推广燃气布雷顿发电与光热发电互补储热发电技术，其目的是降低初始投资，增加发电时数，提高市场竞争力。
电规总院和水规总院先前发布的《2016—2017年投产电力工程项目造价情况》显示，我国5个百万千瓦级二代改进型核电项目平均造价为12038元/千瓦，11个常规水电项目造价为9352元/千瓦，41个火电项目为3593元/千瓦，而风电和光伏发电分别为7587元/千瓦和7406元/千瓦。
显然，光热发电在初始投资上已经“输在了起跑线上”。
目前，风电和光伏设备市场竞争比较充分，价格降幅很大，近期GE中标内蒙古兴安盟100MW风电项目，风机报价仅3491元/kW！由此可见，把风电或光伏作为光热电站的重要组成可有效平抑光热发电初始投资，同时建立以光热发电为核心的综合能源发电基地。
传统槽式光热发电站的发电时数基本与当地的DNI相当，如果引入风电和光伏电力可借助电储热提高年发电时数和发电量，尤其是将两个不稳定电力通过储能加以均衡，可进一步增强光热电站作为电网基荷电源的能力，激发风险资本对光热发电的投资热情。
如图5所示。
图5 风电、光伏与光热发电互补示意图图6 风电、光伏运行负荷曲线选择风电互补储热，主要利用风电反调峰特性为储热设备提供辅助热源；如图6风电、光伏运行负荷曲线所示，我国风电机组夜间运行多，与负荷需求恰好相反，成反调峰状态，因此将反调峰电力用于光热发电储热，可与光热发电形成有效互补，相比光伏发电与光热发电同周期运行更有利。
图7是国内风电行业借用光热发电熔盐储热模式提出的电转热储能发电系统。
图7 国内风电行业电转热储能发电系统图8是将风力直接转换成热能，经高温熔盐存储后以输出稳定电力的一种技术模式。
显然，引入风电加大电储热比例，或将风转热直接嫁接到光热发电系统中，可有效提高储热和发电设备的利用率，减少外用电使用量，减少寄生损耗，有利降低运行成本。
图8 风力热储能发电系统，借用光热发电熔盐储热模式图9 摩洛哥Noor Midelt的800兆瓦太阳能混合发电项目，将是世界上第一个包含光伏和CSP互补热发电项目。
该项目技术人员拟采用白天PV和CSP的重叠发电来优化CSP混合存储的容量和效率，即充分利用PV白天的电力加热CSP存储介质，以保证夜间发电。
他们计划在Noor Midelt的首个混合互补存储项目中实现以每千瓦时7美分的价格提供可调度的太阳能电力。
如图10所示，该项目计划选择塔式熔盐热发电为第一级换热，将熔盐温度由170度？（最低）提升至560度，光伏电力加热为第二级换热，可根据熔盐气化点继续提高熔盐工况温度。
该电加热器采用串联模式，同样可用于槽式互补储热发电系统。
为避免光照连续不足还需要配置电网辅助电加热系统，或配置燃气补热装置，如同Abengoa在美国建立的280MW索拉纳项目一样，起初配置的光伏电站并未保证12个熔盐罐安全，最终增加燃气锅炉以规避熔盐罐及管道可能发生的熔盐凝固事故。
图10 光伏电加热辅助熔盐互补热发电系统其实，美国新月沙丘塔式熔盐热发电项目就采用了CSP-PV混合设计，其CSP的净容量为100 MWe，PV容量为60 MW，但未选择利用PV电力进行热存储。
Abengoa近期计划将光伏或风电电加热存储技术“嫁接”到西班牙早期没有存储设备的槽式CSP工厂中，拟选择一个50MW槽式电站，初步规划用4年完成改造。
图11 风电和光伏采用电池短时存储、电转热长时存储，对光热发电构成挑战作者早在2011年就提出将不稳定的光伏或风电通过电加热装置与光热发电储热系统结合，以充分发挥光热发电特有的储热技术优势，相比化学蓄电池可实现长时储能，国内科技人员对该技术的应用也多有论证。
但是，如果风电和光伏电站如图11所示移植电储热和热发电技术，即可借助初始投资低的先发优势对光热发电技术构成挑战。
二、储热设计与太阳能倍数脱钩采用太阳能倍数与储热脱钩的设计模式，聚光镜场规模只服从（设计点选择800瓦/平米）发电设备铭牌功率，可有效降低镜场投资规模。
从美国上世纪八十年代开发槽式热发电技术初始，在电站增加储能设施其初衷是为应对夏季超过设计点的溢出，自从德国千年太阳能公司设计的两罐熔盐储热技术于2008年首次在西班牙Andasol-1号电站应用后，从实际应用效果看，尚无法达到设计目标，而初始投资却明显增多。
表1 美国Solana 、Mojave和Genesis同规模电站比较以美国Solana和Mojave两个槽式光热电站作比较，电站设计均出自西班牙Abengoa Solar公司之手，相同规模、相同设计，区别在于Solana带储热设备，而后者无储热设备，两者相差4亿美金，如和Genesis比较投资增加7.5亿美金。
如表1所示。
表2、西班牙三个电站比较西班牙安达索地区DNI略高于我国，安达索三个电站首次应用熔盐储热技术，年设计发电时数3589小时（实际运行时数相差近千小时），储热7.5小时，聚光镜面积达51万平方米，优惠电价0.32欧元/ kWh，燃气占15%，寄生损耗27.2GWh，约占发电总量的15%左右；艾波索以及索拉维的三个电站均不带储热装置，聚光镜面积分别为29万和29.43万平方米，与安达索电站相差一半，运行工况温度且高于前者。
如表2所示。
图12推广“小镜场”大储罐技术转变传统太阳能镜场必须和储热规模匹配设计和确立多能互补储热的理念极有必要，建议根据我国国情实行非匹配设计，为降低初始投资（镜场投资占总投60%），推广“小镜场”大储罐技术，镜场规模最多控制在1.5倍之内，也即按储热2小时确定镜场规模；储热设备或罐体容量按预设的储热量和发电时数选择，为风电或燃气互补储热留置容量空间。
如图12所示。
三、倡导单罐固体填充一体化储能技术为降低储能设备投资（占总投资10-15%），提倡单罐储能替代双罐储能，有效降低初始投资。
如图13所示。
图13单罐固体填充和蓄电一体化储能技术槽式太阳能储热蓄电一体化系统简介：1、本装置选用高温硅油做传热介质，工况温度400度，无低温冷凝结晶疑虑；2、采用单罐固体储热介质填充技术，替代价格昂贵的熔盐；固体填充物优先选择成本低的废弃陶瓷或冶炼废弃物钢渣、铁渣等，浇注成型置入储热罐内。
3、蓄电装置采用钠氯化物高温熔盐电池堆，中心工况温度300度；4、蓄电
