近日，第十二届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在浙江杭州盛大召开，中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司副总工程师、科技创新中心总经理赵晓辉出席会议并作主题报告《新一代光热发电工程解决方案2025》，详细对比了首批和第二批光热示范项目的不同开发思路与特点，并结合行业当下发展和新型电力系统建设需要提出2025版本的新一代光热发电工程解决方案。

图：赵晓辉

第一批光热示范项目

项目定位与电价

赵晓辉认为，国家能源局于2017年批准的第一批光热示范项目（以2017-2020建成为代表），旨在培育光热发电产业和验证技术可行性，特点是电站发电不受电网调度限制，其1.15元/kWh的电价在当时相对较高（其实与国家能源局2011年7月1日发布的光伏电价相同，但对比现在比较高），考虑到收益问题，项目的配置以“成本电价最低”为目标。

技术路线丰富多样

技术角度来看，参与第一批示范的项目技术路线比较多样，包括导热油槽式、导热油碟式、多塔、二次反射、熔盐菲涅尔、塔式等等。然而，部分项目因技术不成熟或成本等问题未能按计划建设，最终通过时间洗礼与行业沉淀后，熔盐塔式技术在全球范围内逐渐成为市场主流已是不争的事实。

赵晓辉表示，虽然槽式光热发电技术相对来说已较为成熟，全球已建成的槽式导热油电站也很多，也经过了国内相关项目的验证，但在国内槽式技术相对更依赖国外，两个在运的导热油槽式电站都依赖ET150技术，建设过程中也有外方技术支持。

西北院第一批光热示范项目参与情况

第二批光热示范项目

项目定位与功能转变

2022年起建设的第二批光热示范项目（2022-2025建设为代表）定位发生了显著变化。一方面，没有独立电价，需遵循国家可再生能源相关政策；另一方面，其主要功能转变为获取新能源指标，但光热电站的发电成本和价值不能较好地体现，不过也有其历史意义，至少使光热发电产业得到了延续。

同时，为了保障整体项目收益，此类项目在成本控制上更为严格，光热系统单位投资看上去大幅降低（如每千瓦造价从第一批30000左右降至12000元左右），但其实与技术进步关系不大，主要因为电站配置遭到“阉割”，而非像第一批示范项目可以达到3000-4000小时的高利用小时数。

各地政策与配比方案

为了获取新能源建设指标，近年来各地就新能源与光热配套陆续出台了不同政策：

例如，2021年3月25日甘肃提出风电光伏与储热型光热发电配比为6:1；

2022年3月4日新疆鼓励光伏与储热型光热发电以9:1规模配建；

2022年11月9日青海规定光热、光伏（风电）配比不得低于1:6，年储能时长不得低于2190小时，且光热部分不参与市场化交易，电价按煤电标杆电价上浮20%-30%执行；

2024年8月11日内蒙提出光热发电、风电、光伏发电装机规模按1:2:0、1:1.5:1或1:1:2三种方案配比，储热时长不小于6小时，镜场面积不小于8平方米/千瓦。【目前并未开始实施】

具体如何配比收益率最好？赵晓辉以总装机700MW（含光热100MW）进行了测算：

如上图，根据甘肃地区现有政策，随着一体化项目中光伏比例的增加，收益率逐渐下降，主要因为风电利用小时数比光伏多，赵晓辉建议，在现有政策情况下，在一定程度上多配风电有利于提升收益率。同时，不同地区最佳配比方案也存在差异，需具体分析。

整体来看，相较于第一批光热示范项目，第二批光热示范项目系统工艺没有发生明显变化，总体以总投资最低为目标。

西北院参与的第二批光热示范项目

新一代光热发电工程解决方案

结合行业发展和西北院实际参与体会，赵晓辉介绍了新一代光热发电工程（2025-……开始建设为代表）的具体发展方向：

1、多塔聚光集热

以塔式电站为例，未来单机规模肯定会更大，考虑到大气衰减对大镜场效率的影响，新一代光热发电镜场部分肯定要采用多塔聚光集热方案。

以300兆瓦及以上等级的光热电站为例，整场容量应该比较经济性配置结合电力系统需求，按发电利用小时数2400小时左右测算，其镜场面积应在300万平方米左右，因此一个镜场肯定不行，而是需要3个镜场，单塔聚光集热面积可达110万平方米，单塔吸热功率430MW，搭配不规则镜场设计、无线控制及分布式供电等技术。

目前单镜场最大应该是在迪拜180万平方米，据了解该项目所在地区的清洁度也不够，叠加定位镜的瞄准、太阳追角等问题，该项目的光热效率应该会比52万平方米的小镜场更低。

此外，赵晓辉指出，经过多种方案比较发现，厂区熔盐供应管道系统其实是挺复杂的，要综合考虑保温材料、储罐投资以及泵的扬程、泵的电耗等多方面因素并进行盐罐布置方案优化、新型熔盐管道补偿器技术经济性论证、新型熔盐储罐结构设计研究等多方面工作，经过测算发现如采用最佳方案有望带来4000-6000万的成本节约，建议后续开发的项目各方应对此更加重视。

多塔厂区熔盐工艺设计

2、熔盐槽式集热器

技术优势（设计值待验证）：集热温度≥550℃（相比传统导热油方案提高160℃左右），朗肯循环效率≥42%（温度越高发电效率越高，相比导热油槽式高3%左右），储热系统成本相比导热油槽式技术降低50%以上（1、熔盐直接吸热，省了导热油系统存储同样能量的热量；2、熔盐用量也会小；3、温度高带来效率高最终实现低成本电价），熔盐相比导热油价格更低且更环保。

赵晓辉表示，经过测算，与塔式电站相比，同样面积的熔盐槽式光热电站年集热量和发电量均更高，同时槽式（东西布置）比槽式（南北布置）表现略高一些。例如，95万平米镜场时，槽式年发电量约为塔式的1.14-1.16倍；140万平米镜场时，槽式年发电量约为塔式的1.27-1.30倍【详见下表】。

参考北纬36°区域试验结果，塔式和槽式（东西布置）光学效率分布比较平稳，槽式（南北布置）光学效率夏季高、冬季低。光学效率总体呈现槽式（东西布置）＞槽式（南北布置）＞塔式【详见下表】。

技术风险：运维难度大（需防熔盐凝冻），集热场散热损失大，高温管道材料成本高，集热管选择性吸收涂层耐久性待验证。

3、大容量熔盐蒸汽发生系统

系统构型优化：对比亚临界与超临界方案，超临界参数熔盐蒸汽发生系统通过温度校核分析辅助系统构型设计，采用缠绕管式换热器等新结构，系统更简单、成本更具竞争力、运维更便捷、启停速度更快。

缠绕管式换热器示意图

参数分析：如上图，横坐标为整个换热过程中水温度的变化，纵坐标为整个换热过程中盐温度的变化；比较了多种连接形式和传统方案，可得出如下结论：

蒸汽发生器关键设备提高参数到22兆帕等级，回盐温度相对于14兆帕等级不会增加，可能还会略有降低，也是在300℃水平，因为有观点认为把压力等级提上去以后回盐温度会高，其实不是这么回事，因为在超临界范围内，水的温度特性是非线性变化，要通过计算重新算的，这样盐的用量不会增加，这是热力系统上的参数，热力系统参数则会影响熔盐投资。

4、高参数汽轮发电系统设计

如上图，柱状图显示汽轮机的效率，蓝色和橙色分别代表亚临界和超临界方案，可以看出超临界方案从汽轮机熟悉的范围内讲，效率并没有明显的变化，甚至在有些环节超临界方案参数还低一些，但是整个电站效率不仅仅是集热效率，我们要综合考虑冷端损失还有放电效率等等，评估来看在更高的压力等级下超临界方案相对于亚临界方案效率提高很可观【详见下图】。

如上图，最下边的参数蒸汽温度为550℃（基于常规二元熔盐方案），但如果说熔盐使用温度能够提高20到40℃，那么超临界方案的循环效率提升就非常可观了，但问题是有没有使用温度可达600℃左右的可靠熔盐产品，同时价格也比较合理，如果能开发出这种熔盐材料对行业来说将是很大的贡献。

参考上图以横坐标主蒸汽压力24MPa为例，550℃蒸汽温度对应循环效率约为45.25%，如果温度能够提升到600℃，循环效率就可以提升到46.75%，还是非常明显的。其实这个图就是想表达，新一代光热发电工程解决方案特别关注制造商是否可生产出使用温度可达到580-600℃同时成本也可以接受的熔盐材料。

据赵晓辉介绍，厂用电率方面，光热电站的并网厂用电率远大于离网厂用电率。此外，虽然相比亚临界机组超临界机组效率较高、发电量占优，但同时厂用电量也较大，全年总厂用电率略有增加。

但从经济性方面来看，参考上图，按照国内的相关财务评定方法，按照高参数大容量、采用上述新型换热器设计形式，财务净现值角度分析，超临界机组比亚临界机组NPV高约13706万元；从财务内部收益率分析，超临界机组比亚临界机组的IRR增加了43.26%；超临界机组增加投资的回收期约为2.57年，远低于新能源及储能行业平均水平。

赵晓辉表示，电力方案比选时一般认为6年以内的回收期都可以接受，4年以内是优秀的，很显然抛开成熟性不谈，上述方案从经济上来讲是可取的。

新一代光热发电技术展望

固体颗粒及其储换热技术&超临界二氧化碳循环

目前国内相关研究机构也在研究固体颗粒储热介质（如钙基热化学储热颗粒开发及制备方法研究、锰铁金属氧化物储热颗粒、惰性颗粒技术路线评估等）及对应的储换热技术（如流化床式换热器的实验验证与仿真模拟、适用于固体颗粒的储罐结构设计、颗粒吸热器的概念设计与联合开发、热力系统概念设计与动力循环比选等）。

利用上述新型储热介质和储换热技术的系统工作温度可以达到700℃左右，这就可以和二氧化碳循环相结合，以进一步提升发电效率。

而超临界二氧化碳(S-CO2)循环技术优势则主要体现在三方面，

1、高效：发电效率比传统蒸汽机组高3-5个百分点；

2、灵活：调节速率是传统蒸汽机组的3-4倍；

3、紧凑：透平体积是传统蒸汽透平的1/10。

从与光热发电结合较多来看，超临界二氧化碳(S-CO2)循环，更高效、紧凑，且所需的温度为500℃~700℃，恰好是太阳能光热发电聚光集热系统应用现有技术即可实现的温度。系统仅需要较低的热量即可启动发电机、应对负荷变化调整迅速、支持快速启停，同时还可以节约大量水资源，是太阳能热发电在光照资源好但水资源紧缺的荒漠地区的理想选择，是热力发电领域的重要变革性技术。光热超临界二氧化碳发电技术被评为“能源动力领域十项重大工程技术难题”，超临界二氧化碳循环发电装备已列入“中国制造2025-能源装备实施方案”。

但目前看，光热超临界二氧化碳发电商业化应用成本仍较高。以50MW塔式光热超临界二氧化碳发电为例，光热+S-CO2发电部分静态投资约12亿元，单位静态投资约24000元/千瓦。

赵晓辉表示，成本降低后续可从以下几方面入手：

1）加强与相关研究结构、主机厂家的配合；可以预见当前超临界二氧化碳熔盐储能是首台套新技术，设备采购成本较高；相关设备批量后，设备造价会有明显降低。

2）采用新型换热器技术，或者开发特殊的换热器形式，降低投资；

3）热力系统进一步优化，特别是扩大熔盐的温度参数范围，减少熔盐用量，降低投资。

赵晓辉最后总结表示，第三代光热发电工程主要特点是服务新型电力系统，一定层面，一定区域缓解新能源渗透率过高区域的绿电消纳。技术层面则基本沿袭之前的发电技术，目前尚没有新的发电工艺得到应用；而更高温度的熔盐（提高20-40℃）、熔盐槽较为被工程应用接受的技术需要尽快验证，以建立投资企业技术信心。至于超临界二氧化碳循环发电，颗粒吸热储热，目前尚不具备建设200MW工程应用的条件（5MW、10MW等级系统不在此讨论范围），主要在设备选型、装备制造方面需要有实力的产业持续投入突破。