近日，第十二屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會在浙江杭州盛大召開，中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司副總工程師、科技創新中心總經理趙曉輝出席會議并作主題報告《新一代光熱發電工程解決方案2025》，詳細對比了首批和第二批光熱示范項目的不同開發思路與特點，并結合行業當下發展和新型電力系統建設需要提出2025版本的新一代光熱發電工程解決方案。

圖：趙曉輝

第一批光熱示范項目

項目定位與電價

趙曉輝認為，國家能源局于2017年批準的第一批光熱示范項目（以2017-2020建成為代表），旨在培育光熱發電產業和驗證技術可行性，特點是電站發電不受電網調度限制，其1.15元/kWh的電價在當時相對較高（其實與國家能源局2011年7月1日發布的光伏電價相同，但對比現在比較高），考慮到收益問題，項目的配置以“成本電價最低”為目標。

技術路線豐富多樣

技術角度來看，參與第一批示范的項目技術路線比較多樣，包括導熱油槽式、導熱油碟式、多塔、二次反射、熔鹽菲涅爾、塔式等等。然而，部分項目因技術不成熟或成本等問題未能按計劃建設，最終通過時間洗禮與行業沉淀后，熔鹽塔式技術在全球范圍內逐漸成為市場主流已是不爭的事實。

趙曉輝表示，雖然槽式光熱發電技術相對來說已較為成熟，全球已建成的槽式導熱油電站也很多，也經過了國內相關項目的驗證，但在國內槽式技術相對更依賴國外，兩個在運的導熱油槽式電站都依賴ET150技術，建設過程中也有外方技術支持。

西北院第一批光熱示范項目參與情況

第二批光熱示范項目

項目定位與功能轉變

2022年起建設的第二批光熱示范項目（2022-2025建設為代表）定位發生了顯著變化。一方面，沒有獨立電價，需遵循國家可再生能源相關政策；另一方面，其主要功能轉變為獲取新能源指標，但光熱電站的發電成本和價值不能較好地體現，不過也有其歷史意義，至少使光熱發電產業得到了延續。

同時，為了保障整體項目收益，此類項目在成本控制上更為嚴格，光熱系統單位投資看上去大幅降低（如每千瓦造價從第一批30000左右降至12000元左右），但其實與技術進步關系不大，主要因為電站配置遭到“閹割”，而非像第一批示范項目可以達到3000-4000小時的高利用小時數。

各地政策與配比方案

為了獲取新能源建設指標，近年來各地就新能源與光熱配套陸續出臺了不同政策：

例如，2021年3月25日甘肅提出風電光伏與儲熱型光熱發電配比為6:1；

2022年3月4日新疆鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以9:1規模配建；

2022年11月9日青海規定光熱、光伏（風電）配比不得低于1:6，年儲能時長不得低于2190小時，且光熱部分不參與市場化交易，電價按煤電標桿電價上浮20%-30%執行；

2024年8月11日內蒙提出光熱發電、風電、光伏發電裝機規模按1:2:0、1:1.5:1或1:1:2三種方案配比，儲熱時長不小于6小時，鏡場面積不小于8平方米/千瓦。【目前并未開始實施】

具體如何配比收益率最好？趙曉輝以總裝機700MW（含光熱100MW）進行了測算：

如上圖，根據甘肅地區現有政策，隨著一體化項目中光伏比例的增加，收益率逐漸下降，主要因為風電利用小時數比光伏多，趙曉輝建議，在現有政策情況下，在一定程度上多配風電有利于提升收益率。同時，不同地區最佳配比方案也存在差異，需具體分析。

整體來看，相較于第一批光熱示范項目，第二批光熱示范項目系統工藝沒有發生明顯變化，總體以總投資最低為目標。

西北院參與的第二批光熱示范項目

新一代光熱發電工程解決方案

結合行業發展和西北院實際參與體會，趙曉輝介紹了新一代光熱發電工程（2025-……開始建設為代表）的具體發展方向：

1、多塔聚光集熱

以塔式電站為例，未來單機規模肯定會更大，考慮到大氣衰減對大鏡場效率的影響，新一代光熱發電鏡場部分肯定要采用多塔聚光集熱方案。

以300兆瓦及以上等級的光熱電站為例，整場容量應該比較經濟性配置結合電力系統需求，按發電利用小時數2400小時左右測算，其鏡場面積應在300萬平方米左右，因此一個鏡場肯定不行，而是需要3個鏡場，單塔聚光集熱面積可達110萬平方米，單塔吸熱功率430MW，搭配不規則鏡場設計、無線控制及分布式供電等技術。

目前單鏡場最大應該是在迪拜180萬平方米，據了解該項目所在地區的清潔度也不夠，疊加定位鏡的瞄準、太陽追角等問題，該項目的光熱效率應該會比52萬平方米的小鏡場更低。

此外，趙曉輝指出，經過多種方案比較發現，廠區熔鹽供應管道系統其實是挺復雜的，要綜合考慮保溫材料、儲罐投資以及泵的揚程、泵的電耗等多方面因素并進行鹽罐布置方案優化、新型熔鹽管道補償器技術經濟性論證、新型熔鹽儲罐結構設計研究等多方面工作，經過測算發現如采用最佳方案有望帶來4000-6000萬的成本節約，建議后續開發的項目各方應對此更加重視。

多塔廠區熔鹽工藝設計

2、熔鹽槽式集熱器

技術優勢（設計值待驗證）：集熱溫度≥550℃（相比傳統導熱油方案提高160℃左右），朗肯循環效率≥42%（溫度越高發電效率越高，相比導熱油槽式高3%左右），儲熱系統成本相比導熱油槽式技術降低50%以上（1、熔鹽直接吸熱，省了導熱油系統存儲同樣能量的熱量；2、熔鹽用量也會小；3、溫度高帶來效率高最終實現低成本電價），熔鹽相比導熱油價格更低且更環保。

趙曉輝表示，經過測算，與塔式電站相比，同樣面積的熔鹽槽式光熱電站年集熱量和發電量均更高，同時槽式（東西布置）比槽式（南北布置）表現略高一些。例如，95萬平米鏡場時，槽式年發電量約為塔式的1.14-1.16倍；140萬平米鏡場時，槽式年發電量約為塔式的1.27-1.30倍【詳見下表】。

參考北緯36°區域試驗結果，塔式和槽式（東西布置）光學效率分布比較平穩，槽式（南北布置）光學效率夏季高、冬季低。光學效率總體呈現槽式（東西布置）＞槽式（南北布置）＞塔式【詳見下表】。

技術風險：運維難度大（需防熔鹽凝凍），集熱場散熱損失大，高溫管道材料成本高，集熱管選擇性吸收涂層耐久性待驗證。

3、大容量熔鹽蒸汽發生系統

系統構型優化：對比亞臨界與超臨界方案，超臨界參數熔鹽蒸汽發生系統通過溫度校核分析輔助系統構型設計，采用纏繞管式換熱器等新結構，系統更簡單、成本更具競爭力、運維更便捷、啟停速度更快。

纏繞管式換熱器示意圖

參數分析：如上圖，橫坐標為整個換熱過程中水溫度的變化，縱坐標為整個換熱過程中鹽溫度的變化；比較了多種連接形式和傳統方案，可得出如下結論：

蒸汽發生器關鍵設備提高參數到22兆帕等級，回鹽溫度相對于14兆帕等級不會增加，可能還會略有降低，也是在300℃水平，因為有觀點認為把壓力等級提上去以后回鹽溫度會高，其實不是這么回事，因為在超臨界范圍內，水的溫度特性是非線性變化，要通過計算重新算的，這樣鹽的用量不會增加，這是熱力系統上的參數，熱力系統參數則會影響熔鹽投資。

4、高參數汽輪發電系統設計

如上圖，柱狀圖顯示汽輪機的效率，藍色和橙色分別代表亞臨界和超臨界方案，可以看出超臨界方案從汽輪機熟悉的范圍內講，效率并沒有明顯的變化，甚至在有些環節超臨界方案參數還低一些，但是整個電站效率不僅僅是集熱效率，我們要綜合考慮冷端損失還有放電效率等等，評估來看在更高的壓力等級下超臨界方案相對于亞臨界方案效率提高很可觀【詳見下圖】。

如上圖，最下邊的參數蒸汽溫度為550℃（基于常規二元熔鹽方案），但如果說熔鹽使用溫度能夠提高20到40℃，那么超臨界方案的循環效率提升就非常可觀了，但問題是有沒有使用溫度可達600℃左右的可靠熔鹽產品，同時價格也比較合理，如果能開發出這種熔鹽材料對行業來說將是很大的貢獻。

參考上圖以橫坐標主蒸汽壓力24MPa為例，550℃蒸汽溫度對應循環效率約為45.25%，如果溫度能夠提升到600℃，循環效率就可以提升到46.75%，還是非常明顯的。其實這個圖就是想表達，新一代光熱發電工程解決方案特別關注制造商是否可生產出使用溫度可達到580-600℃同時成本也可以接受的熔鹽材料。

據趙曉輝介紹，廠用電率方面，光熱電站的并網廠用電率遠大于離網廠用電率。此外，雖然相比亞臨界機組超臨界機組效率較高、發電量占優，但同時廠用電量也較大，全年總廠用電率略有增加。

但從經濟性方面來看，參考上圖，按照國內的相關財務評定方法，按照高參數大容量、采用上述新型換熱器設計形式，財務凈現值角度分析，超臨界機組比亞臨界機組NPV高約13706萬元；從財務內部收益率分析，超臨界機組比亞臨界機組的IRR增加了43.26%；超臨界機組增加投資的回收期約為2.57年，遠低于新能源及儲能行業平均水平。

趙曉輝表示，電力方案比選時一般認為6年以內的回收期都可以接受，4年以內是優秀的，很顯然拋開成熟性不談，上述方案從經濟上來講是可取的。

新一代光熱發電技術展望

固體顆粒及其儲換熱技術&超臨界二氧化碳循環

目前國內相關研究機構也在研究固體顆粒儲熱介質（如鈣基熱化學儲熱顆粒開發及制備方法研究、錳鐵金屬氧化物儲熱顆粒、惰性顆粒技術路線評估等）及對應的儲換熱技術（如流化床式換熱器的實驗驗證與仿真模擬、適用于固體顆粒的儲罐結構設計、顆粒吸熱器的概念設計與聯合開發、熱力系統概念設計與動力循環比選等）。

利用上述新型儲熱介質和儲換熱技術的系統工作溫度可以達到700℃左右，這就可以和二氧化碳循環相結合，以進一步提升發電效率。

而超臨界二氧化碳(S-CO2)循環技術優勢則主要體現在三方面，

1、高效：發電效率比傳統蒸汽機組高3-5個百分點；

2、靈活：調節速率是傳統蒸汽機組的3-4倍；

3、緊湊：透平體積是傳統蒸汽透平的1/10。

從與光熱發電結合較多來看，超臨界二氧化碳(S-CO2)循環，更高效、緊湊，且所需的溫度為500℃~700℃，恰好是太陽能光熱發電聚光集熱系統應用現有技術即可實現的溫度。系統僅需要較低的熱量即可啟動發電機、應對負荷變化調整迅速、支持快速啟停，同時還可以節約大量水資源，是太陽能熱發電在光照資源好但水資源緊缺的荒漠地區的理想選擇，是熱力發電領域的重要變革性技術。光熱超臨界二氧化碳發電技術被評為“能源動力領域十項重大工程技術難題”，超臨界二氧化碳循環發電裝備已列入“中國制造2025-能源裝備實施方案”。

但目前看，光熱超臨界二氧化碳發電商業化應用成本仍較高。以50MW塔式光熱超臨界二氧化碳發電為例，光熱+S-CO2發電部分靜態投資約12億元，單位靜態投資約24000元/千瓦。

趙曉輝表示，成本降低后續可從以下幾方面入手：

1）加強與相關研究結構、主機廠家的配合；可以預見當前超臨界二氧化碳熔鹽儲能是首臺套新技術，設備采購成本較高；相關設備批量后，設備造價會有明顯降低。

2）采用新型換熱器技術，或者開發特殊的換熱器形式，降低投資；

3）熱力系統進一步優化，特別是擴大熔鹽的溫度參數范圍，減少熔鹽用量，降低投資。

趙曉輝最后總結表示，第三代光熱發電工程主要特點是服務新型電力系統，一定層面，一定區域緩解新能源滲透率過高區域的綠電消納。技術層面則基本沿襲之前的發電技術，目前尚沒有新的發電工藝得到應用；而更高溫度的熔鹽（提高20-40℃）、熔鹽槽較為被工程應用接受的技術需要盡快驗證，以建立投資企業技術信心。至于超臨界二氧化碳循環發電，顆粒吸熱儲熱，目前尚不具備建設200MW工程應用的條件（5MW、10MW等級系統不在此討論范圍），主要在設備選型、裝備制造方面需要有實力的產業持續投入突破。