光热关键技术发展趋势及成本演变分析

1.关键技术发展趋势

随着配置大容量储能系统的大型光热电站的 投运，目前国际上传统（第二代）技术路线的光热 技术已经基本成熟。世界多国政府的光热发展政策 普遍以补贴退坡降低度电成本为目标，研究领域则 聚焦在进一步加大第三代光热技术研究和示范力 度上，希望通过光热系统工艺换代升级进一步提升 效率、降低投资，使光热发电具备与其他可再生能 源发电竞争的能力。第三代光热技术主要的研究方 向为低成本的聚光集热技术、高温储热技术、超临 界 CO2 发电技术以及光热联合系统开发等。 聚光集热技术的升级和优化包括塔式定日镜、 槽式集热器、新型吸热器等；高温储热技术指新型 储热系统和储热介质研究，包括相变储热系统和高 温储热材料等；超临界 CO2 发电技术采用新型动力 循环；光热联合系统开发主要为 CSP-SCO2，CSPPV，CSP-ORC 等。

塔式光热发电技术的研究主要向高参数、大容 量的趋势发展。Noor III 150 兆瓦塔式光热电站是 全球已投运的单塔装机最大的塔式熔盐电站。此 外，定日镜为塔式光热技术的核心装备，其投资占 比高，降低定日镜成本、提高定日镜光热转换效率 是定日镜技术发展的方向。定日镜的快速安装、快 速调试和快速检测技术也随着定日镜技术研究的 深入而逐渐受到重视。 槽式光热发电技术发展国际动态主要为选择 新型结构设计的大开口尺寸集热器，以降低单位 集热面积成本。国内目前槽式光热发电项目集热 器开口尺寸为 5.77 米等级，国际同期建设的槽式 光热发电项目部分集热器开口尺寸已达 8.2 米，较 小的也有 6.7 米。槽式光热发电项目一般采用联苯 / 联苯醚作为传热流体，我国部分槽式和线性菲涅尔 式光热发电示范项目采用硅油、熔盐等作为传热 流体，以提高项目综合发电效率。2020 年初欧洲 18家行业组织和企业以及16个研究中心讨论认为， 以硅油为传热介质的槽式光热发电技术研发对于 成本下降有显著促进作用，并将其研发优先度排在 第二位，仅次于提高熔盐塔式发电技术性能。

美国 SUNSHOT 路线图显示其主要的研究方 向为高参数下的超临界 CO2 布雷顿循环太阳能热 发电系统，这也是国内外科研院所的研究热点。通 过采用新型循环和提高系统参数，实现光热发电 系统效率的提升和成本的下降。研究与超临界 CO2 布雷顿循环参数相匹配的吸热器、换热器、储热 系统及系统集成技术，如固体颗粒、气体吸热器， 高温吸热和储热介质，高温储热技术等，成为光热 发电行业未来的重点任务。美国、澳大利亚、德国 等国家已经进行了大量的固体颗粒试验研究。国内 的颗粒吸热器处于实验室研究阶段，吸热器功率相 对较小，其放大

2.关键技术成本演变

按系统功能太阳能光热发电站建造成本分为 聚光集热系统成本、储换热系统成本、发电系统成 本、场地准备费、电站配套及基础设施费和间接费 用。青海中控德令哈 50 兆瓦塔式电站，配置 7 小时熔盐储能系统，项目总投资 10.5 亿元，度电成 本为 0.58 元 / 千瓦时。各部分具体占比如图 4.3 所 示。其中，聚光集热系统中的定日镜、镜场控制系 统、吸热器、吸热塔的成本分别为本系统的 75%、 10、6%、9%。 西班牙 Andasol 1 号 50 兆瓦槽式光热电站， 配置 7.5 小时熔盐储能系统，项目总投资转换成人 民币约 34.2 亿元，度电成本达 1.87 元 / 千瓦时。其中，聚光集热系 统中的钢结构、集热管和反射镜的成本分别占本系 统的10.7%、7.1% 和6.4%；储热系统熔盐占比5.1%。

光热发电成本在过去十年中大幅下降。国际 可再生能源机构于 2023 年 8 月发布的《2022 年可 再生能源发电成本》指出，2010-2022 年间，新投运的光热发电加权平均电力成本（LCOE） 从 2.45 元 / 千瓦时降至 0.761 元 / 千瓦时，下降了 69%（IRENA, 2022）。随着光热成本的不断下降和 电力市场化改革下，如今我国光热发电也逐步摆脱 产业发展初期对于政府政策与补贴的依赖，形成基 于独特定位的市场化竞争优势。但不可否认的是如 今光热发电技术的商业化应用还处于初级发展阶 段，离平价上网还有较远距离。降低成本是光热发 电产业界共同的责任和目标。光热发电的成本降低 主要有三大驱动因素：一是研发和示范项目所带来 的技术创新和提升；二是工业化的大规模生产带来 的产品组件成本的下降；三是更大规模电站的开发 带来的规模化效应。根据国际经验，技术进步对光 热发电成本降低的贡献率约为 42%，大规模生产 的贡献率约为 21%，规模化的贡献率约为 37%。

预计在未来，光热发电的成本电价可与燃煤 火电站的电价相当，具有广阔的应用前景和成长 空间。对于未来光热成本的下降趋势，国内外相 关机构也广泛探讨和预测了光热成本下降的路径。 IRENA 对光热发电成本下降空间进行了预测。《全 球可再生能源展望：能源转型 2050》指出，光热 发电技术成本下降空间巨大，到 2030 年 G20 国家 光热电站成本将从 2018 年的平均 0.86 元 / 千瓦时 降至 0.56 元 / 千瓦时，光热发电成本范围也将从 0.51-2.32 元 / 千瓦时缩小至 0.29-1.39 元 / 千瓦时 （IRENA, 2020）。我国的国家太阳能光热产业技术 创新战略联盟启动了《太阳能热发电成本下降路径 分析》共性技术课题的研究工作。相关研究单位依 托近 10 年的研究，以塔式为例，结合青海德令哈 塔式熔盐储能光热电站的实际建设经验，对成本构 成及其下降路径进行了详细分析：预计到 2030 年 中国光热发电的LCOE下降至0.70元/千瓦时以下， 随着新技术的全面突破，2040-2050 年期间 LCOE 可达 0.35-0.45 元 / 千瓦时。

此外，光热的储能作用为降低风光等可再生能 源成本提供了另一重选择。近年来，由于电池储能 系统成本快速下降，公用事业规模的太阳能光伏 - 电池储能混合项目的竞争力快速提升，导致光热发 电及其低成本储能系统经常被忽视。在 2018-2020 年期间，电池存储时间在 0.5 小时至 3.6 小时之间 的混合型公用事业规模太阳能光伏的合同价格在 0.18-0.28 元 / 千瓦时之间。然而，电池储能系统在 存储持续时间方面存在实际限制，在太阳能光伏和 电池储能配置中具有四小时存储的经济极限。光热 发电由于其大规模储热系统，可以实现连续、稳定、 可调度的高品质电力输出，可代表至少具有四小时 储能功能的太阳能系统，为高比例的可再生能源电 力系统发展提供稳定性支持。创造超低成本记录的 迪拜 950 兆瓦光热光伏太阳能发电项目，购电协 议价格为 0.47 元 / 千瓦时，存储时间约为 15 小时。 由此可见，光热发电仍然是当今较好的低成本且长 时间的储能选项。