摘 要：太阳能光热发电作为一种清洁、可再生的能源技术，具有储能、调峰等优势，但目前成本较高限制了其大规模应用。本文通过对相关资料的综合分析，探讨了太阳能光热电站的降本途径，包括规模化发展、优化项目布局、技术创新和优化系统设计等方面，并结合实际案例进行了详细阐述。同时，对未来太阳能光热发电的发展提出了相应的建议和措施，以促进其成本降低，实现可持续发展。
关键词：太阳能热发电；降本途径；规模化；技术创新；系统设计；项目布局
一、引言
太阳能光热发电是一种利用太阳能将光能转化为热能，再通过热力循环将热能转化为电能的技术。与传统的光伏发电相比，太阳能光热发电具有储能容量大、发电稳定性好、调节能力强等优点，能够为电网提供可靠的电力支持，是未来能源体系的重要组成部分。然而，目前太阳能光热发电的成本较高，限制了其在市场上的竞争力和大规模推广应用。因此，降低太阳能光热发电的成本成为当前亟待解决的问题。
二、太阳能光热发电技术概述
（一）基本原理
太阳能光热发电（ConcentratingSolarPower，简称CSP）是一种利用大规模反射镜面，聚焦太阳热能，将太阳光聚集到吸热器上，加热传热流体（如熔盐、导热油等），再通过热力循环系统驱动汽轮机发电的技术。
其运行过程主要包括聚光、吸热、储换热和发电四个阶段：首先，通过聚光系统将低密度的太阳辐射能聚焦转换为高密度的辐射能，并反射至吸热器；然后，吸热器内的传热流体吸收热量，温度升高；接着，高温传热流体将热量传递给储热介质进行储存，或直接与水换热产生高温高压蒸汽；最后，蒸汽驱动汽轮发电机组发电。
图1 太阳能光热发电基本原理
（二）技术路线
太阳能光热发电主要包括塔式、槽式、线性菲涅尔式和碟式四种技术路线，它们的主要差别在于聚光集热方式的不同，从而导致传热介质、运行参数、系统流程等各方面也有所不同。
1.塔式
运行原理：通过多台跟踪太阳的定日镜将太阳辐射能反射至塔顶的吸热器，把太阳辐射能转换为传热工质的热能，通过热力循环转换为电能。加热熔盐存储在热熔盐罐，高温熔盐与水换热后产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组发电，放热后熔盐存储在冷熔盐罐，再循环至塔顶由吸热器加热。
塔式光热电站系统包括：聚光系统（定日镜）、吸热系统（吸热塔、吸热器）、储热换热系统（冷热熔盐储罐、蒸汽发生器等）、发电系统（汽轮发电机组）。
技术特点：具有高集热温度、高蒸汽参数、高热动效率及导热回路短等优点，在规模化应用中（100MW及以上）经济效益更高，系统具有更高的聚光比（600-1000）和集热温度（可达1000℃），太阳能转换效率的提升潜力更大。但同时也存在成本高、跟踪控制系统复杂、投资大、光程长等缺点，以及对镜场跟踪聚光性能要求高，镜场占地面积大，镜面与塔距离远、定日镜对焦难度大、跟踪命中率和精准要求高等技术难点。
图2 熔盐塔式太阳能热发电系统示意图（图片来源：可胜技术）
2.槽式
运行原理：通过抛物面槽式聚光集热器跟踪太阳，使得直射太阳光聚集到吸热管表面，以预热吸热管内传热流体，进而参与热力循环系统发电。热量加热集热管内导热油，导热油进入蒸汽发生器释放热量产生过热蒸汽，过热蒸汽进入汽轮机发电。白天阳光充足时，部分导热油通过油盐换热器，释放热量加热熔盐存放在热盐罐中；夜间热盐罐中熔盐热量被释放，反向加热导热油，导热油通过蒸汽发生器产生过热蒸汽，实现夜间发电。
槽式光热电站系统包括：太阳岛（槽式集热器、导热油系统）、储换热岛（油盐换热器、冷热熔盐储罐、蒸汽发生器等）、发电岛（汽轮发电机组）。
技术特点：槽式是首个商业化太阳能光热发电方式，技术标准、运营经验比较成熟，设备易于生产安装，但存在聚光效率和运行温度较低、热能耗较大、管道系统复杂、热量及阻力损失大、真空管破损率大等缺点。根据导热介质的不同，槽式光热发电又可分为导热油槽式和熔盐槽式。导热油槽式运行参数不高（393℃），后端汽轮发电机热耗偏高，储热系统熔盐储热区间小，熔盐量偏大，初投资偏大；熔盐槽式则通过提高熔盐工作温度、降低熔盐用量、提高蒸汽参数等方式，在一定程度上改善了这些问题。
图3 导热油槽式太阳能热发电系统示意图（图片来源：龙腾光热）
3.线性菲涅尔式
运行原理：通过实时跟踪太阳运动的条形反射镜将太阳辐射聚集到吸热管上，加热吸热管内传热流体，并通过热力循环系统进行发电。布置紧凑的多列类弧面结构一次反射镜自动跟踪、汇聚太阳能热至上方复合抛物面二次聚光器内，阳光再次被反射汇聚至固定在聚光器内的真空吸热管上，加热真空吸热管内的熔盐，存储在熔盐储罐中。热盐罐中熔盐进入蒸汽发生器释放热量产生过热蒸汽，蒸汽进入汽轮机发电，熔盐放热后温度下降存储在冷盐罐中。
线菲光热电站系统包括：聚光集热系统（一次反射镜、二次聚光器、吸热管）、储热换热系统（熔盐储罐、蒸汽发生器等）、发电系统（汽轮发电机组）。
技术特点：结构部件简单，投资低，用地效率高，维护成本低，但聚光比低、热程长、效率低、储能时间短。
图4 熔盐线菲式太阳能热发电系统示意图（图片来源：兰州大成）
4.碟式
运行原理：利用碟式聚光器将太阳光聚集到焦点处的吸热器上，通过斯特林循环或者布雷顿循环发电。热能推动斯特林发电机往复运动，将热能转化成机械能，斯特林发动机带动发电机运转将机械能变为电能。
蝶式光热电站系统包括：碟式聚光镜、接收器、斯特林发动机、发电机。
技术特点：聚光比高、光程短、热程短、热效率高、启动损失小、自动控制简单、维护量小、运行成本低，但单机功率较小、设备维护复杂、价格较高，核心斯特林机故障率高，难以实现大容量储能，目前仅适应于小容量分布式发电。
图5 蝶式光热发电系统（图片来源：东方宏海）
图6 太阳能光热发电技术路线对比（制表：管项目的老潘）
三、太阳能光热发电成本构成及分析
（一）成本构成
太阳能光热电站的成本包括电站建造成本、运营维护成本、年发电量、财务成本、税金等【1】。
投资成本主要包括集热系统成本、吸热系统成本、储热换热系统成本、热力发电成本、公辅设施及配套成本等。
费用成本构成为设备购置成本、安装调试成本、运维成本、土地成本等。其中，设备购置成本占比较大，主要包括聚光集热系统、储热换热系统、发电系统等设备的采购费用。
太阳能光热电站运行成本包括人员成本、补燃系统燃料成本、镜面清理用水成本、冷凝器冷却等成本，随着电站规模增加，单位装机容量运维成本将下降，太阳能辐照条件非常好的大型电站运维成本甚至可以降低一半。
（二）投资成本分析
光热电站投资成本包括集热系统成本、储热系统成本、换热系统成本、热力发电岛成本、场地准备费、电站配套及基础设施费和间接费用。
图7我国首批光热发电示范项目投资（制表：管项目的老潘）
根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟在《中国太阳能热发电行业蓝皮书2022》：我国7小时储热50MW塔式光热发电站的总投资在10-18亿元之间，12小时储热100MW塔式光热发电站的总投资在25-30亿元之间（第一批光热发电示范项目）。
光热电站集热系统、吸热系统、储换热系统约占整个电站成本的77%左右，是决定太阳能光热发电站造价高低最重要的因素。其中，集热系统占电站成本50％左右，储热系统电站占电站成本20％左右。
图8 12小时储热100MW塔式光热电站投资组成
（图片来源：中国太阳能热发电行业蓝皮书2022）
随着光热电站规模变大或储能时间增加，集热场规模会相应增加，成本所占投资成本比例也会增加，但光热电站年利用小时数和所发电量都会有所提升，电站整体经济性将会提高，发电成本会有所下降。
根据水电水利规划设计总院、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国电力科学研究院、电力规划设计总院联合开展的《国内外光热发电发展现状和前景研究》，5个光热发电示范项目决算各部分单位造价所占比例中，设备购置费占比60%，安装工程费占比18%，建设期利息占比3%【2】。
图9 第一批光热发电示范项目决算各部分单位造价所占比例
（图片来源：中国太阳能热发电行业蓝皮书2022）
国际能源署相关数据显示，目前主要国家光热发电单位造价为4~9美元/W，美国三大典型光热电站lvanpah电站（392MW）、Solana电站（280MW，6小时储热）以及CrescentDunes电站（110MW，10小时储热）的单位造价（美元/W）分别为5.6、7.1、7.3。
图10 近年投运的具型光热电站每瓦投资情况对比
2013年我国投产的中控德令哈项目，单位造价为21.76元/W。目前国内光热投资成本已经从以前21-30元/W下降到了最新的16.5-19元/W，下降速度较快。
虽然这些光热发电项目装机容量相同，但由于光热电站年设计发电量和储热时长不同，及场址（太阳光资源及气象条件）、总承包招标范围、服务内容不尽相同，此外技术路线、镜场面积（最大130万平米，最小32万平米）、财务模式等均存在差异，因此总承包价格不具备横向对比性【1】。
图11 我国光热电站集热场规模（制表：管项目的老潘）
（三）运行成本分析
光热电站本质上是蒸汽发电，只是太阳能辐射是最初能量来源；光热电站发电部分运行和维护与普通火电没有差别，需要24小时全天候运行，某些时段还需值班人员，尽管已经实现了高度自动化，镜场仍然需要专业人员开展定期维护工作。
50MW槽式光热电站日常运行人员需要30人左右，另外还需10~15人从事镜场的维护工作，600MW光热电站所需运行管理人员与50MW电站相同，但聚光场的维护人员需要40~60名。
光热电站运维成本通常包括补燃系统燃料成本、镜面清理用水成本、冷凝器冷却等成本，随着电站规模增加，单位装机容量运维成本将下降，太阳能辐照条件非常好的大型电站运维成本甚至可以降低一半。
美国SEGS-1号电站运行超过30年，已偿清所有债务成本，运维成本即度电生产成本，为0.04美元/kWh，其新签订的售电价格约为0.06美元/kWh，运维成本中最大的支出是更换破损的反射镜和集热管、反射镜的清洗。
槽式光热电站运维成本约为0.015美元/kWh，包括固定性支出（70美元/kW/年）和变动成本（0.003美元/kWh）。
塔式电站运维成本为65美元/kW/年，不包括保险费（典型光热电站保险费成本约为每年总投入成本的0.50-1%）和其它一些可能发生的费用支出，如果把所有的可能性支出都考虑在内，塔式光热电站总运维成本为0.02-0.04美元/kWh。
南非两个正在建设的100MW级槽式和塔式电站预估其运维成本（含保险费）在0.03-0.035美元/kWh之间。
得益于光热电站运维经验提升，运维流程更多自动化程序上的改进和设备可靠性的提升，光热电的运维成本可以降至0.025美元/kWh甚至更低。
四、太阳能光热发电降本途径
（一）规模化发展
光热电站涉及众多组件装备，大规模工业化生产可以降低单位组件成本。例如聚光场系统集热管、反射镜、传热介质规模化生产，储热系统规模化，空冷设备批量化，发电机系统大规模生产都能降低电站成本。通过大规模建设太阳能光热发电项目，可以实现规模化生产，降低设备采购成本和安装调试成本。
随着电站容量的增加，虽然某些设备和部件的数量会相应增加，但单位千瓦投资成本并不一定会同比增加。因为电站年利用小时数和所发电量都会有所提升，设备投资可以在更多的发电量中进行分摊，从而降低度电成本。
规模化发展吸引更多供应商参与，形成稳定的供应链体系，通过批量采购可以降低设备采购成本，供应商也会因竞争而寻找低成本、高品质的替换材料并开展技术创新，进一步降低成本。
龙腾光热在《槽式光热发电的技术发展与成本展望》中提出，通过发展大开口集热器，集热器开口增加到8.6米，200MW装机规模槽式光热电站集热回路数可以减少40%，集热器驱动系统、柔性连接、地基基础同步减少40%，导热油管道、管道保温数量也相应减少。预期光热电站度电成本在0.4-0.5元/kWh【3】。
如果增加集热器开口尺寸到14米，槽式光热电站装机规模增加到350MW，集热回路数、集热器驱动系统、柔性连接、地基基础、导热油管道、管道保温数量进一步减少，预期度电成本在0.3-0.4元/kWh【3】。
首航高科在《光热发电规模化发展的挑战与机遇》中，提出通过吸热器材料及涂料国产化、定日镜背板国产化、执行机构及控制元件国产化，以及随着规模化发展，塔式核心装备必须走向规范化和标准化，提高制造过程自动化率，提高生产效率和质量，才能满足规模化发展的需求【11】。
成都禅德在《大模型AI谈太阳能光热发电未来之路》中预测，以80万平方米镜场及8小时熔盐储能的光热电站为基础，随着项目建设和规模化扩大，未来几年光热度电成本将进入快速下降通道，预计5年内，光热度电成本将降到0.5元/kWh以下【4】。
规模化发展会带来行业规模化效应，由于光热发电的成本具有显著的规模效应，规模越大，成本越低。规模化会吸引更多上下游供应商参与，逐步完善并形成稳定的供应链体系，可以通过对主要设备和原材料实施批量化采购以降低供应成本。
随着光热发电市场的扩大，储热系统的相关设备和材料的生产规模也可以相应扩大，通过规模化生产，可以降低生产成本。例如，大规模生产熔盐储罐、熔盐泵等设备时，可以实现标准化生产，提高生产效率，降低生产成本。同时，大规模采购原材料也可以获得更优惠的价格，降低材料成本。
规模化后的市场竞争机制将促进行业成本降低，促使供应商寻找低成本、高品质的替换材料并开展技术创新，加快关键设备和材料的国产化发展，提高国产设备的先进性和可靠性，从而实现光热发电的降本增效。
（二）优化项目布局
光热电站的发电量与太阳能资源的丰富程度密切相关，选择太阳能资源丰富的地区建设光热电站，可以提高电站的发电量，从而降低度电成本。
土地成本是光热电站建设成本的重要组成部分。选择土地成本低的地区建设项目，可以降低项目的初始投资。此外，还应考虑土地的地形、地质条件，避免选择地形复杂、地质不稳定的地区，以减少土地平整和基础工程的费用。
例如针对光热电站对场地坡度要求较高，场地平整费用较高的问题，对场地的各个区域进行详细的标高测量，获取准确的地形数据，根据测量数据，分析场地的坡度、坡向等特点，找出场地中相对平整的区域和坡度较大的区域，根据场地特点，优化光热电站的各个组成部分（如聚光集热系统、储热换热系统、热力发电系统等）的布局，将主要设备布置在相对平整的区域，减少场地平整的工作量。例如，对于聚光集热系统，可以合理调整槽式聚光器的布置方式，使其更好地适应场地地形，减少因地形坡度导致的集热效率损失。通过优化布局，减少了场地平整的工程量，从而降低了场地平整费用。
合理的项目布局可以使光热电站更好地利用太阳能资源，提高能源转换效率。例如，将聚光集热系统布置在太阳能资源最丰富的区域，确保集热管能够充分接收太阳光，提高集热效率。通过选择合适的建设地区和优化场地布局，可以减少土地平整、基础工程等方面的费用，降低项目的建设成本。良好的项目布局可以提高电站的运行稳定性和可靠性，减少设备维护和维修的成本，降低运营成本。
首航高科在《光热发电规模化发展的挑战与机遇》中，提出大规模镜场塔机解耦的高效布局—多塔两机方案，通过共用储热罐和蒸发系统，吸热塔和汽轮机组是解耦的，没有一一对应关系。在某一机组出问题时，吸热器还能正常工作，或者在某一吸热器出问题时，所有机组都能正常运行，该种布置方案能增加系统的可靠性和灵活性，提高了设备可用率，增加了电站的发电量。为防止蒸发器出问题，蒸发器采用多列并联，并且任意一列都能独立运行的布置方案。可以提高太阳聚光效率，使得储能岛和发电岛更加灵活可调【11】。
（三）技术创新
1.提高聚光效率
通过改进反射镜的设计和制造工艺，降低反射镜厚度，提高反射率，增加单位面积的集热量，从而降低设备成本和土地成本。
传统聚光反射镜常用厚度为4mm，反射率在93%-94%之间；聚光反射镜越厚，原材料玻璃的使用数量越多，成本越高。厚度减薄，所需玻璃数量减少、镜场面积减小，投资成本降低。
成都禅德通过改进反射镜制造工艺，将反射镜厚度从4mm降至3.2mm，反射率提高了0.8%，达到94.8%（原来4mm厚度反射镜的反射率为94%），同时玻璃重量减少20%，物流运输费用降低20%，综合测算反射镜制造成本降低14.43%【5】。
以装机容量100MW、8小时储能、发电量2.78亿kWh的槽式光热电站为例，当反射镜厚度从4mm减薄至3.2mm时，集热系统成本降低5.05%，镜场集热面积减少6540㎡，电站初投资降低约2.53%【5】。
图12 提高反射率减少镜场面积和回路数（制图：成都禅德）
可以通过持续研发和应用新的制造工艺，优化反射镜的结构设计，选择高反射率的材料，提高聚光效率，使其更有效地聚集太阳光，从而降低电站的总体成本。
2.优化储热技术
目前熔盐储热系统常用的储热介质为太阳盐（60%硝酸钠+40%硝酸钾），但熔盐的价格和性能仍有改进空间。研发新型储热材料，如寻找更廉价、性能更优的硝酸盐配比，或引入可溶性添加剂、纳米颗粒材料乃至有机物来提升热物理参数，同时确保其安全性，有助于降低储热成本。
研究更高聚光倍数的聚光器以及高温熔盐作为集热、换热、储热的统一工质，能够实现快速进退盐操作，可降低设备部件制造难度和熔盐用量，提高系统简单可靠性和储热效率。
通过改进储热系统的设计，如优化熔盐储罐的结构和容积计算，合理选择储热时长和太阳倍数的组合，以提高储能介质（太阳盐）的用量和存储热量的能力，从而增加储能容量。
根据德国宇航中心（DLR）早期的研究结果，当储能时长超过15小时，相对于没有储能的太阳能热发电100%的电力成本而言，度电成本将呈上升趋势。因此，需要根据实际情况对储能时长进行优化。针对不同的太阳能资源、气象条件、可用土地面积和电站设计等存在一个最优化的储热值。
以研发新型高温熔盐储热技术为例，假设新型熔盐的工作温度区间得以扩大，如从原来的290℃-565℃扩展到更高的温度范围，且其热物理参数得到优化，如比热容提高、导热系数增强等。这将使得在相同的储热条件下，新型熔盐能够存储更多的热量，或者在存储相同热量时，所需的熔盐量减少。从而提高储热效率和储能容量，并且可能减少熔盐的使用量，降低储热成本。
通过优化硝酸钾的生产工艺，如采用硝酸铵-氯化钾复分解法，具备操作简单、基本无污染、工艺设备简单、副产物可回收等优势，尽管该技术产出品纯度和外观稍差，需重结晶以提高产品质量，但整体上能降低生产成本。
优化储热系统的设计，如合理布置熔盐储罐、优化熔盐泵的选型和运行参数、改进蒸汽发生器的结构和性能等，能够提高整个系统的热交换效率，减少能量损失，从而降低储热成本。例如，选择合适的熔盐泵，使其流量、扬程、功率等参数与系统需求匹配，可提高熔盐循环的效率，降低运行能耗。具体优化措施如下：
（1）熔盐储罐设计优化：
结构优化：多采用立式结构，考虑压力、温度、热膨胀、容积、数量、尺寸等因素进行选型计算。例如，合理设计储罐的支撑结构和环形墙，确保其能够承受熔盐的重量和压力，同时考虑基础隔热、围堰、防渗处理，防止热疲劳引起的破坏和大量高温熔盐泄漏。
材料选择优化：低温储罐材质选用碳钢，高温储罐材质选用耐热不锈钢，底部绝热材料选择合适的隔热耐火砖和泡沫玻璃等，以保证储罐在高温和低温环境下的稳定性。
安全措施：为保护地基温度不超过设计值，布置主动冷却系统，如水冷或者风冷；考虑超压保护和熔盐防冻措施，防止熔盐在寿命期内冻结；在运输和安装过程中，注意是否需要现场加工，确保储罐的质量和安全性。
（2）熔盐泵设计优化：
选型优化：根据介质（太阳盐）的参数，如密度、比热、动力粘度、导热系数等，以及设计温度（冷罐熔盐工作温度为290℃左右，热罐熔盐工作温度为565℃左右）、熔盐密度、流量、扬程、液下深度、功率、级数、数量、寿命等因素进行选型计算。同时，要考虑管路系统的热膨胀和冻堵问题，进行合理的管路设计和伴热保温。
减少震动：通过计算熔盐泵的临界转速确定转子支撑的数量，但临界转速的计算可能失真，需通过试验实际验证。为减少熔盐泵的振动，选择最优化的配合间隙非常重要。同时，可以通过在熔盐泵上部钢结构平台加斜撑并在斜撑的支点处设剪力墙进行优化，增加支点刚度，减少熔盐泵运行时的振幅，改变悬挑部分结构自振频率，防止熔盐泵运转时发生共振。
（3）蒸汽发生器设计优化：
结构形式优化：蒸汽发生器包括预热器、蒸发器、过热器、再热器、汽包等本体换热器设备，低负荷预热器、启动电加热器以及配套电气系统，启动循环泵、连排、定排、给水系统的给水阀门组、安全阀及其排汽的消音器等附属设备、阀门和仪表等附属设备。可采用分段式或一段式设计，以满足熔盐储热系统热交换生产工艺要求，适应熔盐蒸发物料的工艺特性，且结构简单。
性能优化：蒸汽发生器作为能量转换的中间环节，需要具备较高的传热系数，以保证光热电站后端能够通过蒸汽发生器将热源（高温熔盐）与水高效换热生成蒸汽，推动汽轮机发电。同时，要考虑热介质不同、大温差特性、内外压差高、频繁且快速启停等因素对蒸汽发生器的特殊要求，进行针对性设计。
通过研发新型储热材料和储热技术，结合具体的数据分析和理论分析，优化储热系统的设计，可以提高储热效率和储能容量，降低储热成本，同时提高系统的稳定性和可靠性。
3.改进发电技术
研发高效的汽轮机和发电机，探索新型发电技术，如超临界二氧化碳发电技术等，提高系统的性能和效率。
超临界二氧化碳发电技术是以超临界状态的二氧化碳作为工质，将热源的热量转化为机械能，进而带动发电机发电。二氧化碳在超临界状态下具有独特的物理性质，如高密度、高传热效率和高做功能力，使其在发电过程中能够提高系统的效率。
以首座超临界二氧化碳光热发电机组为例，该机组在运行过程中，突破了一系列核心装备设计制造难题，实现了整个系统的高效运行。虽然具体的数据可能因实际运行情况而异，但一般来说，超临界二氧化碳发电技术相比传统的蒸汽轮机发电技术，能够提高发电效率10%-20%左右。例如，传统蒸汽轮机的发电效率可能在35%-45%之间，而超临界二氧化碳发电机组的发电效率有望达到45%-55%。
图13 超临界二氧化碳太阳能热发电实验基地（北京延庆）
图片来源：中国科学院电工研究所
提高发电效率本身就可以降低发电成本，因为在相同的发电量下，效率越高，所需的能源输入就越少，从而降低了成本。此外，超临界二氧化碳发电技术还具有一些其他优势，如系统结构相对简单，设备体积小，这有助于减少设备的制造和安装成本；二氧化碳的获取和处理相对容易，成本较低；系统的启动和调节速度快，能够更好地适应光热发电的间歇性特点，减少能源浪费，进一步降低成本。
（四）优化系统设计
1.简化系统结构
优化太阳能光热发电系统的结构，减少设备数量和系统复杂度，尤其是单机规模扩大后，系统的设备相对集中，控制和管理更加方便，减少了系统之间的协调和配合环节，降低了系统的复杂度。同时，设备的集中布置也有利于减少管道、线路等的长度和复杂度，进一步降低了系统的建设和运维成本，降低设备成本和安装调试成本。
结合完全自主的槽式集热器设计技术，采用新型结构形式的低成本大开口槽式集热器，根据场址荷载条件对集热器作进一步优化，在保证相同强度的前提下降低钢材用量约20%。例如，槽式集热器的开口尺寸由5.77米增加到8.6米，在相同集热面积下可减少集热回路数量约40%，集热器跟踪系统、柔性连接、地基数量减少40%，导热油管道、保温数量也相应减少，有利于降低项目初投资【3】。
中船新能在《以装备制造理念推动光热发电降本增效》中指出，对槽式集热器进行降本增效是槽式光热技术的重要发展方向，通过搭建槽式集热器实验平台和实验基地，对集热器进行三维结构分析及详细设计，实现集热回路转换效率提高2%，集热器单位面积重量降低20%-35%，集热器单位面积造价降低10%-20%【10】。
配备大口径、长尺寸的集热管可以降低管道流阻，一方面减少建设阶段的焊接施工成本，另一方面减少运行阶段的泵功损耗，降低厂用电量和运维成本。
采用新型超低热损真空集热管，相比常规集热管热损失进一步降低约30%，集热器设计集热效率由原来的73.5%提高至75%，提高镜场有效集热量和电站发电量。
采用高效双玻复合反射镜工艺，将镜面反射率绝对值增加2%-3%，提升电站发电量；
采用熔盐作为传热、储热一体化介质，无需导热油以及相关的换热、膨胀、溢流、净化、再生、氮封等附属系统，简化电站设计及运行模式，有利于降低初投资和运维成本。
2.优化技术路线
塔式光热发电技术的集热储热温度高，系统发电效率高，具有很大的发展潜力。但由于余弦效率的影响，当塔式镜场容量超过一定限值时，镜场效率会随着镜场容量增大而降低，而槽式光热发电技术不受余弦效率影响且几乎与容量无关。因此内蒙古电力勘测设计院有限公司、中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司、中电工程华北电力设计院、成都禅德太阳能电力有限公司分别研究了槽塔耦合的技术路线。
内蒙古电力勘测设计院有限公司通过建立新型槽塔耦合太阳能发电系统，对系统进行了典型年8760h的模拟计算，得出系统年平均光热效率为40.41%，年平均发电效率为16.34%，槽塔耦合系统具有稳定性及灵活性，可降低电站非计划停运率，且当纬度低于约36°时，塔槽耦合系统年平均发电效率和发电量均高于塔式与槽式，当电站容量大于100MWe时，塔槽耦合系统年平均发电效率以及发电量明显高于塔式与槽式【6】。
中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司通过利用MATLAB软件对100MW塔槽耦合光热发电系统进行光学效率仿真研究，在总集热量不变的情况下，塔槽耦合光热系统年均光学效率达到50.65%，比单纯塔式镜场提高3.04%，同时塔与槽的镜场面积比从2.35降低至2.22【7】。
中电工程华北电力设计院在系统分析了塔式、槽式两种主流的光热发电技术路线优劣势的基础上，对两种技术的结合方式就行分析和探讨，通过对100MW塔槽耦合光热发电系统进行光学效率仿真计算，槽式年均光电效率可以达到12.8%，塔式的光电效率可以达到14.84%，经过槽塔结合之后的光电效率可以达到15.02%【8】。
成都禅德太阳能电力有限公司结合槽式光热发电和塔式光热发电的优点进行槽塔耦合技术路线研究，利用槽塔耦合技术，可将电站系统运行温度提高至565℃，达到提高工作温度，降本增效的目的。与相同装机规模传统塔式光热电站相比，可提高镜场年均光热效率5.3%、减少站地面面积8.9%、减少镜场面积4.94%、降低初投资3.65%；与相同装机规模传统槽式光热电站相比，可减少镜场面积约10%，可降低熔盐用量63.7%、降低初投资约20%【9】。
采用槽塔耦合光热发电技术方案，更有利于实现光热发电项目规模化配置要求。充分利用塔式和槽式技术路线优点，提高镜场整体光热效率。在年发电量不变的情况下，相较传统塔式减少项目占地和镜场面积，降低光热电站初投资。
五、结论与建议
太阳能光热发电作为一种清洁、可再生的能源技术，具有储能、调峰等优势，但目前成本较高限制了其大规模应用。通过对相关资料的综合分析，太阳能光热发电可通过规模化发展、优化项目布局、技术创新和优化系统设计等途径来降低成本。
规模化发展：大规模工业化生产众多组件装备，可降低单位组件成本，吸引更多供应商参与，形成稳定供应链体系，降低设备采购成本，通过批量采购降低成本，实现行业规模化效应，完善供应链体系，降低供应成本，促进国产化发展，实现降本增效。
优化项目布局：选择太阳能资源丰富地区建设光热电站可提高发电量，降低度电成本；选择土地成本低的地区并优化场地布局，可减少土地平整、基础工程等费用，降低建设成本，提高电站运行稳定性和可靠性，减少运营成本。
技术创新：
提高聚光效率：改进反射镜设计和制造工艺，降低厚度、提高反射率，可降低设备和土地成本。
优化储热技术：研发新型储热材料、改进储热系统设计，可提高储热效率和储能容量，降低储热成本，提高系统稳定性和可靠性。
改进发电技术：研发高效汽轮机和发电机，探索新型发电技术如超临界二氧化碳发电技术，可提高系统性能和效率，降低成本。
简化系统结构：优化系统结构可减少设备数量和系统复杂度，降低设备和安装调试成本，采用新型集热器、集热管、反射镜和传热介质等可降低初投资和运维成本。
优化技术路线：槽塔耦合光热发电技术结合了塔式和槽式的优点，有利于实现规模化配置要求，提高镜场整体光热效率，减少项目占地和镜场面积，降低初投资。
具体建议如下：
Ø政府应加大对太阳能光热发电的政策支持和资金投入，鼓励企业进行技术创新和规模化发展。
Ø企业应加强技术研发，不断提高太阳能光热发电的效率和稳定性，降低成本。
Ø进一步优化项目布局，充分考虑太阳能资源、土地成本、地形地质等因素，提高电站的经济效益。
Ø加强行业合作，促进供应链的稳定和完善，推动关键设备和材料的国产化进程。
Ø持续关注和研究新型储热材料和发电技术，以提高太阳能光热发电的竞争力，实现可持续发展。
Ø加强产学研合作，促进企业、高校和科研机构之间的合作，共同开展太阳能光热发电技术的研究和开发，加快技术创新和成果转化的速度。
Ø提高能源存储效率，除了优化储热技术外，还可以探索其他能源存储方式的结合，如与电池储能系统相结合，以提高能源的利用效率和稳定性。
Ø培养专业人才，加大对太阳能光热发电领域专业人才的培养力度，提高从业人员的技术水平和创新能力，为行业发展提供人才支持。
Ø推动标准化建设，制定太阳能光热发电的相关标准和规范，促进设备的标准化生产和系统的规范化设计，提高电站的建设质量和运行效率。
Ø拓展市场应用，积极开拓太阳能光热发电的市场应用领域，如与工业用热、海水淡化等相结合，提高光热发电的综合效益。
Ø加强国际合作，学习和借鉴国际先进的太阳能光热发电技术和经验，加强国际合作与交流，提升我国在该领域的国际竞争力。
Ø进行全生命周期成本评估，在项目规划和建设过程中，充分考虑太阳能光热电站的全生命周期成本，包括投资成本、运行成本、维护成本和退役成本等，以实现经济效益的最大化。
Ø提高公众认知度，加强对太阳能光热发电的宣传和科普，提高公众对其优势和发展潜力的认知度，为行业发展营造良好的社会氛围。
参考文献：
【1】 国家太阳能光热产业技术创新战略联盟，中国太阳能热发电行业蓝皮书（2023）；2024年1月
【2】国家太阳能光热产业技术创新战略联盟，中国太阳能热发电行业蓝皮书（2022）；2023年1月
【3】常州龙腾光热科技有限公司，槽式光热发电的技术发展与成本展望；2023年4月
【4】成都禅德太阳能电力有限公司，大模型AI谈太阳能光热发电未来之路；2023年8月
【5】成都禅德太阳能电力有限公司，聚光反射镜厚度减薄对光热产业发展影响和经济效益分析；2023年11月
【6】闫晓宇、马迪、布仁等，新型塔槽耦合太阳能热发电系统研究，内蒙古电力技术；2018年3月
【7】张春琳、周志伟、陈昕等，槽塔耦合光热系统镜场效率研究，热力发电；2022年5月
【8】祝芳，塔槽光热发电设计技术探讨；2020年1月
【9】成都禅德太阳能电力有限公司，槽塔耦合光热发电技术的应用优势；2023年11月
【10】中国船舶重工集团新能源有限责任公司，以装备制造理念推动光热发电降本增效；2023年4月
【11】首航高科能源技术股份有限公司，光热发电规模化发展的挑战与机遇；2023年2月