光热发电（聚光太阳能热发电 CSP）

聚光太阳能热发电（CSP），也叫太阳能热发电或光热发电，靠的是太阳的热量来发电，而不是像光伏那样直接利用太阳的光。成片的镜子全天跟踪太阳，把光束集中到吸热器上，把里面的工质加热到 300 °C 到 565 °C 之间。这些热量用来产生蒸汽，再推动汽轮机发电，这套动力岛和燃煤、燃气电厂里用的完全一样。光热真正与众不同的地方在于储能：储存热量比储存电能便宜得多，所以只要电站配一罐熔盐，到了晚上也能继续卖太阳能电力。

放到全球范围看，光热的规模还很小。IRENA、REN21 和 SolarPACES 项目数据库的数据显示，2020 年代中期运行中的装机约 7 GW，而光伏已超过 2,000 GW。本站的电力统计（来自 Ember 和 Our World in Data）没有单独列出光热，而是算在太阳能的数字里，占总发电量远不到 1%。光热值得关注的地方不在于现在的规模，而在于它在阳光充足的干旱地区能做到的事：提供一种可以储存起来、再按需调度的太阳能电力。

光热发电怎样工作

不管采用哪种技术，每座光热电站都由下面四个子系统组成：

1. **镜场。**大片镜子（定日镜或曲面反射镜）随时跟踪太阳的位置，把法向直接辐照度聚到吸热器上。线聚焦系统能把阳光聚集约 30-100 倍；点聚焦的塔式系统则能达到 500-1,000 倍以上。
2. **吸热器。**吸收镜场聚过来的光，再把热量传给流经其中的工质：合成导热油、硝酸熔盐，或者直接是水/蒸汽。
3. **储热。**通常是一冷一热两个熔盐罐，用的“太阳盐”约含 60% 硝酸钠和 40% 硝酸钾。熔盐从冷罐（约 290 °C）泵出，流经吸热器或换热器，进入热罐（槽式约 390 °C，塔式约 565 °C）。
4. **动力岛。**一套由汽轮机、发电机和凝汽器组成的朗肯蒸汽循环，原理和化石燃料电厂完全相同。

镜子只能聚焦直射的光束，所以阴霾天里光伏还能转换的散射光，对光热来说毫无用处。给光热电站选址时，真正要看的是 DNI，而不是水平面总辐照度（见太阳能资源地图）。

主要光热技术

槽式

一排排很长的抛物面镜把阳光聚到沿焦线布置的真空集热管上，把合成导热油加热到约 390-400 °C。槽式是目前最成熟的设计，全球已装机容量大部分都是槽式。典型例子有西班牙的一批 50 MW 电站（Andasol 1-3，各配 7.5 小时储热）、美国亚利桑那州 280 MW 的 Solana 电站，以及迪拜 Mohammed bin Rashid Al Maktoum 太阳能园区四期中 600 MW 的槽式部分。不过导热油能承受的温度有上限，这压低了蒸汽循环的效率；而且要储热，还得额外配一台油盐换热器。

塔式（中央吸热器）

塔式电站有成千上万面平面定日镜，每一面都独立跟踪太阳，把光反射到塔顶的吸热器上。塔式的运行温度更高（熔盐约 565 °C），所以汽轮机效率更高；熔盐还可以直接存进罐里，不需要中间换热器，储热成本也因此更低。例子有摩洛哥的 Noor III（150 MW）、智利的 Cerro Dominador（110 MW，约 17.5 小时储热），以及迪拜 100 MW、高 262 米的光热塔，它是迄今建成的最高太阳能塔。美国加州的 Ivanpah（毛装机约 390 MW，建有三座塔，直接产生蒸汽，没有储热系统）则是最有名的一座无储热塔式电站。

线性菲涅尔式

线性菲涅尔电站在贴近地面处铺设很长、接近平面的镜条，把光聚到上方固定的吸热器上。和槽式相比，它的造价更低，每 MW 占用的土地也更少，但光学效率较低，这一点在冬季和高纬度地区尤其明显。这类电站的规模一般不大，只有几十 MW，比如西班牙的 Puerto Errado 2（30 MW）和印度的 Dhursar（125 MW）。

碟式

碟式聚光器把阳光聚到位于焦点的吸热器上，通常驱动斯特林发动机，每台约 10-25 kW。在所有太阳能发电技术中，碟式斯特林系统保持着太阳能到电能转换效率的纪录（峰值超过 30%）。不过碟式系统很难配上储热，也始终没有做到商业规模：2010 年代初美国规划的几个大型碟式项目，最后要么取消了，要么改建成了光伏。

表中的效率范围，是根据 IRENA 和 SolarPACES 文献整理的大致设计值和运行值。实际电站的数值会随 DNI、储热规模和运行方式的不同而变化。

效率、储热和容量系数

光热发电的总效率，是一连串能量转换效率相乘的结果。扣掉光学损失（镜面反射率、余弦效应和遮挡）之后，全年一般还剩 55-75%；吸热器在扣除吸收损失和热损失之后，还能保留 80-90%；最后由蒸汽循环把其中约 35-42% 转换成电。把这几项乘起来，全年平均的光电转换效率约为 13-20%，和光伏组件相当，甚至略低。动力岛能达到的热力学上限，由卡诺极限决定：

正是因为有这种温度优势，塔式才成了新建项目的主流。太阳倍数是决定电站可调度能力的主要设计参数。SM = 1 时，镜场的大小刚好够在中午让汽轮机满负荷运行。SM 为 2.5-3.5 时，电站白天能收集到多余的热量，先存起来，留到傍晚和夜里再用。熔盐罐每天只损失百分之几的热量，每 kWh 储能容量的成本也比电池低得多，所以如今配 6-15 小时储热已经成了标准做法。

因此，一座光热电站的容量系数高低，主要取决于它配了多少储热。不带储热的电站一般只有 20-30% 左右。如果配 7-10 小时储热，资源好的场址一般能做到 40-55%，Cerro Dominador 这类电站的设计值达到 60-70% 甚至更高。随着储热时长增加，IRENA 统计的新投运电站加权平均容量系数从 2010 年的约 30% 升到近年的 40-55%。用容量系数计算器可以算出这些数字换成年发电量是多少。

成本

光热的成本同样大幅下降，只是它的起点比光伏高，建成的项目数量也少得多。

• IRENA (2024)：新投运光热电站的全球加权平均 LCOE 从 2010 年的约 0.39 美元/kWh 降到 2023 年的约 0.12 美元/kWh，降幅约 70%。由于每年只有少数几座电站投运（近来大多在中国），年度平均值上下波动很大。
• 招标价：迪拜 950 MW 的 Noor Energy 1（四期，700 MW 光热加 250 MW 光伏，15 小时储热）2017 年签约价约为 0.073 美元/kWh。智利和中国项目的投标报价在 0.06-0.11 美元/kWh 之间，具体高低取决于融资条件和当地的支持政策。
• Lazard LCOE+ 分析估计，美国带储热的塔式光热电站无补贴成本约为 120-160 美元/MWh，明显高于大型地面光伏电站。
• NREL ATB 的模型显示，如果新一代设计（更高温的吸热器、超临界 CO2 循环）走向市场，熔盐塔式电站的成本未来还有很大的下降空间。

光热电站的初始投资很高，根据储热时长不同，一般在每 kW 数千美元，LCOE 还会随 WACC、电站规模和 DNI 大幅变动。公平的比较对象不是单纯的光伏，而是“光伏加储能电池”，让两者在傍晚和夜间提供同样多的电量。如果只需要短时储能（2-4 小时），光伏配锂电池如今几乎在所有地方都更划算；储能时长到 8 小时以上，或者用于工业供热，光热就更有竞争力。你可以用 LCOE 计算器试算这些取舍。

标杆项目

• **摩洛哥 Noor Ouarzazate。**这是一个总装机 580 MW 的综合园区：Noor I（160 MW 槽式，3 小时储热）、Noor II（200 MW 槽式，7 小时）、Noor III（150 MW 塔式，约 7.5 小时）和 Noor IV（72 MW 光伏）。项目依靠多边机构的优惠贷款建成，后来成了新兴市场建设大型光热电站的样板。
• **智利 Cerro Dominador。**这是拉丁美洲第一座光热电站（2021 年投运），110 MW 熔盐塔式，约 17.5 小时储热，配套 100 MW 光伏，电站位于阿塔卡马沙漠，那里的 DNI 在全球名列前茅。
• **阿联酋 Mohammed bin Rashid Al Maktoum 太阳能园区四期。**这是全球单一场址规模最大的光热投资：600 MW 槽式、一座 100 MW 塔式和 250 MW 光伏，配 15 小时储热。
• **美国 Ivanpah。**它在 2014 年投运时是全球最大的光热电站，采用直接蒸汽塔式，不带储热，启动时要烧天然气。投运初期它没能达到发电目标，又因为鸟类死亡问题饱受批评。2025 年，它的购电方同意提前结束购电合同，电站也计划部分关停。
• **美国 Crescent Dunes。**一座 110 MW 的塔式电站，配 10 小时储热，曾经发生熔盐罐泄漏，之后长时间停运。这座电站的种种问题，让投资者在 2010 年代后期对光热明显冷淡下来。

土地、水和材料

**土地。**光热电站每 MW 装机约需 2-4 公顷土地，算上为储热加大的镜场，与大型光伏电站差不多或略多。选址时，场地本身还必须足够平坦，坡度一般要低于 1-3%。

**水。**光热电站大多建在沙漠里，用水因此成了它最大的环境问题。采用湿冷的槽式电站，每发 1 MWh 电约耗水 3,000-3,500 升，和燃煤电厂相近。改用干式（空冷）冷却能把耗水减少约 90%，每 MWh 只剩几百升，主要用于清洗镜面和蒸汽补水，代价是损失百分之几的发电量，投资也要更高。所以在缺水地区，新建电站大多采用空冷。

**材料。**光热电站消耗的材料很多：结构和基础要用钢材和混凝土，镜子要用玻璃和银，每座电站还要几万吨硝酸盐。这些材料都不稀缺，但折算到每 MW 装机，用量比光伏多。

全生命周期 CO2 排放

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014)：中位数 27 gCO2e/kWh，范围 8.8-63 g。
• UNECE (2021)：在这项评估中，光热的平均排放高于光伏。主要原因是大量使用钢材、混凝土、玻璃和硝酸盐，部分设计还要烧天然气来启动和防冻。即便如此，这些数值仍然比化石燃料发电低一个数量级。

对排放影响最大的是燃气补燃。那些为了启动或防止熔盐凝固而大量烧气的电站，运行阶段的排放明显高于纯太阳能设计。熔盐在约 220-240 °C 就会凝固，所以遇上连续阴天，也得一直给它保温。

安全和环境影响

光热电站的工业危险和其他热力电厂一样：高压蒸汽、高温流体，槽式电站使用的合成导热油还存在火灾风险。塔式吸热器附近的聚集光很强，会灼伤从中飞过的鸟和昆虫；关于 Ivanpah 每年有多少鸟死亡，各项研究的结论相差很大。镜面反射的眩光可能干扰附近的飞行员和司机。硝酸盐本身无毒，属于化肥级化学品，不过一旦泄漏会损坏设备。

前景

2010 年代光伏成本暴跌，光热的增长也随之停滞，但储能的价值又让它重新受到关注。目前中国有大批塔式和菲涅尔项目在建或在规划中，这些项目与光伏和风电配套建设，为偏远的“清洁能源基地”提供稳定可靠的电力。智利、摩洛哥、沙特阿拉伯、阿联酋和南非也仍然是光热项目活跃的市场。光热未来最可能的定位是：作为廉价光伏的可调度搭档，覆盖傍晚和夜间用电；同时提供高温工业热，因为光热镜场可以直接供应蒸汽。目前的研究重点是能在 700 °C 以上工作的吸热器、超临界 CO2 动力循环和颗粒储热。太阳能中光伏的部分见太阳能发电；与其他技术的成本和排放比较见技术对比。