和设计上的优化也是集热系统的主要目标，对于塔式电站来说，这尤其重要。

　　更高的运行温度将有效提高光热电站的热电转化效率，而若想获得更高的运行温度，
就需要提供传热介质的性能。在槽式电站中，熔盐作为传热介质或直接蒸汽发生将逐步替代
传统的以导热油作传热介质的方案。而对塔式电站来说，水和熔盐作为传热介质已经在多个
电站中应用。

　　更深入的研究在于对传热管道系统的改进，通过对传热管道系统的铸造材料进行改进
使其可以适应超过

1000 摄氏度的高温，以适应更高效传热介质的应用。

　　采用何种传热介质将直接影响储热系统的设计。储热系统已经在成熟的商业化电站中有
所应用，当前的典型解决方案是双罐熔盐储热。储热系统的成本下降在于提升其耐用性，提
高冷罐和热罐之间的温差，这可以通过提升储热系统的设计水平，改进熔盐的成分组成来
实现。

　　空冷系统取决于水资源的可利用量以及环境和政策方面的要求，如果可能，采用水冷
技术价格更加低廉，冷却效果也更好。虽然大多数光热电站都不具备这样的条件。空冷系统
成本的降低主要依赖于设计上的提升，一些光热电站开发商自愿选择采用空冷技术以降低
水耗量。

　　发电系统如蒸汽轮机、发电机都是比较成熟的技术。目前的系统多采用传统的郎肯循环，
最具效果的成本削减应是增大发电机组的装机容量。这将降低单位

MW 的维护运营成本。一

些研究者进行的相关研究表明，发电机的功率翻番，其带来的成本增加仅约

60%~70%。

　　由于更大规模的电站可以带来更大的设备组件需求量，这在采购时将更易获得更为优
惠的采购价格。因此，增加电站规模可有效降低成本。但是，电站的规模也并非完全是越大
越好，开发商也要考虑到增加电站规模也会带来一些额外的成本增加，比如扩大光场系统
的规模则可能带来更多的寄生性支出，比如更多的管道建设支出，更多的电力消耗，都将
对

LCOE 产生反面影响。  

　　更大规模的电站有更好的规模经济效益。但最理想的

CSP 电站的规模大小需要在扩大

规模的最大收益点和缺点最小化之间找到平衡点。对

55MW 和 275MW 两种电站进行的成本

仿真分析对比结果显示，槽式电站最合适的装机规模为

220MW，相对 110MW 的参照槽式

电站模型来看，其

LCOE 可下降 6%~8%；而塔式电站最合适的装机规模为 250MW，相对

于

100MW 的塔式电站参照模型来看，其 LCOE 可下降 20%。这是一个临界点，如果继续增

加装机规模，其

LCOE 不降反升。

　　运营和维护成本尽管与一个光热电站的建设成本并无直接关联，但运维依然是光热电
站生命周期内重要的成本构成。虽然目前还没有足够长的实际电站运行经验来考量一个光热
电站的实际运营成本。但我们大致可以从以下几个方面考虑：一是反光镜损坏率，二是集热
管失效率，三是运维自动化程度，四是电站设计。

　　图表

3 和图表 4 展示了美国能源部 SunShot 计划给出的当前成本和预期成本。其中 2010

年的成本数据是基于一个

100MW 的无储热槽式电站作出的计算，2015 年的成本预测是基