AAA下⼀代太阳能光热发电储热技术新进展⼁Engineering 本⽂选⾃中国⼯程院院刊《Engineering》2021年第3期
作者：丁⽂进，Thomas Bauer
来源：Progress in Research and Development of Molten Chloride Salt Technology for Next
Generation Concentrated Solar Power Plants[J].Engineering,2021,7(3):334-347.
编者按
结合热能储存的太阳能光热发电技术是未来可再⽣能源系统中最具应⽤前景的发电技术之⼀，
可以⾼效利⽤资源丰富但具间歇性的太阳能，为⼈们提供稳定可调度且低成本的电⼒。为进⼀
步降低现有商业光热电站的平准化发电成本，研究⼈员正在积极开展具有更⾼运⾏温度和发电
效率的新⼀代太阳能光热发电技术的研究。熔融氯盐（如MgCl2/NaCl/KCl）因其出⾊的热物性
（如黏性、导热性）、较⾼的热稳定性和较低的材料成本，成为下⼀代熔盐技术中最具发展前
景的储热/导热材料之⼀，
中国⼯程院院刊《Engineering》在2021年第3期刊发《下⼀代太阳能光热电站中熔融氯盐技术
研发进展》，介绍了下⼀代太阳能光热发电技术及其储热技术的研发进展以及今后的发展⽅
向。⽂章重点介绍了基于熔融氯盐（如MgCl2/NaCl/KCl混合盐）的先进储热技术，综述了熔融
氯盐储热技术中混合氯盐的选择与优化、储热相关物性的测定，以及系统中使⽤的结构材料
（如合⾦）的熔盐腐蚀控制等⽅⾯的最新研究进展。
⼀、引⾔
具有热能储存（TES，以下简称储热）的太阳能光热发电（concentrated solar power, CSP）技
术是未来可再⽣能源系统中最具应⽤前景的发电技术之⼀，其可⾼效利⽤资源丰富但具间歇性
的太阳能，为⼈们提供稳定可调度且低成本的电⼒。
根据国际知名可再⽣能源政策研究机构REN21（Renewable Energy Policy Network for the
21st Century）的研究报告，2018年全球有超过 550 MW的新建CSP电站开始投⼊商业运营，
并且⼤多数都配备了熔盐储热系统；2008—2018年，全球CSP装机容量从0.5 GW快速增长到
5.5 GW。国际能源署（International Energy Agency, IEA）下属的全球性组织
SolarPACES（Solar Power and Chemical Energy Systems）致⼒于推进国际合作，促进CSP
技术及产业的发展，其官⽅⽹站统计并公布了全球处于运⾏、建设或开发中的所有CSP电站项
⽬（/csp-technologies/csp-projects-around-the-world/）。
据统计，2019 年运营中的CSP电站（装机容量约5.8 GW）主要分布在西班⽛、美国、摩洛哥
王国和南⾮共和国等国家和地区，⽽建造中的CSP电站（约2.2 GW）主要分布在中东和北⾮地
区（MENA）以及中国。此外，欧洲、智利共和国、南⾮共和国和澳⼤利亚等国家和地区还在
设计建造装机容量超过1.5 GW的CSP电站。
如图1所⽰，根据不同聚光⽅式，CSP技术主要分为菲涅尔式、塔式、蝶式和槽式四类。其中，
菲涅尔式和槽式CSP属于线性聚焦系统，⽽塔式和蝶式属于点聚焦系统。与线性聚焦系统相
⽐，点聚焦CSP系统由于具有更⾼的聚光率，因此可产⽣更⾼温度的太阳热和实现更⾼的热电
转化效率以及更低的电⼒成本。⽬前运营中的⼤多数CSP电站采⽤低建造和低维护成本的成熟
槽式技术，⽽⼤多数在建的CSP电站则基于更先进的塔式技术。
图1 CSP技术的主要分类（从左到右）：菲涅尔式、塔式、蝶式和槽式
第⼀代CSP电站，如美国的槽式太阳能发电1号系统（solar electric generating system I, SEGS-
I），没有集成储热系统⽽⽆法根据⽤电需求产⽣可调度的电⼒。为了提⾼相对于传统电站和其
他可再⽣能源电站的竞争⼒，第⼆代CSP电站整合了低温（储热温度293~393 ℃；如西班⽛的
Andasol 1号槽式电站）和⾼温（储热温度 290~565 ℃；如西班⽛的Gemasolar和美国的
Crescent Dunes塔式电站）熔融硝酸盐储热系统，以实现可调度的电⼒供应并⼤⼤降低电站的
平准化发电成本（LCOE）。与最⾼运⾏温度⼤约为400 ℃的槽式CSP电站相⽐，最⾼运⾏温
度为565 ℃的塔式CSP电站具有更⾼的动⼒循环热电转化效率，可实现更低的发电成本。
TES技术主要分为基于液体或固体材料的显热储热技术、基于相变材料（PCM）的潜热储热技
术，以及基于可逆化学反应材料的热化学储热技术。
⽬前商业化使⽤的主流熔融硝酸盐储热技术属于显热技术。综述论⽂对已商业化应⽤或研发中的⽤于CSP的各种储热技术进⾏过全⾯和深⼊的介绍，限于篇幅，本⽂将不再展开论述。
图2为⽬前最先进也最具代表性的第⼆代CSP电站，即配备熔融硝酸盐直接储热系统（direct TES system）的商业化塔式电站。此电站主要由4个部分组成：定⽇镜、吸收塔、熔盐储热系统和动⼒循环发电系统。在电站运⾏中，太阳光被定⽇镜反射到吸收塔顶的接收器，并通过接收器将光能转化为热能，储存在流经吸收器的储热材料（即来⾃冷罐的熔盐）中。加热后的熔盐被储存在⾼温熔盐罐中，在有⽤电需求时，通过熔盐换热器将储存的热能传导⾄常规蒸汽朗肯动⼒循环中⽤于发电。熔盐储热系统可实现低成本的太阳能热存储，使 CSP电站即使在缺少阳光的情况下也可以稳定供应可调度的低成本电⼒。常见的商业熔盐储热材料是⼀种由NaNO3/KNO3（质量分数为60%/40%）混合⽽成的⾮共晶熔盐混合盐，通常被称为“太阳
盐”（Solar Salt）。图 3为位于西班⽛的50 MW Andasol 3号CSP电站中的双罐式熔盐储热系统，其使⽤了约28 500 t的太阳盐，储存的热量最多可供电站满负荷发电约7.5 h。
图2 ⽬前技术最先进的第⼆代熔盐塔式CSP电站，其直接储热系统中熔融硝酸盐可同时作为TES/导热流体（HTF）材料使⽤
图3 西班⽛50 MW Andasol 3号CSP电站中的双罐熔盐储热系统，储存约28 500 t太阳盐，储存热量最多可供电站满负荷发电约7.5 h（图⽚来源：Andasol 3 CSP电站）
⼀个熔盐储热系统的最⼤储热容量（Q）可通过冷热罐的温度差（ΔT）以及系统中熔盐的总质量（m）和其⽐热容（c p）计算得到：
第⼆代CSP电站中使⽤的熔融硝酸盐，由于热分解问题，其最⾼⼯作温度受限在约565 ℃，这限制了储热温度差ΔT与储热系统的储热容量Q。⼀些综述论⽂，如介绍了熔融硝酸盐储热技术研发的最新进展，限于篇幅，本⽂将不展开论述。
2017年，美国国家可再⽣能源实验室（National Renewable Energy Laboratory, NREL）联合其他美国科研机构提出了具有更⾼运⾏温度（> 700 ℃）和发电效率的下⼀代CSP技术（即第三代CSP技术，Gen3 CSP）的研发和⽰范路线图。从2012年开始，澳⼤利亚可再⽣能源署（Australian Renewable Energy Agency, ARENA）在“澳⼤利亚光热研究计划”（Australian Solar Thermal Research Initiative, ASTRI）的框架内资助了先进CSP技术的研发。本⽂的第2节将介绍全球关于下⼀代CSP 技术的主要研究计划和项⽬。在这些研究计划和项⽬中，科研⼈员为下⼀代CSP和储热技术的
研发付出了巨⼤努⼒并已取得了可喜的进展。与⽬前商业化的熔融硝酸盐技术相⽐，下⼀代储热技术应该具有更⾼的运⾏温度和更低的资本⽀出（capital expenditure, CAPEX），⽬前研究的主要技术包括基于更⾼热稳定性⽆机盐（如基于氯盐和碳酸盐）的下⼀代熔盐技术、基于⽆机盐的相变材料（PCM）储热技术和固体颗粒技术（如使⽤烧结的铝⼟矿颗粒）。在这些储热技术中，下⼀代熔盐技术是⼈们最熟悉的技术，也被认为是下⼀代CSP电站中最有应⽤前景的储热技术之⼀。下⼀代熔盐技术可以保留⽬前商业化熔盐储热塔式CSP电站（图2）的主要设计，可⼤⼤减少下⼀代CSP技术的研发和商业化风险。
图4为由NREL提出的基于新型熔盐储热材料的下⼀代CSP技术概念图。在下⼀代熔盐储热CSP 电站中，熔盐储热/导热系统（运⾏温度为520~720 ℃）与超临界⼆氧化碳（sCO2）布雷顿动⼒循环（运⾏温度为 500~700 ℃）相结合。与热电转化效率约为40%的传统蒸汽动⼒循环相⽐，sCO2布雷顿动⼒循环具有超过 50%的热电转化效率和更低的资本⽀出，其在下⼀代 CSP 电站和其他热电站（如核电站）中具有巨⼤的应⽤潜⼒。在本⽂中，不深⼊讨论sCO2动⼒循环。有兴趣的读者，建议阅读最近发表的⼀篇综述论⽂[13]，⾥⾯重点介绍了⽤于CSP中的sCO2动⼒循环的研发现状与进展。
图4下⼀代熔盐储热CSP技术概念⽰意图——下⼀代熔盐储热/导热系统与超临界⼆氧化碳（sCO2）布雷顿动⼒循环相结合。1000 suns：由塔式CSP技术在吸收器表⾯实现的相当于1000个太阳的聚光度
熔融氯盐（如MgCl2/NaCl/KCl）是下⼀代熔盐技术中最具发展前景的储热/导热材料之⼀，原因是其具有出⾊的热物性（如黏性、导热性）、较⾼的热稳定性（> 800 ℃）和较低的材料成本（< 0.35 USD·kg–1）。此外，⽬前商业熔融硝酸盐技术的开发经验也可⽤于开发这种新型熔盐技术，⼤⼤减少技术研发风险和成本。但与商业熔融硝酸盐相⽐，熔融氯盐在⾼温下对⾦属结构材料（即合⾦）有强腐蚀性，这是研发中⾯临的最主要技术挑战之⼀。因此，寻找⼀种⾼效且低成本的腐蚀控制技术⾄关重要。
在本⽂的第2节中，作者综述了下⼀代CSP技术和其⾼温储热/导热技术的最新研发进展；之后在第3节中重点介绍了熔融氯盐技术的最新研究进展，包括氯盐的选择/优化、熔融氯盐性能的测定以及在熔融氯盐中结构材料（如合⾦）的腐蚀控制等⽅⾯的研究；在第4节中，总结了下⼀代CSP和⾼温储热/导热技术的主要研发进展，并针对⾯临的主要技术挑战和问题，为后续的研究和技术攻关提出了⼀些建议。
⼆、新⼀代 CSP 技术
为了开发具有更⾼发电效率和更低发电成本的下⼀代CSP技术，在近10多年中，包括美国、澳⼤利亚、欧洲和亚洲在内的国家和地区都已经提出了不同的研发⽅案或启动了相关的研发项⽬。
例如，在2011年启动的“SunShot Initiative”框架内，美国能源部（DOE）于2018年开始资助与Gen3 C
SP研究计划相关的研究课题。
在澳⼤利亚，ARENA于2012年启动了ASTRI研究计划，⽬的是改进当前商业CSP技术和开发新⼀代CSP 技术。
⾃2004年以来，欧盟（EU）通过“第六框架”（FP6）、“第七框架”（FP7）和“地平线
2020”（H2020）等欧盟项⽬资助了包含下⼀代CSP技术在内的多个CSP 研发项⽬。除了研发项⽬，欧盟还资助了“欧洲研究区太阳能设施”（Solar Facilities for the European Research Area, SFERA）I‒III期和“欧洲聚光型太阳能热利⽤技术科技联盟”（STAGE-STE）等项⽬，以促进欧盟内各国科研机构的联合协作，推进CSP技术的发展。
中国等国家也对下⼀代CSP技术开展了⼀些前期研究，例如，中国⼀些科研机构从2011年开始研究采⽤熔融氯盐和碳酸盐的下⼀代熔盐储热技术。在2020年，中国科技部（MOST）还通过国家重点研发计划启动了“超临界CO2太阳能热发电”研究项⽬。
以下各⼩节将分别介绍美国、澳⼤利亚、欧洲和亚洲在下⼀代CSP技术的最新研发进展，以及国际可再⽣能源署（International Renewable Energy Agency, IRENA）为⽀持CSP技术发展所做的努⼒。⽬前基于商业硝酸盐熔盐技术的塔式CSP电站的最⾼储热/导热温度达到565 ℃，下⽂将讨论如何利⽤新
⼀代CSP技术和新型储热/导热技术使运⾏温度达到更⾼的⽔平，以提⾼CSP发电效率和降低发电成本。
（⼀）美国
2011年，美国能源部发起了为期10年的“SunShot Initiative”，提供⼤量经费⽀持太阳能技术（即光热和光伏技术）的研发，以降低太阳能的发电成本，使其与常规电站和其他可再⽣能源技术相⽐也具有成本竞争⼒。如图5所⽰，2017年，美国能源部宣布已成功地将储能12 h以上的基本负荷CSP的LCOE降到0.10 USD· kW–1·h–1，与2010年不具备储能功能的CSP相⽐，降低了50%以上。在其后续的“SunShot Initiative 2030”中，基本负荷CSP的LCOE⽬标是到2030年下降⾄ 0.05 USD·kW–1·h–1。这样低的LCOE将使CSP电站⽐⼤多数基于化⽯燃料的常规电站都更具成本竞争⼒。此外，对于储能⼩于6 h的峰值供能CSP，“SunShot Initiative 2030”的⽬标为0.10 USD·kW–1·h–1。
图5 DOE资助的“SunShot Initiative”中CSP技术进展和2030年⽬标
为了实现“SunShot Initiative 2030”中的LCOE⽬标，美国能源部于2018年开始为Gen3 CSP计划提供总⾦额约为7200万美元的研发资助。美国能源领域的领先研究机构，如桑迪亚国家实验室（SNL）、NREL、橡树岭国家实验室（ORNL）、萨凡纳河国家实验室（SRNL）、爱达荷国家实验室（INL）、⿇省理⼯学院（MIT）和 Brayton Energy、Hayward Tyler、Mohawk Innovative Technolog
y等能源公司都参与了该研究项⽬，并得到了项⽬资助。受资助的研究项⽬致⼒于降低下⼀代CSP技术的开发风险，⽬标是通过先进的储热/导热系统和动⼒循环使CSP 最⾼运⾏温度⾼于700 ℃。Gen3 CSP计划确定资助以下三种开发路线的研究。
（1）熔盐吸热器路线：该路线中科研⼈员旨在克服⾯对的主要技术难题，如结构材料与⾼达750 ℃的熔融氯盐或碳酸盐接触后的腐蚀。经过前期研究，已选择氯盐进⾏进⼀步研发。
（2）固体颗粒吸热器路线：该路线将⾼温（最⾼达 1000 ℃）的热能存储在廉价的介质（如沙状固体颗粒）中，以降低储热成本。科研⼈员旨在克服颗粒的长期稳定性及⾼效且低成本颗粒接收器的开发等技术难题。
（3）⽓体吸热器路线：该路线将利⽤廉价⽓体（如氦⽓）作为导热介质来传热和发电，并将热量存储在 PCM等储热材料中。该技术路线中需要解决的主要挑战包括开发⾼温和⾼⽓压下长期
稳定⼯作的塔式接收器等。
在“SunShot Initiative”中，固体颗粒储热/导热技术、sCO2布雷顿动⼒循环技术和熔融氯盐技术的开发已经有了不错的进展。这⼏种技术在下⼀代CSP技术和其他相关能源技术中都具有⼴阔的应⽤前景。为了在更真实的条件下测试关键组件和整个系统过程，科研⼈员建造了（或正在建造）⼏座试验装置，
包括应⽤固体颗粒储热技术的第三代颗粒试验装置（Gen 3 Particle Pilot Plant, G3P3）、应⽤sCO2布雷顿动⼒循环技术的超临界转换发电装置（Supercritical Transformational Electric Power, STEP），以及应⽤⾼温熔融氯盐技术以减少技术研发风险的试验装置（Facility to Alleviate Salt Technology Risks, FASTR）。图6显⽰了正在建造的G3P3装置，其可在真实条件下测试系统中的关键部件，如⾼温颗粒吸热器。除了设计和建造系统试验装置外，材料和部件的研发也取得了进展。例如，在颗粒技术⽅⾯，设计并测试了新的颗粒吸热器和颗粒-sCO2换热器；在下⼀代熔盐技术⽅⾯，收集或测量了熔盐⼯程化数据，研究了⾼温下熔融氯盐对结构材料的腐蚀及其控制。在第3节中，我们将更详细地介绍熔融氯盐技术的基础研究和技术开发进展。
图6 ⽤于测试真实条件下固体颗粒储热技术的G3P3⼤型试验装置。1 ft = 0.3048 m。
（⼆）澳⼤利亚
作为拥有全球最佳太阳能资源的国家之⼀，近年来澳⼤利亚投⼊了⼤量资⾦和精⼒来开发具有成本竞争⼒的太阳能技术。例如，ARENA在2012年启动了为期 8年的ASTRI，旨在推动CSP技术的换代和发展。澳⼤利亚的主要太阳能研究机构，包括联邦科学和⼯业研究组织（Commonwealth Scientific and Industrial Research Organization, CSIRO）、澳⼤利亚国⽴⼤学（Australian National University, ANU）、昆⼠兰⼤学（University of Queensland, QU）、昆⼠兰科技⼤学（Queensland University of
Technology, QUT）等，以及Vast Solar等初创公司都参与了ASTRI框架内的科研项⽬。科研⼈员已经对CSP技术的早期发展进⾏了可⾏性研究，并且在中试和商业环境中开发了⼀些⽰范电站。为了促进下⼀代CSP技术的发展，澳⼤利亚将ASTRI与前⾯介绍的美国Gen3 CSP计划进⾏了合作。根据ARENA的CSP 开发路线图，澳⼤利亚下⼀代CSP技术的研发专注于液态⾦属路线，即以液态钠作为导热介质，以PCM等不同类型材料作为储热材料。与熔盐相⽐，液态钠是具有更⾼导热系数的介质，⽽PCM是具有更⾼储热密度的储热材料。
ASTRI框架内的研究项⽬也取得了不错的进展，如液体⾦属钠导热技术、sCO2布雷顿动⼒循环技术和新型储热技术，包括使⽤⽆机盐基PCM和显热储热材料（如固体颗粒和熔融氯盐），以及熔盐或⽆机盐基PCM中合⾦的腐蚀研究。如图7所⽰，在ARENA的资助下，位于新南威尔⼠州的Vast Solar CSP测试站（储热量为6 MW，储电量为1 MW）于2014年开始建设。据报
道，2019年科研⼈员成功以液态钠⾦属作为导热介质进⾏测试，其最⾼运⾏温度可⾼于800℃。此外，科研⼈员还做了⼤量⼯作以测试和确定适⽤于下⼀代CSP技术的运⾏温度更⾼的PCM储热材料，测试的PCM材料包括NaCl-Na2CO3和Li2CO3-K2CO3-Na2CO3等混合盐。与商⽤熔融硝酸盐相⽐，⽆机盐基PCM具有更低的价格、更⾼的热稳定性和储热密度。但与此同时，这些⽆机盐混合盐的导热系数低，传热受到限制，并在⾼相变温度下会严重腐蚀合⾦材料，⽽腐蚀通常也是影响结构材料使⽤寿命的关键问题。因此，为了实现这些PCM材料的商业应⽤，科研⼈员正在研究如何有效且经济地减
轻腐蚀。
图7 位于澳⼤利亚新南威尔⼠州的Vast Solar CSP试验电站，使⽤液态钠⾦属作为导热介质，试验电站设计储电量和储热量分别为1 MW和 6 MW
（三）欧洲
欧洲在研发CSP技术⽅⾯有悠久的历史，并取得了许多成果。据2019年的统计数据，西班⽛是拥有世界上最⼤CSP装机容量的国家（> 2.3 GW）。⾃2004年以来，欧盟通过FP7和H2020计划⽀持了包括下⼀代CSP技术在内的技术研发。欧洲的⼀些CSP研究机构，如西班⽛能源、环境与技术研究中⼼（Spanish Research Center for Energy, Environment and Technology, CIEMAT）、德国宇航中⼼（German Aerospace Center, DLR）、瑞⼠保罗谢勒研究所（Paul Scherrer Institute, PSI）、瑞⼠苏黎世联邦理⼯学院（Swiss Federal Institute of Technology in Zurich, ETH Zurich）、意⼤利国家新技术、能源和可持续经济发展局（Italian National Agency for New Technologies, Energy and Sustainable Economic Development, ENEA）、法国国家科学研究中⼼（French National Center for Scientific Research, CNRS）等机构参与了这些计划，在SFERA I–III期项⽬以及STAGE-STE项⽬中可以找到关于参与机构的更完整信息。
欧洲CSP研究基础设施、策略、资⾦计划和路线图主要由欧洲储能协会（European
Association for Storage of Energy, EASE）、欧洲能源研究联盟（European Energy Research Alliance, EERA）、欧盟电⽹计划（European Electricity Grid Initiative, EEGI）、⽤于聚光式太阳能发电的欧洲太阳能研究基础设施（European Solar Research Infrastructure for Concentrated Solar Power, EU-SOLARIS）、欧洲研究区域⽹络（European Research Area Network, ERA-Net）以及其他⼀些欧洲和国家级协会，如德国太阳能热发电协会（German Association for Concentrated Solar Power, DCSP）管理。与美国的Gen3 CSP计划相⽐，欧洲的研发采⽤了更宽泛的开发路线，其中也涉及Gen3 CSP中研究的技术。例如，科研⼈员已建⽴了商业Fe-Cr-Ni合⾦在熔融氯盐中的主要腐蚀机理，并确定⼀些缓蚀⽅法在实验室试验中能表现出很好的腐蚀控制效果。同时，⼀些⽤于真实情况下测试新技术和部件的CSP中试装置已经或正在被建造。DLR科研⼈员已经在⼀个CSP中试装置（Juelich Solar Tower）中测试了固体颗粒储热技术和先进颗粒接收器，他们利⽤该技术在900 ℃以上的⾼温下实现了⾼效的储放热能（图8）。在卡尔斯鲁厄理⼯学院（Karlsruhe Institute of Technology, KIT）的⼀个CSP中试装置内，科研⼈员对⽤作⾼温储热/导热材料的液体⾦属进⾏了测试。在西班⽛，Abengoa在Avanza-2中试装置中，在⾼达700 ℃的温度下对三元共晶Li2CO3-Na2CO3-K2CO3熔融碳酸盐储热/导热技术进⾏了吨级测试。除了这些⼯作之外，还有许多研发项⽬正在欧洲进⾏，并获得了欧盟和⼀些欧洲国家的资助，限于篇幅在此不做⼀⼀讨论。
（四）亚洲
在亚洲（如中国和印度）有许多CSP电站正在运⾏、建设或开发。2016年，中国宣布了⾸批获得国家补贴的 20个CSP⽰范项⽬（共1.35 GW），其中包括浙江中控太阳能德令哈50 MW塔式熔盐光热发电项⽬（Zhejiang SUPCON SOLAR Delingha 50 MW molten salt tower project）和北京⾸航节能敦煌100 MW塔式熔盐光热发电项⽬（Beijing Shouhang IHW Dunhuang
100MW molten salt tower project）。2019年，全球⼤多数的新CSP电站（> 1.1 GW）在中国处于建设中。据统计，2018年约有550 MW的新CSP电站投⼊商⽤运营，其中，中国通过开始运⾏的中控太阳能德令哈50 MW和⾸航节能敦煌100 MW塔式熔盐光热电站，贡献了约200 MW 电⼒。
随着亚洲（主要是中国）CSP⾏业的快速发展，新 CSP技术正在被开发，如固体颗粒储热/导热技术、熔盐储热/导热技术、⽓体导热并使⽤其他材料储热的技术、sCO2动⼒循环技术和太阳能碟式斯特林技术。最近，中国科学院电⼯研究所（IEE-CAS）与西安交通⼤学（XJTU）、浙江⼤学（ZJU）、清华⼤学（THU）和中国科学院上海应⽤物理研究所（SINAP-CAS）以及其他⼏个机构在中国科技部国家重点研发计划的资助下，启动了⼀项名为“超临界CO2太阳能热发电关键基础问题研究”的项⽬，其主要研究内容包括CSP⾼温⼦系统的设计⽅法、⾼温接收器的研发、新储热材料和系统的研发、sCO2太阳能热发电⽰范平台的构建，以及与材料、部件和中试装置相关的研究课题。此外，2018年，⾸航⾼科能源技术股份有限公司开始与法国电⼒公司（EDF）合作进⾏sCO2 CSP的⽰范项⽬，准备将其10 MW CSP⽰范电站改造为sCO2动⼒循环CSP电站。
在印度，太阳能技术的研发主要由印度国家太阳能研究所（National Institute of Solar Energy, NISE）负责。据介绍，与光伏技术相⽐，印度⽬前在CSP技术的研发⽅⾯⾯临着各种挑战，如缺乏有经验的劳动⼒以及本⼟制造业不⾜等。因此，尽管印度的法向直接⽇射辐照度（direct normal irradiance, DNI）较⾼，⽤于开发太阳能的⾯积也较⼤，但印度对下⼀代CSP技术的研发进展却很缓慢。⽽⽇本和韩国等其他亚洲国家的DNI较⼩，⽤于开发CSP的地⾯空间也较⼩，因此，与下⼀代 CSP技术相⽐，它们更偏好研发可在海外（如澳⼤利亚）⽣产氢⽓的太阳能技术。产⽣的氢⽓可以通过存储和运输，在国内⽤于发电、供热或合成化学物质。例如，⽇本建⽴了⼀个聚光测试装置，测试了使⽤⼆氧化铈的两步式⽔分解⼯艺（800~1400 ℃），⽤于太阳热⽣产氢⽓。
（五）总结
在过去的10年（2010—2020年）中，在各国和各地区研究计划的推动下，⾼温储热/导热和sCO2布雷顿动⼒循环等下⼀代CSP关键技术研发取得了显著进展。这些技术在美国、澳⼤利亚、欧洲或亚洲的中试装置中完成了测试。美国已开始准备建⽴中试装置，在⽇照CSP 条件下测试熔融氯盐储热/导热、固体颗粒和sCO2布雷顿等技术，⽽澳⼤利亚已在中试装置中成功演⽰了⽤于CSP的液态⾦属导热技术。欧洲的⼀些研究机构和能源公司正在演⽰⽤于CSP的熔融碳酸盐、固体颗粒和液态⾦属技术。2018年，中国开始建设接近商业规模的 sCO2 CSP⽰范电站，并测试sCO2 CSP的关键技术。
图8 DLR的CSP中试装置。（a）Juelich Solar Tower；（b）测试中的颗粒接收器CentRec

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