前言

目前能源供应和使用的趋势显然是不可持续的——经济上、环境上和社会上。如果不采取果断行动，到2050年，与能源有关的二氧化碳排放量将增加一倍以上，石油需求的增加将加剧对供应安全的担忧。

我们必须——而且能够——改变我们目前的道路；我们必须发起一场能源革命，在这场革命中，低碳能源技术将发挥主导作用。如果我们要达到我们的温室气体排放目标，我们必须促进能源效率、多种可再生能源、碳捕获和储存、核能和新的运输技术的广泛应用。每个主要国家和经济部门都必须参与进来。

此外，我们必须确保，从长远来看，现在作出的投资决策不会让我们背负次优技术的负担。人们日益认识到迫切需要把政治声明和分析工作变成具体行动。为了推动这一运动，应八国集团的要求，国际能源机构（IEA）正在为关键能源技术制定一系列路线图。这些路线图提供了坚实的分析基础，使国际社会能够沿着从今天到2050年的明确的增长道路前进，确定实现技术全部潜力所需的技术、融资、政策和公众参与里程碑。国际能源机构的路线图包括特别关注新兴经济体的技术开发和部署，并强调国际合作的重要性。

被称为聚光太阳能（CSP）的新兴技术，对阳光充足、天空晴朗的国家来说，前景广阔。它的电力输出很好地满足了空调系统正在普及的地方的日常用电需求。当有蓄热设施和可燃燃料作后盾时，它提供公用事业用电，可在需要时进行调度，使其能够用于基本负荷、路肩负荷和峰值负荷。在大约一到二十年内，它将能够与排放大量二氧化碳的燃煤电厂竞争。最阳光充足的地区，如北非，可能能够将多余的太阳能电力出口到邻近地区，比如欧洲，那里对可再生能源的电力需求非常旺盛。从中长期来看，聚光太阳能设施还可以生产氢气，氢气可与天然气混合，并为运输和其他终端使用部门提供低碳液体燃料。

为了让CSP在即将到来的能源革命中占有一席之地，科学家、工业界、政府、金融机构和公众需要在未来十年内采取一致行动。该路线图旨在帮助推动这些不可或缺的发展。

田中伸男

国际能源署执行董事

本出版物由国际能源机构可再生能源司编写，Cédric Philibert担任主要作者，可再生能源司司长Paolo Frankl负责监督和撰稿。祖扎娜·多布罗特科娃在研究聚光太阳能的潜在增长方面起了很大的作用功率（CSP）。国际能源机构的几位工作人员提供了周到的意见和支持，包括布赖恩·里克茨、汤姆·克尔、史蒂文·李、乔安娜·基瓦里、德里斯·贝拉霍和休·何。马德琳·巴里、安德鲁·约翰斯顿、玛丽莲·史密斯和德尔芬·格兰德里欧编辑了这份出版物。Bertrand Sadin和Corinne Hayworth设计了图表并进行了布局。

这项工作由国际能源机构能源研究和技术委员会指导。其成员提供了有助于改进文件的重要审查和评论。

——国际能源署副执行主任迪迪埃·霍辛

——能源市场和安全总理查德·琼斯监

可持续能源政策和技术主管Bo Diczfalusy和能源技术政策部部长Peter Taylor提供了额外的指导和投入。

许多专家向提交人提供了关于工作草案的资料和/或评论：Rainer Aringhoff（太阳千年）；Pierre Audinet（世界银行）；Denis Bonnelle（ENS）；Hélène Bru（总计）；Terry Carrington（英国DECC）；Joe Cashion（Tessera Solar）；Jenny Chase（NEF）；Euro Cogliani（ENEA）；Gilbert Cohen（Eliasol/Acciona Solar）；Luis Crespo（Protermosolar）；Goncalo Dumiense（A.T.Kearney）；Michael Epstein（魏茨曼研究所）；Alain Ferrière（CNRS）；Antonio GarcíA-Conde（INTA）；Henner Gladen（太阳能千年）；Arnold高盛（BrightSource）；比尔·古尔德（SolarReserve）；比尔·格罗斯（eSolar）；玛丽安·豪格（Hohenheim University）；格雷戈里·科尔布（Gregory Kolb）（桑迪亚实验室）；娜塔莉亚·库林琴科（Natalia Kulinchenko）（世界银行）；基思·洛夫格罗夫（Keith Lovegrove）；（澳大利亚国立大学）；托马斯·曼奇尼（Sandia Lab/SolarPACES）；马克·梅霍斯（NREL）；皮埃特罗·梅纳（欧洲委员会）；安东·迈耶（PSI）；理查德·迈耶（Suntrace）；大卫·米尔斯（Ausra）；让·查尔斯·穆莱特（Bertin）；吉姆·帕切科（eSolar）；杰伊·帕迪帕蒂（Navigant）；查理·里德（TesseraSolar）；克里斯托夫·里克特（SolarPACES）；格斯·舍勒肯斯（PwC）；弗里德里克Siros（法国电力公司研发）、韦斯·斯坦因（CSIRO）、Yutaka Tamaura（东京技术研究所）、Rainer Tamme（DLR）、Andy Taylor（光明资源）、Craig Tyner（eSolar）、Jonathan Walters（世界银行）、Zhifeng Wang（中国科学院）、Tex Wilkins（美国能源部）、Albert Young（阿尔斯通电力公司）、Eduardo Zarza（CIEMAT/PSA）。

参加国际能源机构可持续发展方案专家研讨会（2009年9月14日，柏林）的其他个人也提供了有益的见解：尼古拉斯-奔驰（Schott）；拉尔夫·克里斯曼（德国环境部）；卡丽娜·哈斯梅尔（德国外交部）；Klaus Hennecke（德国合作部）；Katerina Hoefer（德国合作部）；Rainer Kistner（MAN Ferrostaal）；Avi Kribus（特拉维夫大学）；Dermot Liddy（Tessera Solar/SES）；Wolf Muth（KfW）；Jose Nebrera（ACS眼镜蛇）；Rolf Ostrom（欧盟委员会）；Mariángels Perez Latorre（ESTELA）；Robert Pitz Paal（DLR）；Nathan Siegel（桑迪亚实验室）；和Gerd Uwe韦勒（EIB）。

由于法国政府、环境和能源效率署（ADEME）和日本政府的支持，本出版物得以出版。

主要发现

聚光太阳能发电（CSP）可以为直接法向辐照度（DNI）强的国家或地区提供低碳、可再生能源，即阳光明媚、天空晴朗。该路线图设想了沿着以下路径开发和部署CSP：

◎到2050年，在适当的支持下，太阳能发电可提供全球11.3%的电力，其中9.6%来自太阳能，1.7%来自备用燃料（化石燃料或生物质）。

◎在阳光最充足的国家，预计到2020年，CSP将成为峰值和中间负荷的有竞争力的大容量电力来源，到2025年至2030年成为基本负荷电力的竞争来源。

◎集成蓄热的可能性是CSP电厂的一个重要特征，几乎所有电厂都有燃料动力备用容量。因此，CSP提供了稳固、灵活的为公用事业和电网运营商提供电力生产能力，同时也能有效管理来自其他可再生能源（如光伏和风能）的更大比例的可变能源。

◎该路线图设想北美是最大的CSP电力生产和消费地区，其次是非洲、印度和中东。北非有可能成为一个大型出口国（主要是对欧洲），因为其高太阳能资源在很大程度上弥补了长输电线的额外成本。

◎CSP还可以为工业过程产生大量高温热，尤其可以帮助满足干旱国家对海水淡化日益增长的需求。

◎鉴于适合CSP的干旱/半干旱环境，关键挑战是如何获取CSP工厂所需的冷却水。在水资源有限的地区，可以使用干/湿混合冷却。

◎CSP工厂扩建的主要限制不是适合发电的区域的可用性，而是这些区域与许多大型消费中心之间的距离。该路线图研究了通过高效、远距离电力运输解决这一挑战的技术。

◎到2030年，CSP设施可开始提供具有竞争力的太阳能或太阳能增强型气体或液体燃料。到2050年，太阳能太阳能发电厂可以生产出足够的太阳能，以取代全球天然气消费量的3%，以及全球液体燃料消耗量的近3%。

未来十年政府的主要行动

所有利益相关者的一致行动对于实现本路线图中提出的愿景至关重要。为了刺激支持研究、开发、示范和部署（RDD&D）所需的规模投资，政府必须在创造有利于工业和公用事业的环境方面发挥主导作用。具体而言，各国政府应采取以下行动：

◎确保长期资金用于以下领域的额外研发：所有主要CSP技术；所有组件（镜子/定日镜、接收器、传热和/或工作流体、存储、功率块、冷却、控制和集成）；所有应用（电力、热量和燃料）；以及所有规模（大功率和分散应用）。

◎促进全球太阳能资源地面和卫星测量/建模的发展。

◎通过长期定向、可预测的太阳能专用激励措施，支持太阳能发电厂的发展。这可能包括上网电价或溢价的任何组合、将可再生能源投资组合标准与太阳能目标相结合、发电量支付和财政激励措施。

◎在适当的情况下，要求国家控制的公用事业公司竞标CSP容量。

◎避免对发电厂规模和混合比设定任意限制（但应制定程序，仅奖励发电厂捕获的太阳能发电，而非燃烧备用燃料产生的部分）。

◎简化获得CSP工厂和接入线许可证的程序。

结论中概述了政府的其他行动项目以及向其他利益攸关方建议的行动。

介绍

这一集中太阳能发电路线图是国际能源机构为应对全球清洁能源、气候变化和可持续发展等全球性挑战而制定的一系列计划的一部分。来自八国集团（中国、印度和韩国）的部长们在2008年6月的会议（日本青森）上承认了这一需要，并表示希望国际能源机构制定路线图，为创新能源技术的开发和部署制定明确的路径。我们将在国际能源署的支持下，制定创新技术路线图，并在现有和新的伙伴关系上开展合作，包括碳捕获和储存（CCS）和先进能源技术。我们重申海利根达姆对紧急开发、部署和促进清洁能源技术的承诺，承认并鼓励广泛的政策工具，如透明的监管框架、经济和财政激励措施以及公私伙伴关系，以促进私营部门对新技术的投资…

在IE19的指导下，制定了一系列雄心勃勃的国际技术路线图，以实现这一目标。这些技术在需求方和供应方技术之间平均分配。这些路线图的总体目标是展示能源技术在实现到2050年将能源相关二氧化碳（CO2）排放量减半的既定目标方面的关键作用。路线图将使各国政府、行业和金融合作伙伴能够确定他们可以采取的实际步骤，充分参与所需的集体努力。这个过程从建立清晰的定义和每个路线图所需的元素开始。因此，IEA将其全球技术路线图定义为：

……一套动态的技术、政策、法律、财务、市场和组织要求，由参与其开发的利益相关者确定。这项工作将改善和加强参与者之间所有相关技术研究、开发、演示和部署（RDD&D）信息的共享和协作。我们的目标是加速整个研发过程，以便尽早商业化地采用所讨论的技术。

CSP的基本原理

CSP利用可再生太阳能发电，同时产生极低水平的温室气体排放。因此，它很有可能成为减缓气候变化的关键技术。此外，CSP工厂的灵活性增强了能源安全。与太阳能光伏发电（PV）技术不同，太阳能光伏发电有一种内在的能力，可以在短时间内储存热能，以便日后转换成电能。如果再加上储热能力，即使云层挡住太阳或日落后，太阳能发电厂也能继续发电。CSP工厂还可以配备可燃燃料的备用电源。这些因素使CSP能够在需要时向电网提供可靠的电力，包括日落后满足晚间高峰需求，甚至全天候满足基本负荷需求。

总的来说，这些特性使CSP成为所有需要清洁、灵活、可靠电源的地区的一种有前途的技术。此外，由于这些特点，太阳能光伏发电也可以被视为一种使能技术，有助于在电网上整合大量可变可再生资源，如太阳能光伏或风力发电。

虽然CSP的大部分电力将来自大型并网发电厂，但这些技术在满足特殊需求方面也显示出巨大的潜力，如工业用热、供热、制冷和电力的联合发电以及海水淡化。CSP在家庭烹饪和小规模制造等方面也有潜力，这些应用对发展中国家很重要。

利用CSP技术生产浓缩太阳能燃料（CSF，如氢和其他能源载体）的可能性是进一步研究和开发的一个重要领域。太阳能产生的氢气可以通过在管道和配电网中混合氢气和天然气，以及生产更清洁的液体燃料，帮助运输和其他终端使用部门脱碳。

路线图的目的

集中太阳能能为世界能源供应做出重大贡献。如本路线图所示，这十年是一个关键的机会之窗，在此期间，CSP将成为一个有竞争力的电力来源，以满足世界上阳光最充足地区的峰值和中间负荷。

该路线图确定了支持CSP开发和部署所需的技术、经济和政策目标和里程碑，以及CSF中正在进行的高级研究。它还提出，各国政府需要实施强有力的、平衡的政策，有利于快速技术进步、降低成本和扩大CSP设备的工业制造，以实现大规模部署。重要的是，这一路线图也为更大的国际合作奠定了基础。

该路线图的总体目标是确定所有利益相关者需要采取的行动

◎加快CSP在全球的部署。许多国家，特别是新兴地区，才刚刚开始发展顾客服务提供商。因此，日期应该被视为里程碑，而不是绝对的紧迫性。

◎这个路线图正在进行中。随着全球CSP工作的推进和CSP应用程序的开发，新的数据将为更新的分析提供基础。国际能源署将继续跟踪太阳能发电技术的发展及其对市场、电力行业的影响以及监管环境，并将更新其分析，并随着新知识的曝光而设置额外的任务和里程碑。

路线图流程、内容和结构

国际能源机构在2009年SolarPACES大会（2009年9月14日，柏林）召开了一次CSP路线图专家会议。来自10个国家的35名专家出席了讲习班，他们代表学术界、工业界、金融界和决策界。会议集中讨论了五个主题：CSP技术；系统集成；太阳能燃料；经济和融资；以及政策方面。路线图还考虑了其他地区和国家为调查顾客服务提供商的潜力所做的努力，包括：

 欧盟战略能源技术（SET）计划和太阳能热发电欧洲工业倡议（STEII）

 美国太阳能倡议（SAI）

 中国太阳能发展规划

 印度的太阳能任务

 澳大利亚太阳能旗舰计划

 主要经济体能源与气候变化论坛太阳能技术行动计划。

该路线图分为五个主要部分。本文首先介绍了CSP的现状，包括与太阳能资源、现有技术以及为电网集成而配备CSP的考虑因素。然后，路线图勾勒出CSP未来大规模使用的远景，包括CSP的经济前景概述。然后描述技术改进的里程碑。路线图最后给出了支持必要的RDD&D所需的政策框架。

CSP现状

聚光太阳能发电的基本概念相对简单：聚光太阳能发电装置集中太阳光线的能量，将接收器加热到高温。1这种热量首先转化为机械能（通过涡轮机或其他发动机），然后转化为电能。CSP还具有生产其他能源载体（太阳能燃料）的潜力。

CSP是一种成熟的技术。受联邦和州税收优惠政策和强制性长期购电合同的刺激，第一批商业发电厂于1984年至1991年在加利福尼亚州开始运营。化石燃料价格的下跌导致联邦和州政府废除了支持CSP发展的政策框架。2006年，西班牙和美国再次出现了市场，这也是对feed等政府措施的回应-

在关税（西班牙）和要求公用事业公司从可再生能源获得部分电力份额的政策中，特别是大型太阳能。

截至2010年初，全球CSP工厂的库存容量接近1GW。目前在十多个国家（包括中国、印度、摩洛哥、西班牙和美国）正在开发或在建的项目预计将达到15GW。

抛物线槽在目前的CSP市场中占有最大份额，但竞争性技术正在出现。一些工厂现在有储热装置。

太阳能资源的重要性

太阳光和大气的多次反射都间接地照射到地球表面。在晴朗的日子里，直接辐射占到达地球表面的太阳能的80%到90%。在多云或多雾的日子里，直接成分基本上为零。太阳辐照度的直接分量是高温太阳能系统设计者最感兴趣的，因为它可以通过反射镜或透镜集中在小面积上，而漫反射分量则不能。因此，集中太阳光需要可靠的晴朗天空，这通常出现在半干旱、炎热的地区。

聚光太阳能发电厂使用的太阳能被测量为直接法向辐照度（DNI），即垂直于太阳光线的表面所接收到的能量。它可以用日射强度计测量。

DNI测量仅提供了CSP工厂电输出电位的一级近似值。实际上，最重要的是一天中太阳光的变化：低于一定的日直射光阈值，由于太阳能场的持续热损失，聚光太阳能发电厂没有净产量（图1）。

CSP开发商通常将DNI的下限设定为1900 kWh/㎡年至2100 kWh/㎡/年。除此之外，利用直接和漫射辐照度的其他太阳能发电技术，如太阳能，被认为具有竞争优势。

CSP太阳能资源分布

不同地方可获得的直接阳光的主要差异是由大气成分和天气造成的。良好的DNI通常出现在干燥和半干旱地区，天气晴朗，通常位于北纬15°到40°之间。在靠近赤道的地方，夏季的大气通常过于多云和潮湿，而在高纬度地区，天气通常也太多云。DNI在海拔较高的地方也明显更好，那里的阳光吸收和散射都要低得多。

因此，对CSP资源最有利的地区是北非、南非、中东、印度西北部、美国西南部、墨西哥、秘鲁、智利、中国西部和澳大利亚。其他适合的地区包括欧洲最南端和土耳其、美国其他南部地区、中亚国家、巴西和阿根廷的一些地方，以及中国的其他地区。

最近绘制全球DNI资源图的尝试基于卫星数据（图2）。

虽然现有的太阳能资源图同意最有利的DNI值，但当涉及到不太有利的DNI值时，它们的一致性就消失了。存在着重要的差异，尤其是在东北地区的适宜性方面，那里是最重要的消费中心。然而，只有通过地面监测才能实现精确测量；因此，卫星结果必须根据地面测量进行缩放，以获得足够的精度。

一些研究详细评估了关键地区（尤其是美国和北非）的潜力，并特别考虑到土地可用性：如果没有储存，CSP工厂每MWe需要2公顷左右，具体取决于DNI和技术。

尽管地球的“日光带”相对狭窄，但CSP的技术潜力是巨大的。如果能充分开发CSP应用，美国西南部各州的电力需求将是整个美国的数倍。中东和北非的潜力将是中东、北非和欧盟当前消费总和的100倍左右。简言之，CSP将基本上能够生产足够的无碳或低碳电力和燃料，以满足全球需求。然而，一个关键的挑战是，电力需求并不总是位于最佳CSP资源附近

从CSP输送和输出电力

几十年来，偏远地区的水电站大坝证明，电力可以远距离输送到需求中心。当距离大于几百公里时，经济上更青睐高压直流（HVDC）技术而非交流技术。容量为千兆瓦的高压直流输电线路可以超过1000公里，可以跨海床安装；它们的环境足迹也更小。电

损耗为每1000公里3%，加上每个换流站的0.6%（因为高压直流输电线路通常连接两个换流站交流电流区域）。

这为CSP工厂运营商提供了更多的客户机会。然而，建设主要输配电线路的成本必须考虑在内。

图2:CSP技术的太阳能资源（DNI，kWh/㎡/y）

当前发电技术

目前，共有四个主要的CSP技术家族，它们可以根据它们聚焦太阳光线的方式和接收太阳能量的技术进行分类（表1）。

抛物线槽（线聚焦，移动接收机）

抛物线槽系统由平行的反射镜（反射器）组成，这些反射镜在一维上弯曲以聚焦太阳光线。反射镜阵列的长度可以超过100米，曲面直径为5米至6米。带有选择性涂层的不锈钢管（吸收管）用作集热器。这种涂层的设计是为了让管道吸收高水平的太阳辐射，同时发射很少的红外线辐射。管道用真空玻璃外壳绝缘。当太阳穿过天空时，反射镜和吸收管与太阳同步运动。

目前商业运行的所有抛物线槽式装置都依赖合成油作为流体，将热量（传热流体）从集热管传递到热交换器，在那里水被预热、蒸发，然后过热。过热的蒸汽驱动涡轮机，涡轮机驱动发电机发电。经过冷却和冷凝后，水返回换热器。

抛物线槽是CSP技术中最成熟的一种，也是目前商业化的主要设备。然而，大多数现有的核电站几乎没有或几乎没有蓄热能力，只能依靠可燃燃料来维持发电能力。例如，西班牙所有的CSP工厂年发电量的12%至15%来自天然气燃烧。一些较新的发电厂具有显著的蓄热能力

表1：四种CSP技术系列

线性菲涅耳反射器（线聚焦，固定接收器）

线性菲涅耳反射器（LFR）近似于槽系统的抛物线形状，但通过使用长排平面或轻微弯曲的反射镜将太阳光线反射到向下的线性固定接收器上。最近一种被称为紧凑型线性菲涅耳反射器（CLFRs）的设计，每排反射镜使用两个平行接收器，因此产生给定输出所需的土地比抛物线槽少。

LFR系统的主要优点是其灵活弯曲的镜子和固定接收器的简单设计要求较低的投资成本，并有助于直接蒸汽产生（DSG），从而消除了对传热流体和热交换器的需求和成本。然而，在将太阳能转化为电能方面，LFR发电厂的效率比槽式发电厂低，而且更难将储能纳入其设计中。

太阳能塔（点聚焦，固定接收器）

太阳塔，也被称为中央接收系统（CRS），使用成百上千个小反射器（称为定日镜）将太阳光集中在固定塔上的中央接收器上。目前，一些商业化的塔式设备在接收器中使用DSG；其他的则使用熔盐作为传热流体和存储介质。

塔式概念的集中功率可实现极高的温度，从而提高热量转化为电能的效率，并降低储热成本。此外，概念是高度灵活的；设计师可以选择从各种各样的定日镜，接收器，传输流体和功率块。有些工厂有几个塔为一个发电机组供电。

抛物面碟形天线（点聚焦，移动接收器）

抛物面碟状物把太阳光集中在一个焦点上，这个焦点支撑在盘子的中心之上。整个仪器跟踪太阳，与盘子和接收器同步移动。大多数碟片的焦点都有一个独立的发动机/发电机（如斯特林机或微型涡轮机）。这种设计消除了对传热流体和冷却水的需要。

碟形太阳能电池提供了所有CSP系统中最高的太阳能-电转换性能。抛物面天线具有体积小、无冷却水、与热存储和混合技术兼容性低的特点，使抛物面天线与光伏组件，特别是聚光光伏（CPV）以及其他CSP技术展开竞争。非常大的盘子，已经被证明可以与储热和燃料备份兼容，是个例外。发起人声称，大规模生产将使碟片能够与更大的太阳能热系统竞争。

抛物面碟形天线的尺寸有限（通常为几十千瓦或更小），并且每一个都独立发电，这意味着需要将数百或数千个抛物面碟形天线放在同一位置，才能建成一个大型发电厂。相比之下，其他CSP设计的容量可以覆盖很广的范围，从1兆瓦开始。水槽、LFR和塔架的最佳尺寸，通常从100兆瓦到250兆瓦，取决于功率块的效率。

其他系统

一些较小的CSP设备将固定接收器与抛物线槽或更常见的碟形天线（称为“Scheffler碟形天线”）结合在一起。在印度，它们在每天供应数千份食物的设施中被用作蒸汽烹饪设备。通过收集每个盘子收集的热量，盘子也被用于工艺加热；以这种方式给一个发电机组供电是可能的，但目前似乎不采用这种方法。

太阳能热电也可以不集中。高效的非浓缩太阳能集热器可以蒸发足够的蒸汽来运行特定的功率块（例如，基于有机朗肯循环）。与上述CSP技术相比，效率相对较低，但非集中太阳能发电可同时捕获直射和漫射阳光（如光伏组件），从而扩大适合太阳能热电的地理区域。低成本的热存储和燃料备份可以使这项技术在商业化时具有有趣的特性。

提高CSP产能的价值

在适合CSP生产的干旱和半干旱地区，阳光通常与空调负荷驱动的电力需求及其峰值很好地匹配。然而，即使在阳光最充足的地方，可用的阳光也会有所不同。此外，人类活动和建筑物的热惯性通常在日落后的几个小时内维持较高的电力需求。为了提供更大份额的清洁电力并最大限度地减少二氧化碳排放，CSP工厂需要提供基本负荷电力。储热、备用或与燃料混合有助于解决这些问题。

蓄热

所有的太阳能发电厂都有能力在短时间内储存热能，因此有一个“缓冲”能力，使它们能够相当平稳地发电，并消除其他太阳能技术在阴天出现的短期变化。

最近，运营商已经开始在CSP工厂中建造储热系统。储热的概念很简单：一整天，多余的热量被转移到一种储存材料（例如熔盐）。当日落后需要生产时，储存的热量被释放到蒸汽循环中，发电厂继续发电。

槽式太阳能发电厂的储能系统

来源：SolarMillennium

此图显示CSP工厂中的存储工作方式。太阳能场收集的多余热量被送到热交换器，加热从冷箱到热箱的熔盐。当需要时，来自热箱的热量可以返回到传热流体中，并送至蒸汽发生器。

研究表明，在阳光充足（DNI高）的地方，延长电力生产以满足这一需求需要2到4小时的存储容量。在阳光稍差的地区，储存量可能会更大，因为这也有助于补偿不太可预测的资源。相对于额定电力容量，太阳能场稍大一些（即，发电厂具有更大的太阳能倍数3），以确保足够的电力生产。因此，在最大的太阳光功率下，太阳能场产生的热量超过了涡轮机所能吸收的热量。在没有储藏室的情况下，在阳光最充足的时候，电厂运营商需要对一些不需要的太阳能集热器进行“散焦”。同时也避免了日落后的能量损失。例如，西班牙的一些槽式电厂在熔盐中储存足够的热量，以涡轮机额定容量（50MWe）发电7小时以上（见方框）。

定制储物空间

改变存储容量是定制CSP装置以满足不同需求的一种方法。下面四个假设的发电厂都有相同的太阳能场大小和相同的发电量，但时间和发电量不同。

图3：给定太阳场大小的四种不同CSP装置配置

中间负荷配置的目的是在可用日照覆盖高峰负荷和路肩负荷时发电。它有一个250兆瓦的涡轮机，只需要少量的存储空间。它的投资成本最小，发电成本最低。

延迟中间负荷设计全天收集太阳能，但从中午到日落后发电，与峰值和肩部负荷相对应。涡轮机的容量与中间设备相同，但需要更大的容量。

基本负载配置

全年大部分时间每天24小时运行；它需要更大的存储量和更小的涡轮机。如果储能成本低于大型涡轮机，基本负荷发电厂的电力比延迟中间负荷发电厂略便宜。更高的工作温度可能会出现这种情况，这样可以降低存储成本，但需要更复杂和更昂贵的涡轮机。

高峰负荷发电厂的设计只提供几个小时的电力，以满足极端峰值负荷。它需要一个大型涡轮机（600兆瓦）和大量的存储。在所有四种设计中，它生产的电力是最昂贵的，但也是最有价值的。

储能容量大的太阳能发电厂可以昼夜不停地生产基本负荷太阳能发电，使低碳聚光发电厂有可能与排放大量二氧化碳的燃煤发电厂竞争。例如，西班牙在建的一座17兆瓦太阳能塔电厂将使用熔盐作为传热流体和储存介质，并储存足够的热能，使该发电厂满负荷运行16小时。

然而，太阳能的储存是有成本的，而且不能无限期地扩大以防止太阳能短缺的罕见事件。当前的行业焦点是大幅提高温度，以提高CSP装置的整体效率，降低储存成本。加强储热将有助于保证产能和扩大产量。存储有可能使基本负载仅用于太阳能发电尽管燃料动力的备用和杂交有其自身的优势，并且很可能继续存在，如下所述。

后备和多能源融合

实际上，所有的CSP工厂，无论有无储存，都配备有燃料驱动的备用系统，有助于调节生产和保证产能，尤其是在高峰和中高峰时期。燃料燃烧器（可使用化石燃料、沼气或最终使用太阳能燃料）可向传热流体或存储介质提供能量，或直接向发电机组提供能量。

在DNI不太理想的地区，燃料动力备用使电厂几乎可以以较低的成本完全保证发电厂的生产能力，而不依赖太阳能场和蓄热（图4）。如果只提供100%的固定容量，只需储热，就需要在太阳能储能领域和储能方面投入更多的资金，而这些投资在一年中几乎不产生能源。

图4：太阳能发电厂的储存和多能源组合

燃料燃烧器还通过提高工作温度来提高太阳能热转化为电能的效率；在一些电厂，它们可能会以混合模式连续使用。

CSP也可以用于混合动力，通过在所谓的综合太阳能联合循环电厂（ISCC）中的燃煤电厂或联合循环天然气电厂等化石燃料电厂中增加一个小型太阳能场。由于太阳能所占份额有限，这种杂交确实有助于节约燃料。太阳能燃料节约器的一个积极方面是其相对较低的成本：随着蒸汽循环和涡轮机已经到位，只有特定于CSP的组件需要额外的投资。这样节省的燃料，容量从几兆瓦到75兆瓦不等，是在阿尔及利亚、澳大利亚、埃及、伊朗、意大利和美国（佛罗里达州）的现有或新的化石燃料发电厂附近建造。

CSP装置的电网集成

CSP工厂的存储和备份能力为电网带来了显著的好处。与其他现有的储能技术（包括抽水蓄能和电池）相比，储热循环的损失要小得多，这使得CSP工厂的储热效率更高，成本更低。

备份和/或多能源的两个例子

SEGS CSP工厂建于1984年至1991年间，每年都使用天然气来提高产量。在夏季，SEGS运营商在下午晚些时候使用备用，并在日落后单独运行涡轮机，这与应用中高峰定价的时间段（晚上10:00）相对应。在冬季中高峰定价时间（中午12:00至下午6:00），SEGS使用天然气，通过补充低太阳辐射来达到额定容量。根据法律规定，这家工厂只能使用天然气生产一次能源的25%。

计划在阿拉伯联合酋长国建造的Shams-1槽式发电厂（100兆瓦）将混合和备用相结合，使用天然气和两个独立的燃烧器。电厂将在日照时间连续燃烧天然气，以提高蒸汽温度（从380°C到540°C）

优化涡轮机运行。尽管天然气可以继续使用，但它只占这个峰中峰电厂总产量的18%。工厂将使用天然气加热器作为传热流体。该备用措施是电力公司为保证容量而要求的，但仅在因日照不足而供电不足时使用。在一年内，这第二个燃烧器可以增加3%的发电量。

太阳能发电厂可以提高电网的容量，以容纳更多的可变能源，从而提高电网的整体灵活性。如西班牙所示，将太阳能发电厂连接到一些电网变电站有助于更大份额地利用风能。太阳能发电厂的备用发电厂也可以完全不需要建造化石燃料发电厂来满足一天中几个小时内的最高负荷。

尽管CSP发电厂的最佳规模可能是200兆瓦或更大，但许多现有电网在人口较少的地区使用电网末端的小电力线，无法支持从太阳能增加大量电力工厂。因此，在某些情况下，CSP工厂的规模可能会受到可用电力线的限制，或者需要对更大的运输线进行额外投资。此外，对于规模较小、可扩展的CSP工厂设计，通常更容易获得场地、许可证、电网连接和融资，这些也可以更快地进入生产。

电厂冷却和用水要求

与其他火力发电厂一样，CSP需要水来冷却和冷凝过程。CSP需水量相对较高：抛物线槽式和LFR电厂（类似于核反应堆）的用水量约为3000 L/MWh，而燃煤电厂的用水量约为2000 L/MWh，联合循环天然气电厂的用水量仅为800 L/MWh。塔式CSP装置每兆瓦时所需水量少于槽式装置，这取决于技术的效率。碟子由周围空气冷却，不需要冷却水。

获取大量的水资源是干旱地区利用可持续发展战略的一个重要挑战，因为许多利益攸关方高度重视可用的水资源。干式冷却（带空气）是北非在建ISCC工厂的一种有效替代方案。然而，这样做成本更高，效率也降低。安装在热沙漠中的槽式电厂的干式冷却装置可使年发电量减少7%，发电成本增加约10%。与抛物线槽相比，太阳能塔干冷的“性能损失”要低。

安装湿/干混合冷却系统是一个更有吸引力的选择，因为这样的系统可以减少水的消耗，同时将性能损失降到最低。由于水冷更有效但成本更高，混合动力系统的运营商往往只在冬季冷却需求较低时使用干式冷却，然后在夏季切换到干湿联合冷却。对于抛物线槽式CSP装置，这种方法可以在年发电量仅下降1%的情况下减少50%的用水量。

利好市场的CSP

CSP技术可以在各种利基市场中高效运行。中型CSP工厂可以为偏远的设施提供燃料，比如矿山和水泥厂。

即使是小型的CSP设备（通常使用有机朗肯循环或微型涡轮机）也可以在建筑物上提供电力、热量和冷却。

CSP工厂可以产生大量的工业过程热量。例如，在美国，一座太阳能塔将很快产生蒸汽，以提高石油开采效率。在较小的规模，集中的阳光可以用于烹饪和手工制作，如陶器。发展中国家的优势可能相当大，包括独立于化石资源、保护生态系统不受森林砍伐和土地退化的影响、更可靠的烧制陶器，以及在烹饪方面，减少室内空气污染及其对健康的影响。此路线图的范围排除了对这些可能性、传播障碍或克服这些障碍的政策的全面调查。

大型太阳能发电厂也可能被证明是有效的联合发电，以支持海水淡化。CSP工厂通常位于干旱或半干旱地区，那里的水越来越少，而随着人口和经济的增长，水需求也在迅速增加。CSP装置可以设计成从涡轮机中抽出低压蒸汽，以运行多效蒸馏（MED）级。这样的发电厂可以在发电的同时生产淡水，但要付出一定的代价发电效率损失。然而，经济研究表明，当工作温度相对较低时（如槽式装置），最好将这两种工艺分开，使用CSP发电，使用反渗透进行海水淡化。发电和淡水的联合发电可能在更高的温度水平下工作得最好，比如用水塔。

关于集中太阳能燃料，目前的研发工作在若干必要步骤上显示出了希望，包括水分解、化石燃料脱碳以及将生物量和有机废物转化为气体燃料。这些领域的成功证实了需要进行更大规模的实验，以支持CSF作为全球能源组合的一部分的进一步发展。

未来部署设想

现有方案和建议

IEA出版物《2008年能源技术展望》（ETP 2008）将CSP列为众多降低二氧化碳排放的成本效益技术之一。在ETP蓝图方案中，到2050年，全球能源相关的二氧化碳排放量将减少到2005年水平的一半，而到2050年，太阳能发电厂的年发电量为2200太瓦时，当地的发电量为630千兆瓦（不考虑出口量）。在这种情况下，预计到2050年，太阳能发电将占全球年发电量的5%。

在2009年太阳能发电全球展望的高级情景中，国际能源署太阳能发电计划、欧洲太阳能热发电协会和绿色和平组织估计，到2050年，全球太阳能发电能力将达到1500吉瓦。根据SolarPACES的预测，大型存储和太阳能场将使容量因数达到59%（每年5200小时），年产量为7800太瓦时。

在对中东/北非地区可再生能源潜力的研究中，德国航空航天中心（DLR）估计，到2050年，CSP工厂将提供该地区一半的电力生产，总容量为390吉瓦。

根据普华永道（PriceWaterHouse-Cooper）最近的一项研究，如果欧洲和北非各自的电网能够充分互联，到2050年，它们的所有电力将全部来自可再生能源。虽然北非将消耗四分之一的能源，但它将生产40%的能源，主要来自陆上风能和太阳能。CSP工厂将成为北非向欧洲出口能力的支柱。

CSP部署

该路线图预测了具有良好DNI的国家或地区CSP产能的快速扩张，并将其电力生产计算为这些地区IEA气候友好情景下总消费预测的逐步增长百分比（表2）。在邻近但阳光较少的地区，CSP电力的贡献率预计较低，这混合了当地生产和附近阳光充足地区的电力。

2020年前建成的发电厂主要应对中、峰值负荷，同时还修建了第一套高压直流输电线路，将阳光明媚地区的一些太阳能发电厂连接到大型需求中心。从2020年到2030年，随着成本的降低和性能的提高，CSP的部署将继续采用基本负荷电厂，从而最大限度地减少二氧化碳排放量。2030年后，太阳能发电继续发展，太阳能燃料进入全球能源结构。到2050年，太阳能发电约占全球发电量的11%。

图5显示了CSP发电量的总体估计增长情况，并与其他三种情景进行了比较：2008年ETP的蓝图情景和2009年全球CSP展望的高级和中等情景。

图5：四种情况下CSP产量的增长（TWh/y）

表2:CSP工厂的电力占总用电量的份额

图6显示了根据该路线图按地区划分的CSP发电量增长情况，详情如下。这一预测考虑了大量的电力运输。

传播的重要作用

该路线图将电力的远程输送视为提高CSP可实现潜力的重要途径。巴西、中国、印度、南非和美国等大国（图7）将不得不安排大规模的国内输电。

在其他情况下，高压输电线路将跨越国界，为CSP生产国打开出口市场，并提高进口国的能源安全。澳大利亚可能为印度尼西亚供电；中亚国家向俄罗斯供电；北非国家和土耳其向欧盟供电；北非和南部非洲国家为赤道非洲供电；墨西哥向美国提供太阳能发电。

特别是沙漠基金会（图8）促进了大量太阳能从沙漠地区转移到人口中心。这一想法激发了欧洲的两大倡议：地中海太阳能计划和沙漠工业倡议。第一个项目是在巴塞罗那进程的框架内开发的：地中海联盟，其目标是到2020年，从加入这一最近成立的政府间组织的各发展中经济体向欧盟国家提供约20GW的可再生电力。

图6：各地区CSP产量增长（TWh/y）

图7：连接西南部和美国其他地区的高压直流输电线路的设想

图8：适用于欧盟-中东和北非地区的沙漠经济共同体概念

第二项倡议于2009年7月宣布，采取有限责任公司的形式，共有12名股东。5沙漠技术工业倡议旨在建立一个投资框架，为中东、北非和欧洲提供太阳能和风能。长期目标是满足中东和北非大部分能源需求，到2050年满足欧洲15%的电力需求。

中东和北非充足的阳光将降低成本，补偿额外的预期输电成本和电力损失。此外，西班牙或法国目前对大型地面太阳能发电的上网电价将基本涵盖北非的电力生产成本，在最佳地点的电价为209美元（150欧元）/MWh，加上其到欧洲南部的运输，评估价格为21美元（15欧元）/MWh至63美元（45欧元）/MWh。

2020年前的部署：中、峰值负荷

从2010年到2020年，由于行业的持续努力以及阳光明媚的国家采取了适当的激励措施，预计2010年之前开始的CSP全球推广将加速。

2010年至2020年，由于卫星算法的预期进展，全球太阳能资源潜力得到了更准确的研究，这为全球太阳资源的空间分辨率和更好的DNI地图提供了更高的空间分辨率。这些估计值已得到许多高质量太阳辐射测量站的验证。这些参考站安装在所有国家和区域，包括目前缺乏足够覆盖范围的国家和地区，例如中国、印度、土耳其、非洲、中东和拉丁美洲。

CSP的部署有多种形式，从协助化石燃料厂节约燃料到在阳光充足的地区，太阳能太阳能CSP工厂。一些非网格或远程网格CSP系统已建成，但大型的并网发电厂占总CSP容量的90%以上。

蓄热技术得到进一步发展，但在大多数情况下，仅限于仅覆盖太阳能资源几乎所有中间和峰值负荷所必需的内容。由于二氧化碳排放量的定价还不够高，因此CSP在基础负荷方面还没有与燃煤电厂完全竞争。

通常是天然气的备用，在某些情况下用于提高太阳能转化为电能的效率。在其他情况下，它只用于保证电厂的生产能力——在夏季白天，以补偿云层，也用于夜间或夜间，基本上是为了补偿大多数电网风力发电份额日益增长的变化。

专门的高压直流输电线路的开发和建造，将太阳能从遥远的地区输送到消费中心。一些线路把北非国家与欧洲联系起来。一条南北线连接拉各斯和马里或尼日尔的植物。其他高压直流线路是在大国内修建的。在印度，孟买、德里——以及巴基斯坦的拉合尔——可以从拉贾斯坦邦提供。在美国，亚特兰大可以从西南部到达。

在巴西，圣保罗和里约热内卢；在中国，西宁、成都和重庆可以提供CSP电力。

到2020年，全球装机容量达到148GW，平均容量因数为32%（每年2800小时），因此每年可提供414 TWh。CSP电厂化石燃料备用或杂交产生的一次能源占该数量的18%；因此，CSP电力中的“太阳能份额”为82%或340 TWh。这占到2020年全球电力产量的1.3%。

这一时期的部署限制因素是全球工业能力，到2020年，该行业的产能必须从2010年的每年约1 GW迅速增加到每年20 GW以上。

2030年前的部署：基本负荷和二氧化碳减排

CSP技术将与燃煤基本负荷电力竞争，随着二氧化碳价格上涨，太阳能发电场和存储成本下降，太阳能发电场和太阳能储存成本将在2020年前后实现最大程度的二氧化碳减排（540°C及以上）。

许多新建的太阳能发电厂将拥有更大的太阳能发电场和储能系统，在一年中的大部分时间里连续发电。

由于大多数国家不再需要支持CSP的能力，因此它们将不再需要支持CSP的快速部署。

此外，2010年之后建成的CSP工厂的投资者将逐步结束其偿还期，并开始享受显著更高的收益，因为CSP电力成本现在只来自运营和维护费用。

在此阶段，可考虑进一步延长高压直流输电线路，最长可达3000公里。莫斯科可以从哈萨克斯坦供应。随着现有线路的容量逐渐饱和，需要对其进行加固或扩建。在欧洲，对当地CSP工厂的投资将随着考虑到土地可用性，技术潜力几乎完全被利用。然而，欧洲投资者将继续为海外CSP工厂融资，尤其是在地中海南岸。

沙漠附近的大城市

大多数CSP工厂将建在阳光充足或阳光充足的地方，包括沙漠，靠近重要的消费中心。到2020年，可能受益于CSP电力的最大城市地区是艾哈迈达巴德、亚历山大、阿尔及尔、安曼、雅典、巴格达、巴塞罗那、开罗、卡萨布兰卡、休斯顿、伊斯坦布尔、斋浦尔、约翰内斯堡、卡拉奇、拉斯维加斯、利马、洛杉矶、马德里、墨西哥城、迈阿密、利雅得、圣地亚哥、圣地亚哥（智利）、悉尼、塔什干、德黑兰、的黎波里，突尼斯和乌鲁木齐。

发展中国家的中型生物质/CSP工厂

在家庭电气化尚未完成的国家，小型或中型CSP工厂为偏远或弱互联电网提供联合发电，并为一些当地制造业提供热处理。DNI好但不好，而且数量很大生物质（尤其是动物残渣）可用于气化，这些CSP工厂通常与沼气混合。虽然主要的驱动力是非洲、巴西、中国、印度和其他发展中经济体的资源可用性，但这些工厂根本不需要二氧化碳排放。

产能逐渐饱和。在欧洲，由于考虑到土地可用性的技术潜力几乎完全被利用，对当地CSP工厂的投资将消失。然而，欧洲投资者将继续为海外CSP工厂融资，尤其是在地中海南岸。

全球装机容量达到337GW，平均容量因数为39%（每年3400小时），因此每年提供1140TWh。太阳能的份额将达到85%，即970太瓦时，这要归功于存储的改进。到2030年，这相当于全球发电量的3.8%。

与此同时，第一批太阳能辅助天然气转化示范工厂在南欧、加利福尼亚和中东建成，用于制造化肥。在一些炼油厂，太阳能塔工厂回收从石油中提取硫的氢气。澳大利亚、中国、印度、南非和美国正在开发太阳能辅助煤气化技术，用于生产碳足迹较小的煤制液体燃料。

2030年后的部署：电力和燃料

随着二氧化碳定价使其与化石燃料完全竞争，CSP继续扩张。CSP的进口有助于电网在许多地区处理越来越多的可变能源。然而，由于政府更喜欢当地的可再生资源，电力进口限制为进口国消费量的15%。与此同时，太阳能燃料正逐步引入全球能源结构。

到2040年，全球CSP装机容量达到715GW，平均容量因数为45%（每年3900小时），因此每年提供2790太瓦时。太阳能占全球发电量的85%，即2370太瓦时，占全球发电量的8.3%。

到2050年，全球装机容量达到1089GW，平均容量因数为50%（4380小时/年），因此每年提供4770太瓦时，或ETP 2008蓝图情景下全球发电量的11.3%。随着全球电力系统的脱碳，从2030年到2050年，沼气和太阳能燃料成为太阳能发电厂的主要后备能源和混合能源。因此，没有比以前更大的理由尝试建造太阳能发电厂。因此，路线图预计2050年太阳能发电份额将达到85%或4050太瓦时，占全球发电量的9.6%。

图9显示了到2050年CSP电力的生产和消费情况。北美将是最大的生产地区，其次是非洲、印度和中东。非洲将是最大的出口国，而欧洲将是最大的进口国。然而，中东和北非的产量几乎与北美（美国和墨西哥）相当。事实上，考虑到所有太阳能产品，包括气体和液体燃料，中东-北非地区是最大的生产国。

浓缩太阳能燃料

从2030年起，将逐步在中东和北非、中亚和美国西南部建设全规模的太阳能辅助天然气转化厂。氢气将在现有的天然气管道和配电网中与天然气混合，包括出口（特别是出口到欧洲）最终用于住宅、工业或发电厂。在第一步中，混合料的体积限制在12%左右，以最大限度地减少运输系统和最终用途设备所需的适应性。

预计油价将使煤制液体燃料和太阳能燃料具有竞争力，但如果液化工厂不部署碳捕获和储存，前者上游碳含量巨大。液态太阳能燃料被用作运输燃料，以防止上游二氧化碳排放增加。太阳能燃料不会取代第二代和第三代生物燃料，它们在生命周期中的碳足迹较低，但会对它们起到补充作用。

图9:2050年CSP电力生产和消费（单位：TWh）

在接下来的十年里，天然气中氢气的混合比例将上升到25%（在正常压力下），在系统和终端使用水平上进行第二阶段的调整。这与客户从城市燃气改为天然气时所经历的变化大致相当。这使天然气的比消耗量降低了约6%，因为氢的能量含量虽然大于天然气的单位质量，但体积比却要小得多。这种替代只会发生在最阳光充足的国家生产天然气，从而避免了运输纯氢的需要。因此，到2050年，掺入天然气中的太阳能氢占8600万吨油当量（Mtoe），占全球天然气预计消费量的3%以上。图10显示了该预测下的地理分布。

同样，全球液体燃料市场的3%被太阳能氢燃料所占据。一些CSF工厂被用来生产从炼油厂的石油产品中除去硫所需的氢气。另一些生产煤制油或气制液工艺，使用集中太阳能热，二氧化碳排放量低得多。

图10:2050年天然气混合制氢路线图愿景

到2050年集中太阳能和燃料减少二氧化碳排放

预计2050年太阳能发电厂的太阳能发电量为4050太瓦时左右

就ETP基准情景而言，全球每年的二氧化碳排放量为25亿吨（Gt）。在天然气上节省8600万吨油当量，将再减少5.6亿吨二氧化碳。总的来说，CSP电力和气体燃料的减排量可评估为约3 Gt CO2，或约为2050年将全球能源相关二氧化碳排放量减半所需的未减弱趋势的约7%。

这一愿景所提供的前景并不会耗尽CSP的全球潜力，CSP基本上可以独自管理世界经济，至少在电力方面，它的二氧化碳排放量很低或没有。然而，能源政策也将有利于其他资源，尤其是可再生能源，因为在一些地方，可再生能源的价格较低或更接近最终用户，而且在阳光不太充足的国家，这些资源显然具有更多的“国内”性质。此外，这些观点取决于政策支持，特别是在这十年。

经济观点

尽管CSP目前比其他一些能源需要更高的资本投资，但由于备用/混合燃料成本最低，它提供了可观的长期效益。此外，随着工厂规模扩大、竞争加剧、设备批量生产、技术进步以及金融界对CSP的信心增强，初始投资成本可能稳步下降。近期内，由于本节中解释的原因，CSP的经济性在峰值和中间负荷方面仍将比基本负荷更为有利。

投资成本

对于大型、最先进的槽式电站，当前的投资成本为4.2美元/W至8.4美元/W，这取决于劳动力和土地成本、技术、DNI的数量和分布，尤其是存储量和太阳能场的大小。没有储能且受益于优质DNI的电厂处于投资成本范围的较低水平；储水量大、负荷系数较高但DNI较低（约2000 kWh/m2/年）的电厂则处于较高的投资成本水平。图11分解了低谷的投资成本在西班牙天空下储藏。这些投资成本略高于光伏发电设备，但聚光太阳能发电厂每兆瓦的发电量更大。

大型槽式电厂的每瓦投资成本预计将下降，从50兆瓦到100兆瓦时将下降12%，而扩大到200兆瓦时，每瓦投资成本将下降约20%。随着发电厂容量翻番，与发电机组、电厂平衡和电网连接相关的成本预计将下降20%至25%。技术供应商之间的竞争加剧、零部件的大规模生产以及金融界在投资CSP项目方面的经验丰富，也可能会降低投资成本。如果实施DSG，槽式工厂的投资成本可能下降10%到20%，这样可以提高工作温度和提高效率。涡轮机制造商需要为CSP行业开发有效的功率块。总的来说，投资成本有可能在未来十年内降低30%至40%。

图11:50MW槽式发电厂7小时储存的投资成本

原料供应充足

本路线图中提出的观点不太可能因原材料短缺而受损。将需要较大的镜面面积，这可能会超过目前全球产量的两到四倍，因此需要及时投资镜子的生产能力。然而，这一产量只占全球平板眼镜产量的几个百分点。同样，槽式装置的加速部署需要在集热元件的生产上进行投资。塔的接收器是各种各样的高温热交换器，工业界已在世界各地大量部署。

只有用于储热的熔盐可能会引起一些生产问题。它们被大量用作农业的肥料，但作为储存介质，它们的纯度要求很高。

对于太阳能塔来说，投资成本更难估计，但通常比槽型电站高。然而，将效率从15%提高到25%，将使对太阳能发电厂特定部分的投资减少40%，或占总投资成本的20%。随着风阻和指向精度问题通过计算机得以解决，大量量产的小型平板镜有望进一步降低成本。随着太阳能塔产业迅速成熟，投资成本可能下降40%至75%。

CSP的电力成本应该会下降更多。一些专家认为，在发展中国家，当地制造塔的潜力比水槽更大，从而降低新兴经济体的成本。

运行维护费

CSP的运行和维护成本包括电厂运行、杂交或备用燃料费用、给水和冷却水以及现场维护成本。一个典型的50兆瓦槽式发电厂需要大约30名员工进行电厂操作，10名员工负责现场维护。运营和维护成本从13美元/MWh评估到30美元/MWh，包括备用燃料成本。随着工厂规模的扩大，运营和维护成本将降低。

CSP工厂融资成本

不同的投资和法律环境，融资计划可能会有很大的不同，对发电成本和预期投资回报率产生重大影响。大型公用事业公司用可用现金建造自己的工厂，不会产生公用事业公司或投资者在将各种来源的股权和贷款结合起来为工厂融资时所面临的成本。财政制度之间的差异，特别是在公司税方面，会对交钥匙成本产生影响（在工厂准备就绪之前所需的支出将对发电成本产生更大的影响，因为CSP工厂的资本支出远大于化石燃料发电厂。

生产成本

平准化能源成本估计了发电厂每单位发电量的年化寿命成本，对于大型槽式发电厂，从200美元/MWh到295美元/MWh不等，这项技术的数据最容易获得。实际成本主要取决于可用的阳光。

存储对发电成本的影响并不像看上去那么简单。当有存储容量时，投资成本会随着太阳能场的大小和增加的存储量而增加，但容量系数和年电力输出量也会增加（例如，在西班牙，使用15小时的储存时间），因此能源成本变化不大。

在任何情况下，储能的主要优点不是降低电力成本，而是增加发电厂对公用事业的价值，使其容量稳定且可调度，从而使太阳能发电厂在不久的将来通过提供基本负荷电力与化石燃料发电厂竞争。

走向竞争力

在可以安装CSP装置的地区，峰值和中间负荷更多地由空调驱动，而不是由电加热需求驱动，这与CSP工厂的最佳日和季节运行周期相对应。这就解释了为什么在未来十年中，除非或直到二氧化碳排放量被大幅定价，否则，对于峰值和中间负荷而言，CSP的经济性仍将比基本负荷更为有利。与之竞争的能源在高峰和中峰需求下的发电成本明显较高，而CSP的电力成本在高峰和基本负荷下大致相同。

峰值负荷通常被认为是年用电量的10%，中间负荷占50%，基本负荷占其余40%。这表明CSP将有一个充裕的市场，具有峰值和中间负荷，无需急于进入基本负荷生产。美国能源部已经为其CSP计划设定了一个目标，即到2015年，中间负荷达到100美元/兆瓦时，到2020年基本负荷达到50美元/兆瓦时，达到与化石燃料的竞争力。根据本路线图（图12）中所设想的平准化电力成本的演变，到2020年中期负荷和2025-2030年基本负荷更有可能实现竞争力。

假设平均学习率为10%，那么从2010年到2020年，7个CSP的投资成本将下降约50%，因为根据本路线图中提出的愿景，累计产能将翻番7倍——如果所有利益相关者都采取行动的话。由于容量因素的逐步提高，电力成本将下降得更快，这使得太阳能发电技术在2020年左右与阳光最充足的国家的峰值和中间负荷方面与传统技术相竞争。这一观点与下一节中确定的各种技术的改进潜力完全一致。

到2020年，高效太阳能热力循环的太阳能热制氢成本预计为2美元/千克至4美元/千克（详情见下文），大大低于太阳能发电与电解的成本（太阳能发电成本降至80美元/兆瓦时时，预计为6美元/千克至8美元/千克）。太阳能辅助的天然气蒸汽重整将与天然气（作为能源）竞争，价格约为11美元/MBtu。

图12：在两种不同的DNI水平（kWh/m2/y）下，CSP发电厂平准化电力成本的预计变化（单位：美元/MWh）

技术改进的里程碑

表3总结了不同CSP技术的主要特点及其改进前景。

技术进步正在开发中，这将使CSP能够提高发电量并降低成本，特别是通过提高温度带来更高的效率。目前正在开发的其他技术将通过集中太阳能来生产液体或气体燃料。通过共同努力，这些里程碑可以在未来2至5年内实现。

槽和LFR

在不断努力提高性能和降低成本的过程中，抛物线槽的所有组件都需要不断地进行改进，特别是太阳场元件。有效但昂贵的背面镀银，厚玻璃曲面镜可以替换为基于较便宜技术的槽，例如涂有银的丙烯酸基板，镀银的柔性铝板或铝，或粘在玻璃纤维基材上的铝板。正在开发更宽的水槽，其孔径接近7m（而目前为5m至6m），并提供了增加成本降低的潜力。

其他提议的创新更具推测性，但值得进一步研究。目前收集太阳能的真空管的玻璃与金属焊接可以被机械密封代替，如果它能在20年或更长时间内保持必要的真空。对管子进行选择性的涂层也可以使性能得到微小的改善。

此外，还应寻求更根本的进展，包括更换槽式装置目前使用的昂贵传热流体；合成油在高温下降解时，将蒸汽温度限制在380°C左右。挑战在于，如何使下一代槽式电厂能够在接近500℃的温度下产生蒸汽，从而为最先进的涡轮机提供燃料，而无需持续的燃料备份。

表3：主要CSP技术比较

直接蒸汽发生（DSG）在集热器领域将允许高工作温度和降低投资成本，因为不需要传热流体和热交换器。DSG需要在槽中进行大规模演示，但需要更多的工作来设计DSG存储的具体选项，确保水和蒸汽的分离，以及处理高温、高压工作流体的循环，这是移动接收器面临的挑战。

其他选项包括先进的传热流体，包括：

◎加压天然气，目前正在西班牙阿尔梅里亚Plataforma Solar de Almeria进行测试。需要做更多的工作来改善接收管中的热传递，并确保对比标准设计更复杂的太阳能场的控制。

◎集热器领域使用的熔盐简化了存储，因为传热流体成为存储介质。然而，盐混合物通常在200°C以下凝固，因此需要减少泵送和加热费用，以保护现场免受冻结。

◎应积极研究新的液体流体，特别是纳米流体。

线性菲涅耳反射器（LFR）是一种新兴的技术，具有很大的发展空间。尽管LFR贷款给DSG是因为他们有固定的接收器，LFR开发者应该探索类似于槽式工厂的选择。

塔和盘子

已经达到高工作温度水平的CSP塔，仍然可以达到更高的温度，这为提高动力循环效率打开了大门。存储成本也可以随着温度的升高而大幅降低，这样可以将更多的热量转换成电能，并且由于存储容量有限而损失较少。效率的提高也意味着冷却负荷，从而减少干旱地区植物的湿冷却用水量。它还可以减少干式冷却的性能损失。

应该使用不同的接收器技术来探索这些更高温度的可能性。一种选择是超临界蒸汽（或二氧化碳）循环，例如在现代燃煤电厂中使用的循环，这种循环达到

超临界和超超临界设计的热-电效率水平为42%到46%。8然而，将该技术应用于太阳能塔需要对其进行调整。

直接蒸汽发电（DSG）将在太阳能场与接收器和超临界蒸汽轮机同步方面带来特殊挑战。需要对太阳能集热器进行持续管理，以避免在启动期间出现问题，避免云层和日落时出现变化。具有高温传热流体和储存装置的太阳能塔可能更能满足这些要求，因为它们将太阳能集热和发电分离开来。9使用一些燃料进行过热也有助于解决这些挑战。

高温塔的概念还包括大气空气作为传热流体（在德国与Jülich太阳能塔项目一起测试）和固体材料储存。这种塔可提供高达25%的太阳能发电效率，但对于400兆瓦以下的超临界汽轮机，效率的提高可能无法补偿循环的成本和复杂性。

基于太阳能的布莱顿循环提供了一种完全不同的方式来利用塔可以达到的更高的工作温度。加压空气将在太阳能接收器中被加热，然后直接送到燃气轮机。多余的热量会被送往运行第二台发电机的蒸汽循环。太阳能发电的效率可以高达35%。10然而，对于这些电厂来说，储热仍然是一个尚未解决的问题，而化石燃料（或生物量）备份则更为直接。

从太阳能接收器加热空气的备用燃料可用于管理太阳能变化，并在必要时持续提高温度水平。

目前正在进行的主要工作旨在通过大规模生产降低成本，并展示长期可靠性，巩固其卓越效率和无需冷却水的具体优势。它们也可以通过使它们更适合于储热和杂交而得到改进，正如在一些大盘子上实验证明的那样。

存储技术的改进

提高工厂的整体工作温度是降低储存成本的最佳方法。11几种类型的储存特定研究很有希望，包括使用廉价的回收材料，如玻璃或陶瓷结构的玻璃化废物（如石棉废物）。添加纳米颗粒以增加熔盐的热容是另一种选择。第三种可能性是在一个罐中使用热熔盐和冷熔盐之间的温跃层分离，但在这种情况下，泄漏风险更难管理。

在使用DSG的CSP工厂中，存储是一个特殊的挑战。少量的饱和蒸汽可以储存在蓄能器中，但成本高昂，难以扩大规模。DSG工厂的有效全面储存可能需要三级储存装置，即预热水、蒸发水和过热蒸汽。第1和第3阶段为显热蓄热，其中温度

存储介质的变化。第二阶段最好是潜热储存，即利用相变材料（PCM）改变储存介质的状态。熔融温度为306°C的硝酸钠（NaNO3）是该功能的主要候选材料。

新兴太阳能燃料技术

集中太阳能热技术还允许生产氢（H₂），它是燃料的基础，或载体，可以帮助储存太阳能并将其分配给工业、家庭和运输业，用低排放的太阳能替代化石燃料。太阳能塔和大盘能够在适当的温度下输送所需的热量。

利用太阳能发电，通过电解水生产太阳能氢，在现有技术下，太阳能-氢气的整体效率约为10%。CSP的高温热可以减少电力需求。CSP还为太阳能燃料生产提供了其他几种有前景的选择（图13）。

图13：利用集中太阳能生产燃料的不同热化学途径

短期方案将减少二氧化碳排放，但不能消除它们。在存在来自化石燃料或生物量的碳时，金属的碳热还原可以在较低的温度下进行，但其产出物将是H2和一氧化碳（CO）的合成气混合物，而不是纯氢。同样，太阳能辅助的天然气蒸汽重整和煤或固体生物质的蒸汽气化也可以产生合成气。另一个选择是使用二氧化碳而不是蒸汽进行天然气重整。二氧化碳可以直接从燃煤电厂的烟气中捕获，并在太阳能增强型气体或液体燃料中回收利用。

合成气也可用于众所周知的水-气变换过程，以产生易于分离的氢气和二氧化碳，或通过商用费托工艺生产液体合成运输燃料（以及甲醇和氨）。太阳能热解或生物质气化将大大减少生物燃料制造过程中的二氧化碳排放。

CSP生产的氢气可以在今天的能源系统中使用，混合在天然气网络中的比例高达20%。这种混合物可用于工业、家庭和交通的各种用途，减少二氧化碳和氮氧化物的排放。

太阳能氢在替代天然气蒸汽重整制氢的现有用途（如制造化肥和从石油产品中除去硫）方面，也可以在今天找到利基市场。太阳能辅助的天然气蒸汽重整可以减少40%以上的天然气作为能源而不是原料的排放。集中的阳光还可以为硫化氢的热化学分解提供过程热量。

太阳能辅助化石燃料制氢可以被认为是过渡性的，因为它只使用可耗尽的资源作为原料，而不是能源。此外，由化石原料生产的太阳能液体燃料含有碳原子，燃烧时二氧化碳的净排放量很小。然而，从长期来看，它们将产生比最先进的煤液化工艺低得多的排放量，当石油变得越来越稀缺、成本越来越高时，这就有可能使运输过程中与燃料相关的上游排放量迅速增加。

从水或从水和生物量中生产纯氢被认为是太阳能氢的一种优越形式，因为它基于一种极其丰富和完全可再生的资源（氢作为燃料时在水中进行重组），没有二氧化碳排放。然而，这需要更长的研究努力。

太阳热分解需要2200°C以上的温度，并提出了困难的挑战。水裂解热化学循环允许在较低的温度水平下运行（有些低于1000°C），但需要几个化学反应步骤，并且每个步骤都存在与传热和产品分离相关的低效率。天然气热裂解直接生产氢气和商品炭黑。这些选择需要长期的研究努力。

在1200°C以上，可以使用更有效的两步循环，使用可逆还原氧化（氧化还原）反应。这两个步骤可以在时间和地点上分开，为它们在运输中的应用提供了有趣的可能性。

专用的浓缩太阳能燃料工厂可以去除轻元素的氧化，这些元素很容易被运送到客户站，甚至是在车内，这些元素在水的氧化作用下产生氢气。

氧化物随后被送回太阳能发电厂。铝、镁和硼等非金属元素是此类方案中很好的能源载体。

政策框架：路线图行动和里程碑

克服经济障碍

如今，CSP通常在批发大宗电力市场上没有竞争力，除了在孤岛或偏远电网等偏远地区，因此短期内其部署取决于激励措施。一些地区，包括西班牙、阿尔及利亚、一些印度国家、以色列和南非，已经实施了上网电价或溢价支付。例如，西班牙允许发电商在270欧元（375美元）/MWh的电价或250欧元（348美元）/MWh的溢价（增加市场价格）之间进行选择，最低保证收入为250欧元/MWh，最高为340欧元（473美元）/MWh。这种方法已经被证明是有效的，因为它为开发商和银行提供了长期的价格确定性，并使CSP成为电力行业风险较低的投资之一。

最近，美国联邦政府还制定了一个新能源担保计划，以支持联邦政府的创新。

BrightSource成为第一家从该计划中受益的CSP提供商，2010年2月从美国能源部获得14亿美元用于几个项目。

然而，从长期来看，如果科技公司的投资者不提供一些股本，CSP工厂的融资可能会变得困难。

根据可再生能源组合标准（要求从可再生能源中增加能源产量的法规），公用事业公司只能根据具体情况对容量和能源价格进行担保，这些标准并不总是具有约束力。

融资创

正如本路线图前面指出的，人们提出了不同的CSP技术方法，每种方法都显示了预期的好处和潜在的挑战。这些小型工厂的创新优势需要政府的大力支持才能得到证实。小型5兆瓦试点电厂是朝着发展商业电厂迈出的重要一步。

一旦一个原型通过小规模的示范测试，就可以建立一个全面的，第一个商业化的工厂。对私人投资者来说，这是一个冒险的步骤。管理一流的工厂既要利用公共知识，也要向全球CSP社区提供经验教训，因此公共研发机构应该参与这些努力。

美国贷款担保计划是一个强有力的激励措施，旨在促进私人投资者的创新。另一个有用的程序是，公用事业公司招标容量，明确规定需要某种程度的创新。

激励部署

为了支持CSP的部署，通过以可预测的方式为发电量设定足够高的价格，建立投资者的信心至关重要。事实证明，上网电价和溢价对西班牙的太阳能发电厂的部署以及许多国家的其他可再生能源技术都是有效的。然而，上网电价或溢价的水平必须仔细研究并与所有相关人员达成一致意见，因为如果太低，它们将是无效的；如果过于慷慨，则在经济上是无效的。如果可再生能源标准具有足够的雄心和对公用事业的“约束力”，也就是说，如果在不遵守或有限遵守的情况下，将经济处罚或安全阀设置在适当的水平，那么可再生能源标准可能是有效的。

虽然激励措施需要逐步减少，以培育成本更低的CSP电力，但需要提前宣布修订，以使生产商能够适应。此外，虽然政府可能希望将激励措施的好处限制在特定的总体项目能力上，但它们不应任意限制工厂规模，因为扩大工厂规模是降低成本的一个重要途径。

同样，各国政府应避免随意设定杂交率；相反，它们应制定限制太阳能发电部分的激励措施。由于光伏发电和太阳能发电使用相同的资源，它们应该享有相同的激励机制，以便能够有效地将太阳能资源的质量与能源需求相匹配。

政府还应设计和实施各种工业应用的太阳能过程热的激励措施，并在以后阶段为集中太阳能发电厂提供的各种太阳能燃料提供奖励。

无论电力行业是属于国有还是部分国有垄断企业，还是完全放松管制，政府都可以鼓励所有公用事业公司竞购太阳能发电厂的产能。政府还应考虑其他方案，帮助启动或发展可持续发展发电能力，例如：提供适当的土地或与电网或水资源连接；免除土地财产税；帮助确保提供低成本或至少价格合理的贷款。

公用事业公司应奖励CSP工厂的灵活性，即在需要时调度电力的能力。容量付费提供了一个简单的选择。存储是有成本的，应该在电网级别而不是工厂级别进行评估。政策框架应鼓励这种必要的演变。

解决非经济壁垒

获得许可证和电网接入是新建CSP工厂的主要挑战。在某些地方，获取备用的水或天然气网络可能很困难，如果在沙漠地区部署大量的CSP工厂，这一点肯定会变得重要。

附近居民通常不会反对许可证，尽管槽式工厂的合成油和熔盐在某些管辖区被列为危险品。然而，在发放许可证之前，必须评估所有环境影响，包括动物栖息地的丧失、水的使用、视觉影响和对濒危物种的影响。许可程序的速度是最常见的问题。例如，在加利福尼亚，对联邦或州土地的环境分析可能需要18到24个月。

类似地，电网接入问题也不是由公用事业引起的，比如CSP的保证性、可调度性，而是由缓慢的规划和许可过程引起的。

政府必须果断行动，简化CSP工厂和输电线路的程序和许可证。建立一个高压直流输电线路网络，将阳光充足地区的太阳能发电厂的电力输送到阳光不足、电力需求量大的地区，这一点尤为重要。CSP的全球成功取决于感兴趣的国家、生产商和消费者有着共同的愿景。

研发和示范支持

在过去的三十年里，公共研发工作主要发生在澳大利亚、欧洲和美国。俄罗斯和乌克兰的参与似乎比过去少了，但中国和韩国正在建立新的研发项目，而其他国家也表示了兴趣，特别是通过马斯达尔的阿布扎比。

最近，全球公共研发投资对CSP的评估每年不到1亿美元。在蓝色地图场景中部署CSP意味着在未来40年内，每年平均每年建设约20 GW的新CSP容量。这意味着每年大约560亿美元的投资费用。研发支出通常占总投资的1%，给予公共和私人研发支出的必要水平为5.6亿美元。即使50%的资金来自工业，全球公共研发费用仍需要增加近两倍。

需要更开放地进入研发塔设施，如Plataforma Solar de Almeria（西班牙），因为其他几个设备都在试验中过载。12 5 MW范围内的可伸缩示范厂也需要建造，可能通过公共私营设施伙伴关系。这些发展很容易为已经提到的公共研发资金每年再增加3亿美元。

因此，全球对CSP的公共研发和小型示范支持应迅速从每年1亿美元增加到5亿美元，第二阶段可能进一步增加到每年10亿美元。应当指出，与其他动力或燃料技术已经获得的支持相比，这些数额仍然不大。

研发和部署方面的协作

自1977年成立以来，国际能源机构实施协议SolarPACES13一直是CSP所有领域国际合作的有效工具。在所有国际能源机构执行协议中，非国际能源机构成员国的参与最多。它是一个交换信息、共享任务的特权场所，尤其是通过CIEMAT运营的Plataforma Solar de Almeria，分享经验。

SolarPACES启动小组（太阳热分析、审查和培训）已执行任务，支持向发展中国家引进太阳能太阳能发电。通过派遣国际专家小组，向感兴趣的国家，包括埃及、约旦、巴西和墨西哥，提供了独立的技术咨询。在商业化目标更长远的太阳能化学研究领域，SolarPACES成功地建立和支持了国际利益，确定了研究重点，促进了国际合作研究。

SolarPACES目前的工作方案包括五项任务：

 一：太阳能热电系统；

 二：太阳化学研究；

 三：太阳能技术与应用；

 四：太阳能资源知识管理（与IEA太阳能供暖和制冷实施协议相同）；

 五：太阳能和水处理和应用。

任务四：工业过程中的太阳能热，是与国际能源机构太阳能供热和制冷（SHC）执行协议的合作任务，于2007年结束。

由SolarPACES举办的年度CSP研讨会是迄今为止规模最大的CSP科学会议，吸引了越来越多的行业、金融和政策代表。

似乎没有必要建立任何新的国际组织来监督CSP的研发。然而，所有对CSP来说足够阳光的国家的参与，无论IEA成员与否，都将进一步加强SolarPACES。目前在IEA秘书处内部开发的IEA技术平台将在CSP开发的所有相关方面与SolarPACES密切合作。

发展中经济体的部署

全球CSP部署的全部潜力需要特别关注发展中经济体的需求。在这一路线图下，一些国家将根据自身需求（如中国和印度）建设CSP工厂，而其他国家则会为出口建造更多的CSP工厂，尤其是北非国家。

发展中国家的政府已经意识到，CSP技术是一项生产性投资，在几年内，CSP技术可能会在当地产生广泛的内容。一些政府正在对CSP进行大量投资，因为它提供了一种减少能源进口和防止化石燃料成本飙升的战略。阿尔及利亚和南非已经制定了太阳能发电的上网电价，印度最近拨出9.3亿美元启动其太阳能项目，目标是到2022年建成20GW的太阳能发电能力（光伏和太阳能发电）。摩洛哥已经制定了一个详细的计划，从2010年到2019年在五个地点建造2GW的太阳能发电厂，占该国目前装机容量的38%。一家美国公司最近与合作伙伴签订合同，在印度和中国建造太阳能塔，总容量分别为1GW和2GW。

在第一个十年里，有几种方法可以帮助发展中国家弥补CSP与传统电源之间的成本差异。其中包括《联合国气候变化框架公约》下的清洁发展机制（CDM），该机制为工业化国家为发展中国家的二氧化碳减排支付费用。

Shams-1项目是已经注册的清洁发展机制项目的一个例子。世界银行的清洁技术基金还拨出7.5亿美元，用于支付中东和北非CSP工厂投资成本的10%。这些投资还可以从区域开发银行获得有吸引力的贷款，并根据它们在进口材料中所占比例从出口信贷机构获得贷款。

对于北非国家，以及较小程度上的中东和中亚国家，电力出口有望成为CSP发展的催化剂。在几个潜在的进口国，尤其是欧洲，电力生产的边际成本已经较高。

此外，欧洲人可能会接受更高的进口可再生电力价格，以帮助实现从可再生能源获得欧洲最终能源20%的宏伟目标。

现在估计欧洲实现这些目标所需的可再生能源电力的边际成本还为时过早，但如果上网电价水平是一个指标，那么欧洲国家支付的价格可能涵盖北非的CSP电力及其向欧洲的运输成本。因此，必须制定跨境激励措施，以促进一体化。在进口国，应向所有独立于来源地的可再生能源项目提供优先并网。无论是在出口国还是进口国，法律法规都应允许新输电线的快速批准。

欧盟可再生能源目标和中东北非地区的CSP工厂

2009年4月23日欧洲议会和理事会第2009/28/EC号指令规定所有成员国在2020年之前实现可再生能源的份额。然而，它允许这些目标包括在一个成员国消费但在任何非成员国通过新装置生产的可再生能源。此外，它允许两个或两个以上的成员国就其可再生能源目标达成协议，分享一个非成员国生产的、仅在一个欧盟成员国消费的能源。这为潜在出口国的顾客服务提供商扩张提供了新的融资选择。

这样的项目需要产生双赢的局面。例如，如果所有太阳能发电都出口到海外，而当地居民和经济缺乏足够的电力资源，这似乎是不可接受的。新建的工厂必须满足当地居民的需要，并帮助发展当地经济。与此同时，向工业化国家出口清洁、高价值的可再生电力的回报，可能有助于支付CSP的初始投资成本，超过用于出口的份额。因此，CSP将代表着石油和天然气出口的多样化，并通过提供收入、电力、知识、技术和合格的工作岗位来帮助发展地方经济。

还必须仔细评估进口国可能面临的能源安全风险。大规模的出口将需要许多高压直流输电线路遵循不同的路径。本路线图中设想的从北非到欧洲的最大规模输电，到2050年将需要超过125GW的高压直流输电线路，容量因数为50%，即25条不同的5GW线路，遵循不同的路径。如果其中一些因技术原因或攻击而出现故障，另一些仍将继续运行，如果进出口国家的电网允许，可能会接管。在任何情况下，公用事业公司通常都有大量的发电容量储备，在供应中断的情况下，这些储备可以上线，尽管要付出一定的成本。此外，供应国的收入损失是无法弥补的，因为电力不像化石燃料那样可以储存起来。因此，比起进口国，出口国甚至更愿意保护供应中断。

结论和利益相关者的作用

这一路线图回应了八国集团和其他政府领导人的要求，要求对气候变化减缓关键技术CSP的增长路径进行更详细的分析。它描述了有关RDD&D；融资机制；电网集成；法律和监管框架；公众参与；以及国际合作的方法和具体任务。它提供了2010年至2050年CSP部署的区域预测。最后，该路线图详细说明了帮助决策者、行业和电力系统参与者以及非政府组织（NGO）、政府间组织（IGO）和多边银行成功实施CSP的行动和里程碑（见下文）。

顾客服务提供商路线图的本意是一个过程，一个在发展过程中考虑到新的技术发展、政策和国际合作努力。路线图的设计具有里程碑意义，国际社会可以利用这些里程碑来确保CSP能源开发工作走上正轨，实现2050年所需的温室气体减排目标。国际能源机构将与政府、行业和非政府组织利益相关者定期报告实现路线图愿景的进展情况。有关CSP路线图行动和实施的更多信息，请访问www.iea.org/roadmaps。