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　　國際能源署在其發(fā)布的《太陽能熱發(fā)電技術(shù)路線圖》(2014版)中指出，“太陽能熱發(fā)電(CSP)電站產(chǎn)生的太陽能熱電力還不具備廣泛的競爭力，但是按需供應(yīng)的太陽能熱電力比光伏電力具有更高的價值。即使一些地方下午峰值時段與光伏輸出匹配的很好，但隨著光伏和風(fēng)電(兩者都是變量可再生能源)在電力結(jié)構(gòu)中的比例提升，太陽能熱發(fā)電電站所能提供的多樣化配套服務(wù)正變得越來越有價值。”

　　美國國家可再生能源實驗室(NREL)的研究人員對加州帶有儲熱的太陽能熱電力(STE)和光伏電力(PV)未來總價值(運行價值+容量價值)進(jìn)行了研究。研究共設(shè)定兩個情景：一是電力結(jié)構(gòu)中33%來自可再生能源(2020年底的可再生能源配額標(biāo)準(zhǔn))，其中光伏電力11%;二是電力結(jié)構(gòu)中40%來自可再生能源(加州州長正考慮這一比例)，其中光伏電力14%。在兩種情況下，電網(wǎng)可用儲電量超過1GW。研究主要結(jié)果表明，33%可再生能源滲透情景，傾向太陽能熱發(fā)電的大部分原因是源于其更大的容量價值，這避免了為滿足需求而增建熱電廠的成本(表1)。在40%可再生能源滲透下，太陽能熱發(fā)電的價值略微增加，但光伏發(fā)電的價值下降顯著，主要反映其自身容量價值的下跌(Jorgenson等，2014)。對于投資決策和規(guī)劃來說，系統(tǒng)價值和LCOE(平準(zhǔn)化電力成本)一樣重要。

　　表1：加州兩種可再生能源滲透情景中光熱和光伏總價值對比(單位：美元/MWh)

　　研究指出，太陽能熱發(fā)電站的熱慣性和一定時間的儲熱容量足夠提供這些服務(wù)。儲熱的概念很簡單：白天，多余的熱量被轉(zhuǎn)移到一種儲熱材料中(例如，熔融鹽)。當(dāng)日落后有生產(chǎn)需求時，儲存的熱量被釋放到蒸汽循環(huán)中，電站持續(xù)發(fā)電。圖1示例了12:00-23:00期間太陽能熱發(fā)電站的日資源變化(DNI)和從太陽場到透平機(jī)和儲熱，以及從太陽場和儲熱到透平機(jī)的流向。儲熱可以將發(fā)電和太陽能收集分開。

　　當(dāng)儲熱被用來提高容量因子，其可以降低太陽能熱電力的均化成本(LCOE)。所需的額外投資——更大的聚光場和儲熱系統(tǒng)——將被更多的kWh覆蓋，因為發(fā)電模塊(渦輪和發(fā)電機(jī))，電站平衡和連接可以運行更多的小時數(shù)。相比之下，一開始從電網(wǎng)獲取電力的儲能(例如抽水蓄能水電站，或電池儲能)總是經(jīng)過一段時間后提高所轉(zhuǎn)移電力的均化成本。儲熱也具有卓越的“返還”效率，尤其是當(dāng)儲熱介質(zhì)也被用作為傳熱介質(zhì)的時候。這可能實現(xiàn)98%的返還效率——即將能量損失限制在2%左右。一定程度上，這些附加價值能夠彌補(bǔ)太陽能熱發(fā)電較高的投資成本。美國西南部公共事業(yè)機(jī)構(gòu)選擇太陽能熱發(fā)電站來履行可再生能源配額標(biāo)準(zhǔn)似乎正是意識到太陽能熱電力的這些優(yōu)點，以及光伏系統(tǒng)變量輸出產(chǎn)生的潛在不良風(fēng)險。

　　圖1：儲熱系統(tǒng)的優(yōu)勢

　　在沒有經(jīng)濟(jì)實惠的蓄電容量下，太陽能熱發(fā)電可以在光伏系統(tǒng)不能發(fā)電的時候進(jìn)行發(fā)電。太陽能熱發(fā)電內(nèi)置的存儲能力比電池存儲和抽水蓄能更便宜，更有效(超過95%的返回效率，而大多數(shù)競爭技術(shù)只有約80%)。儲熱可以使熱量收集(白天)和發(fā)電(隨意)分開，這一能力在日落后用電需求顯著增加的國家具有直接價值，部分是照明需求驅(qū)動。在許多這樣的國家，白天通常以煤為主，其電力結(jié)構(gòu)成為由調(diào)峰技術(shù)為主導(dǎo)，通常基于天然氣或石油產(chǎn)品。在發(fā)展中經(jīng)濟(jì)體中，其電容往往非常緊張，高峰時段將電力系統(tǒng)拉伸至極限。在這種時候，電力的邊際值可以猛增，通常到正常的兩倍或三倍。

　　在下午和傍晚為用電高峰的國家，最大比重可能面向光伏。然而在部署光伏以后，當(dāng)晚上高峰增加時光伏的負(fù)荷曲線變得更有利于太陽能熱發(fā)電。太陽能熱發(fā)電能夠很好地對這些變化作出響應(yīng)(圖2)。關(guān)鍵點在于太陽能熱發(fā)電站根據(jù)高峰和中峰需求發(fā)電;日落后，其容量補(bǔ)充當(dāng)天早些時候的光伏發(fā)電量。

　　圖2：年光伏電力份額18%和不同太陽能熱發(fā)電份額的程式化系統(tǒng)的日調(diào)度曲線(左：12%;右：24%)

　　這一潛力在澳大利亞完成可以充分應(yīng)用。下圖是2013年南澳在不同月份中不同時間段的電力價格情況。可以看出早上的電價最便宜，但夏天下午4點至6點，冬天晚上6點至8點電價都很高。由于太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)可以進(jìn)行廉價儲熱，從而避免用電負(fù)荷較低時間發(fā)電，而留在高峰需求時候按需發(fā)電。

　　圖3：2013年南澳在不同月份中不同時間段的電力價格情況

　　在南非，基礎(chǔ)負(fù)荷電力由廉價的煤炭產(chǎn)生，不斷增長的高峰需求要求額外的調(diào)峰能力。為此，正在規(guī)劃建設(shè)5GW以柴油驅(qū)動的開式循環(huán)燃?xì)廨啓C(jī)(OCGT)，同時天然氣是不可用的。這為帶儲熱的太陽能熱發(fā)電提供了重大機(jī)會，太陽能熱發(fā)電可以在高峰時段提供80%的電力，其它20%由OCGT提供。

　　南非能源部提供了一個極好的如何鼓勵帶儲熱的太陽能熱發(fā)電在高峰時段發(fā)電的政策范本。近來南非能源部在第三輪可再生能源發(fā)電招標(biāo)中推出了一個按時交付(time-of-delivery, TOD)的電價。基礎(chǔ)電價適用于白天，一個更高的電價——基礎(chǔ)電價乘以2.7——將適用于在高峰時段下午4:30到晚上9:30的電力供應(yīng)。競爭者只需要競爭一個價格——高峰時段的價格就是簡單的將中標(biāo)價格乘以倍數(shù)。因此，這種時間交付確保了最佳競標(biāo)價格選擇的簡單化。

　　然而，按時交付的電價并不新鮮：沒有按時交付的購電協(xié)議，第一批商業(yè)化太陽能熱發(fā)電將不可能于上個世紀(jì)80年度在美國加州建設(shè)，而太陽能熱發(fā)電技術(shù)也不可能實現(xiàn)今天的商業(yè)化。基于1978年公共事業(yè)管理政策條例界定的可避免成本，包括“能源”和“能力”支付，這些PPA提供了隨季節(jié)和每天時刻大幅變動的酬報水平，范圍從冬天非高峰期約60美元/MWh到夏天高峰期360美元/MWh，反映出電力公司可以避免的成本。

　　國際能源署預(yù)測，2020年以前太陽能熱發(fā)電的部署速度都相對緩慢。但隨著技術(shù)逐漸成熟以及投資成本逐步下降。2030年全球CSP裝機(jī)容量將可能一躍至260GW;2050年，達(dá)到980GW。這意味著平均每年裝機(jī)容量增長27GW，2040年-2050年為高峰5年，每年40GW。目前，太陽能熱發(fā)電落后于光伏發(fā)電，但長期來看，太陽能熱發(fā)電可以隨意輸送電力的能力，最后隨著光伏發(fā)電容量的趨于平穩(wěn)，其所占比重增多。然而，雖然這兩種技術(shù)目前在一些市場處于競爭狀態(tài)，但長期來看，協(xié)同效應(yīng)將占上風(fēng)。例如，在摩洛哥，雖然已有多邊和雙邊開發(fā)銀行提供的低成本融資，但主要在白天運行的在建太陽能熱發(fā)電站仍將需要來自政府的持續(xù)支持。然而，如果太陽能熱發(fā)電主要用于日落之后，光伏主要用于白天，這種組合將為政府節(jié)省資金;這些技術(shù)比目前預(yù)測的替代技術(shù)——白天用天然氣加上日落后用柴油的邊際成本更便宜。