昨日，CSPPLAZA发布了关于全球最大的槽式和塔式光热电站Solana和Ivanpah电站的季度和年度发电量，以期通过各电站的发电量上升趋势，给出大型商业化电站从并网发电到达到设计发电量所需过渡时间的初步判断。从上篇文章可见，Solana电站的"爬坡期”相对Ivanpah电站要短些，原因可以归结于槽式技术相对成熟，在设备运转和实际运维等各方面所需的磨合期都更短些。
2011年1月开建的Solana电站和2010年10月开建的Ivanpah电站的总投资额分别为20亿美元和22亿美元，投资额接近，开建时间和投运时间均较为接近，Solana电站虽装机280MW，相对Ivanpah的392MW要小约1/3，但其6小时的储热系统又在一定程度上增加了其年发电小时数。Ivanpah和Solana的设计发电量分别为1079232MWh和944000MWh来看，Solana电站的设计年满发利用小时数为3371小时，日均约9.2小时，这一数据对其应属正常，而Ivanpah电站为2753小时，实际上，对水工质无储热电站而言，如能达到年利用小时2500小时以上，已属不易。
但需注意的是，对Ivanpah电站的设计发电量，NREL给出的上述数据可能并非PPA协议约定的数据，有消息称，Ivanpah电站实际上在PPA协议中承诺给电力承购商（太平洋燃气电力公司和南加州爱迪生电力公司）的年净供电量是975000MWh。另外美国能源部给出的数据显示是1065000MWh，BrightSource方面曾解释称这一数据不是净发电量，PPA协议的数据是净供电量。从这一角度来看，我们采信975000MWh的年发电量应更为准确，而据此计算，其年利用小时数仍达2487小时，日均利用小时数需达到6.9小时。
表：Solana和Ivanpah两大电站的月发电量统计
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为了更清晰地呈现两大电站的发电能力，CSPPLAZA对其月发电量进行了统计，如上图可见，从2014年1月到2015年11月这23个月，Solana电站的最大月发电量为2015年8月的91475MWh，Ivanpah电站的月最大发电量是在2015年6月的77534MWh。据此计算，Solana电站在当月的发电小时数达327小时，日均约11小时，Ivanpah电站在当月的发电小时数达198小时，日均约6.6小时。另外统计两大电站月发电量超过60000MWh的月份，Solana电站共计10个月，Ivanpah电站共计7个月。
但同时需要注意的是，据EIA数据，2015年9月到2015年11月这三个月，Ivanpah电站的发电量中包括了燃气发电的贡献电量，这三个月其燃气贡献电量分别为2708MWh，1074MWh、2305MWh。而Solana电站没有燃气供电量。
另外，从电价层面来看，Solana电站的签约电价为14美分/kWh，PPA期限30年。Ivanpah电站的签约电价均价约18美分（Ivanpah电站所在地加州有分时电价，电价为浮动电价），PPA期限为25年。结合两大电站的总投资额和年发电量，粗略估算其运维和财务等成本，或可大概估算出两大电站的投资回收期。当然，上述2个电价的前置条件是美国30%的ITC投资税收抵免政策和美国能源部贷款担保支持，Solana电站同样获得了14.5亿美元的DOE贷款担保支持。
总体而言，从上述两大电站在上述23个月的发电表现来看，结合各种实际情况，我们可以认为这两大电站的表现还是值得肯定的。舆论争议较大的Ivanpah电站作为大规模DSG塔式电站的典型样本，其实际投运期要晚于Solana电站约4个月，其发电表现相对而言应属正常。若其实际发电能力真如项目方所说在4年内达到设计值，我们可以确定该电站是取得了较大成功的。
塔式DSG无储能电站在Ivanpah项目实现商业化运营之后，目前在以色列正在建设的121MW的Ashalim1电站正在塑造第二个商业化案例。但必须正视的事实是，储能是光热发电的竞争力所在，鉴于此，我们更应关注的是储能型光热电站的运行表现和经济性，特别是对中国市场，这已成共识。即便是水工质塔，储能也不可或缺。我们目前研究Ivanpah电站，更应关注的应在于其在大规模镜场设计和控制等方面作出的实践。
塔式熔盐技术目前备受推崇，目前国内市场在技术路线选择上的最大争议即在于选择常规槽式还是塔式熔盐。但可惜的是目前尚无法通过实际运行数据对此进行对比，而新近正式并网的新月沙丘电站将在未来一年内给出一个初步结果，届时我们应可以看到大规模塔式熔盐光热电站的实际运行表现。
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原标题：Ivanpah和Solana光热电站月度发电量对比
