作为唯一一种可调节的可再生能源发电技术，光热发电技术一直被认为具有巨大的发展潜力，但其高居不下的发电成本却让不少投资者望而却步，并极大程度地限制了该项技术的大范围部署。
大规模化一直被认为是有效降低光热电站成本的途径之一，然而，西班牙光热发电协会（Protermosolar）主席、欧洲太阳能热发电协会（ESTELA）前主席Luis Crespo最近却提出了相反观点。他表示，相较于通过技术创新来实现成本下降，通过缩小建设规模来让光热发电技术变得“更容易做”或许是推进该技术快速发展的更有效途径。
尽管具有储热功能的光热发电项目比独立的光伏项目具有更高的运营价值，但是“一味等待电力市场为其付出更多的代价是徒劳的”。配置储能的塔式光热发电项目与光伏或风电项目之间的成本差距已经变得很大。Crespo在其近期发布的研究报告中指出，两项“小的调整”或可提高光热发电技术在全球可再生能源市场中的份额。一是电站开发和运营应尽可能地实现在电价高峰时段售电。其次，塔式光热电站的设计应从大型转向更小、更模块化的理念。
(来源：公众号 CSPPLAZA光热发电平台)
电站并非越大越好
塔式电站是当下最主流的光热电站技术之一。目前许多塔式电站的装机规模都很大，以实现规模经济效益。例如，位于美国加利福尼亚州的Ivanpah光热电站的2号和3号机组单机装机量均高达133MW。
Crespo及其研究伙伴Francisco Ramos认为，由于电站吸热器和镜场之间的距离太远，以至于反射光在到达目标位置之前就开始消散，电站的整体效率会因此受到影响。为了克服这个问题，项目开发者应该建立多个较小的镜场，每个镜场都配有中央吸热塔。单个“塔”的标准功率应在30-50MW，并“共享”一个功率达500MW的电力岛。
Crespo表示，这种模块化的“多塔”设计可以将电站效率提高25％。Crespo还强调了尽可能在电价高峰时段发电的好处，这将允许在同等发电收益下使光热电站的规模变得更小。一些电站已经朝这个趋势发展。例如，南非装机100MW的Ilanga 1光热电站于去年11月投运，按照购电协议，下午5点至晚上10点，该电站的电价溢价率将高达207%。
光热发电前路漫漫
最新分析数据显示，新的配储能的塔式光热电站的无补贴平准化能源成本为126-156/MWh，较公用事业规模的太阳能光伏或风能项目的成本要高出很多。得益于中国等光热新型市场的崛起，光热发电的成本在2018年已经有了大幅下降。
国际可再生能源署（IRENA）发布的名为Renewable Power Generation Costs in 2018的报告中指出，2018年全球光热发电加权平均LCOE为0.185美元/kWh，较2017年下降26%，较2010年下降了46%。
技术的创新也在进行时。以美国为例，近日美国能源部（DOE）宣布13个项目获得共计约3000万美元的资金支持，用以研究包括可显著降低制造成本的新材料和技术，以及新的能源存储技术，并开发可使太阳岛实现全自动化运作的解决方案。旨在确保光热发电可在任何时间或季节提供电力，并实现DOE制定的在2030年前光热电站（储热时长≥12小时）发电成本降至5美分/kWh的目标。Crespo对此表示，技术的创新值得肯定，但这种创新至少在十年左右的时间内不会变现。取而代之的是，行业现在的重点应该放在对现有技术的优化升级上。他表示，“若光热发电成本可以降至60美元/MWh，那么其将具备十分可观的市场竞争力，我相信光热发电的成本还可以降得更低，但我们必须开始做出调整。”
原标题：光热电站并非越大越好 小型光热电站或更具市场竞争力？
