在今年2月份美國加利福尼亞州舉行的一場名為“光熱發電在美國西部不斷發展的能源市場中扮演的角色（The Role of Concentrating Solar Power in the Evolving Energy Market in the Western U.S.）”研討會上，與會嘉賓展開了激烈的討論，紛紛認同光熱發電可以提供比光伏系統更高的電網穩定性，但需要獲取更廣泛的行業及社會認知，促進光熱產業規模化發展，實現其獨有的商業價值。

美國曾是最早發展集中式太陽能熱發電（光熱發電，CSP）行業的國家，CSP曾經一度成為最受青睞的可再生能源技術，而隨著光伏系統的價格暴跌，光熱發電也逐漸淡出。

與會代表說，與CSP不同，即使使用電池，PV也無法提供高可再生能源電力系統所需的長期可調度發電。遺憾的是，CSP未能在美國市場得到大力發展，這恰恰是美國能源轉型步伐放緩的表現之一。

面對與會的監管機構、公用事業主管和分析師，加利福尼亞能源委員會（California Energy Commission，簡稱CEC）主席David Hochschild闡述說：“可再生能源現在已成為主流，而化石燃料則應該只是替代能源。眼下，我們頒布了新的零排放指令，將需要多樣化的可再生資源來保持電力系統的可靠性，光熱發電具有長時間存儲能力，這是我們非常需要的一種新能源。”

公用事業主管和監管機構回應說，“我們制定了雄心勃勃的100％可再生能源計劃，盡管強制性要求無差別地購買最低成本的可再生能源電力，但是，即使光熱發電系統每千瓦時價格更高，但它作為可靠的可調度能源擁有更廣闊的價值。因此，盡管資本支出較高，但這對于最終成就安全、可靠、低碳的電力系統將是非常必要的。”

美國早年間已建成的知名光熱電站包括內華達州110MW新月沙丘（Crescent Dunes）熔鹽塔式電站、加利福尼亞州394MW伊萬帕（Ivanpah）塔式光熱電站、亞利桑那州280MW Solana槽式光熱電站等。

據美國公用事業規模太陽能高級分析師Colin Smith提供的數據顯示：2010年，美國的光熱發電裝機量為400MW，而公用事業規模的光伏電站裝機僅為100MW。而到2020年，光熱發電累計安裝量僅提升至1.7GW，而公用事業級光伏安裝了35.4GW。

Smith說，“自2014年以來光熱發電技術便一直受到政策激勵、性能表現和高昂投資的困擾。業內會將其與光伏或光伏+儲能技術進行比較。”部分與會嘉賓也對光熱發電技術可行性以及低成本的光伏發電所帶來的壓力表示擔憂。

Solar Dynamics公司董事總經理Hank Price說，截止到2019年底，全球有90座光熱電站，總裝機約6,000MW在運行。新月沙丘項目因熔鹽系統故障影響了電站運行，內華達州NV能源公司于2019年與其解約，這對光熱發電在美國的發展造成了不良影響。

然而，這只是個別現象，如今全球多個國家和地區范圍內有6座塔式電站和30多座槽式電站均配置了熔鹽儲熱系統，且運行良好。目前，新月沙丘項目正在維修中，將來可能會尋求新的購電方。

光熱發電發展的第一個障礙：一味追求回報

根據美國能源部發布的數據顯示，2010年光熱發電項目的資金成本高達數十億美元，平準化度電成本（LCOE）為21美分/kWh，2018年LCOE（12小時儲熱）可降至9.8美分/kWh。

圖：美國能源部：光熱發電LCOE成本（單位：美分/kWh），2030年目標降到5美分/kWh，約合人民幣0.3543元/kWh。

2019年，由我國上海電氣EPC總包的迪拜950MW光熱光伏太陽能發電項目中光熱發電（共700MW）合同價格為8.3美分/kWh，這個數字遠低于天然氣峰化裝置LCOE的15美分/kWh。

內華達州前公用事業專員Rebecca Wagner和能源效率和可再生技術中心（CEERT）高級技術顧問Jim Caldwell等與會嘉賓提到，光熱發電若能獲得更好的商業發展，需要政府予以新的激勵措施，不能僅憑“資源成本最低”這個標準進行評判，而是要評估其獨特的系統收益。

光熱行業人士需要向監管機構證明盡管CSP的成本可能更高，但其特有的儲熱系統可滿足用電高峰需求，填補風能或光伏發電的缺口。在這種主張下，監管機構將需要重新考慮現有的市場規則和監管機制，以支持像光熱發電這種具備多重功能的高價值新能源電力發展。

Caldwell說，現有的市場規則是按照能源、裝機/發電量和輔助服務分別規定了采購標準，CSP在單獨的招標中很難獲勝，但是若將這三者結合起來進行評估，光熱發電將成為最具成本優勢的解決方案，尤其是在現階段，發電量和輔助服務變得越加有價值。

電力系統顧問（前NREL工程師兼GE技術總監）DebraLew表示，風能和光伏通過逆變器與電網互連會導致電壓和頻率波動，從而為保護系統穩定性帶來挑戰。但是，未來風能和光伏太陽能裝機會不斷增長，而對于這一未來，電力系統卻還沒有足夠好的應對方案。

系統操作員正在購買硬件，以糾正當前電壓和頻率波動并對之做出反應。在獲得清潔能源的同時，不得不在系統穩定性方面付出很高的成本。而現在很少有激勵措施或市場機制對這方面的投資進行補償。

諸如光熱發電、儲水、地熱在內的零排放可調度能源可為系統提供穩定性，這個比公用事業部門對硬件的投資更有價值。

美國國家可再生能源實驗室（NREL）高級分析師TrieuMai表示，我們已經為整合資源計劃做了建模，可以識別CSP和其他低碳技術的更高價值，從而抵消其較高的成本。然后可以在迭代過程中使用生產成本模型重新評估投資組合的可靠性和資源充足性。

通過建模可以將CSP項目（尤其是結合了光伏或天然氣的光熱發電混合項目）與傳統的峰值電廠進行比較，并確定哪種電廠設計最適合含較高新能源比例的電網。

光熱發電發展的第二個障礙：短期思維模式作祟

Lew說，當下使用的模型通常只會導出短期解決方案，并沒有長期的規劃。在將來，能源規劃者可能會使用“超級模型”來識別高資本支出中的長期價值。

亞利桑那州公共服務（APS）公共政策副總裁Barbara Lockwood說，光熱發電項目往往投資規模巨大，且開發周期較長，而現在的環境下，例如小型光伏+儲能裝置這種需要較低資本支出和較短開發時間的項目似乎更受歡迎。

內華達州前局長Wagner說，公用事業公司似乎更喜歡“50MW或100MW級別的投資項目方案”，因為風險似乎較小。但這完全是短期思維模式作祟，要實現100％的清潔能源目標，我們需要跳脫思維定式，發掘所有可能的機會。

加利福尼亞獨立系統運營商首席執行官Steve Berberich說，如今，電氣化和零排放規定可能會使加利福尼亞電力系統的負荷增加75％以上，這將需要對新一代系統進行“大筆投資”。而這筆投資中必須包含諸如光熱發電在內容的可再生能源服務。

加州公共事業委員會（CPUC）能源部負責人Edward Randolph表示，價值正在成為“計劃的關鍵部分”。

在CPUC 2019年的一項規定中，未配置儲能的光伏的有效負載能力設置為17％，這意味著100MW光伏太陽能采購中只有17MW來滿足峰值需求。我們需要增加能源采購以更好地滿足電力系統高峰時段的需求。

我們需要根本性的重新思考到底什么樣的新能源系統配置是最有長遠發展意義的。我們要尋求一種具有遠見的新方法，改變現有市場機制，使所有資源在平等的基礎上進行競爭，綜合評估在能源電力供應、靈活性、電網服務等方面的價值，以建立合理的補貼機制。