在今年2月份美国加利福尼亚州举行的一场名为“光热发电在美国西部不断发展的能源市场中扮演的角色（The Role of Concentrating Solar Power in the Evolving Energy Market in the Western U.S.）”研讨会上，与会嘉宾展开了激烈的讨论，纷纷认同光热发电可以提供比光伏系统更高的电网稳定性，但需要获取更广泛的行业及社会认知，促进光热产业规模化发展，实现其独有的商业价值。

美国曾是最早发展集中式太阳能热发电（光热发电，CSP）行业的国家，CSP曾经一度成为最受青睐的可再生能源技术，而随着光伏系统的价格暴跌，光热发电也逐渐淡出。

与会代表说，与CSP不同，即使使用电池，PV也无法提供高可再生能源电力系统所需的长期可调度发电。遗憾的是，CSP未能在美国市场得到大力发展，这恰恰是美国能源转型步伐放缓的表现之一。

面对与会的监管机构、公用事业主管和分析师，加利福尼亚能源委员会（California Energy Commission，简称CEC）主席David Hochschild阐述说：“可再生能源现在已成为主流，而化石燃料则应该只是替代能源。眼下，我们颁布了新的零排放指令，将需要多样化的可再生资源来保持电力系统的可靠性，光热发电具有长时间存储能力，这是我们非常需要的一种新能源。”

公用事业主管和监管机构回应说，“我们制定了雄心勃勃的100％可再生能源计划，尽管强制性要求无差别地购买最低成本的可再生能源电力，但是，即使光热发电系统每千瓦时价格更高，但它作为可靠的可调度能源拥有更广阔的价值。因此，尽管资本支出较高，但这对于最终成就安全、可靠、低碳的电力系统将是非常必要的。”

美国早年间已建成的知名光热电站包括内华达州110MW新月沙丘（Crescent Dunes）熔盐塔式电站、加利福尼亚州394MW伊万帕（Ivanpah）塔式光热电站、亚利桑那州280MW Solana槽式光热电站等。

据美国公用事业规模太阳能高级分析师Colin Smith提供的数据显示：2010年，美国的光热发电装机量为400MW，而公用事业规模的光伏电站装机仅为100MW。而到2020年，光热发电累计安装量仅提升至1.7GW，而公用事业级光伏安装了35.4GW。

Smith说，“自2014年以来光热发电技术便一直受到政策激励、性能表现和高昂投资的困扰。业内会将其与光伏或光伏+储能技术进行比较。”部分与会嘉宾也对光热发电技术可行性以及低成本的光伏发电所带来的压力表示担忧。

Solar Dynamics公司董事总经理Hank Price说，截止到2019年底，全球有90座光热电站，总装机约6,000MW在运行。新月沙丘项目因熔盐系统故障影响了电站运行，内华达州NV能源公司于2019年与其解约，这对光热发电在美国的发展造成了不良影响。

然而，这只是个别现象，如今全球多个国家和地区范围内有6座塔式电站和30多座槽式电站均配置了熔盐储热系统，且运行良好。目前，新月沙丘项目正在维修中，将来可能会寻求新的购电方。

光热发电发展的第一个障碍：一味追求回报

根据美国能源部发布的数据显示，2010年光热发电项目的资金成本高达数十亿美元，平准化度电成本（LCOE）为21美分/kWh，2018年LCOE（12小时储热）可降至9.8美分/kWh。

图：美国能源部：光热发电LCOE成本（单位：美分/kWh），2030年目标降到5美分/kWh，约合人民币0.3543元/kWh。

2019年，由我国上海电气EPC总包的迪拜950MW光热光伏太阳能发电项目中光热发电（共700MW）合同价格为8.3美分/kWh，这个数字远低于天然气峰化装置LCOE的15美分/kWh。

内华达州前公用事业专员Rebecca Wagner和能源效率和可再生技术中心（CEERT）高级技术顾问Jim Caldwell等与会嘉宾提到，光热发电若能获得更好的商业发展，需要政府予以新的激励措施，不能仅凭“资源成本最低”这个标准进行评判，而是要评估其独特的系统收益。

光热行业人士需要向监管机构证明尽管CSP的成本可能更高，但其特有的储热系统可满足用电高峰需求，填补风能或光伏发电的缺口。在这种主张下，监管机构将需要重新考虑现有的市场规则和监管机制，以支持像光热发电这种具备多重功能的高价值新能源电力发展。

Caldwell说，现有的市场规则是按照能源、装机/发电量和辅助服务分别规定了采购标准，CSP在单独的招标中很难获胜，但是若将这三者结合起来进行评估，光热发电将成为最具成本优势的解决方案，尤其是在现阶段，发电量和辅助服务变得越加有价值。

电力系统顾问（前NREL工程师兼GE技术总监）DebraLew表示，风能和光伏通过逆变器与电网互连会导致电压和频率波动，从而为保护系统稳定性带来挑战。但是，未来风能和光伏太阳能装机会不断增长，而对于这一未来，电力系统却还没有足够好的应对方案。

系统操作员正在购买硬件，以纠正当前电压和频率波动并对之做出反应。在获得清洁能源的同时，不得不在系统稳定性方面付出很高的成本。而现在很少有激励措施或市场机制对这方面的投资进行补偿。

诸如光热发电、储水、地热在内的零排放可调度能源可为系统提供稳定性，这个比公用事业部门对硬件的投资更有价值。

美国国家可再生能源实验室（NREL）高级分析师TrieuMai表示，我们已经为整合资源计划做了建模，可以识别CSP和其他低碳技术的更高价值，从而抵消其较高的成本。然后可以在迭代过程中使用生产成本模型重新评估投资组合的可靠性和资源充足性。

通过建模可以将CSP项目（尤其是结合了光伏或天然气的光热发电混合项目）与传统的峰值电厂进行比较，并确定哪种电厂设计最适合含较高新能源比例的电网。

光热发电发展的第二个障碍：短期思维模式作祟

Lew说，当下使用的模型通常只会导出短期解决方案，并没有长期的规划。在将来，能源规划者可能会使用“超级模型”来识别高资本支出中的长期价值。

亚利桑那州公共服务（APS）公共政策副总裁Barbara Lockwood说，光热发电项目往往投资规模巨大，且开发周期较长，而现在的环境下，例如小型光伏+储能装置这种需要较低资本支出和较短开发时间的项目似乎更受欢迎。

内华达州前局长Wagner说，公用事业公司似乎更喜欢“50MW或100MW级别的投资项目方案”，因为风险似乎较小。但这完全是短期思维模式作祟，要实现100％的清洁能源目标，我们需要跳脱思维定式，发掘所有可能的机会。

加利福尼亚独立系统运营商首席执行官Steve Berberich说，如今，电气化和零排放规定可能会使加利福尼亚电力系统的负荷增加75％以上，这将需要对新一代系统进行“大笔投资”。而这笔投资中必须包含诸如光热发电在内容的可再生能源服务。

加州公共事业委员会（CPUC）能源部负责人Edward Randolph表示，价值正在成为“计划的关键部分”。

在CPUC 2019年的一项规定中，未配置储能的光伏的有效负载能力设置为17％，这意味着100MW光伏太阳能采购中只有17MW来满足峰值需求。我们需要增加能源采购以更好地满足电力系统高峰时段的需求。

我们需要根本性的重新思考到底什么样的新能源系统配置是最有长远发展意义的。我们要寻求一种具有远见的新方法，改变现有市场机制，使所有资源在平等的基础上进行竞争，综合评估在能源电力供应、灵活性、电网服务等方面的价值，以建立合理的补贴机制。