一些業界專家認為，光熱發電項目開發商必須根據市場的實際需求，從更長時間的調度能力和獲得更高容量因子的角度考慮，來確定電站的儲能容量，以將光熱發電的成本優勢最大化。

事實上，儲能系統在當今光熱電站中的應用已十分普遍。作為光熱發電技術的主要優勢，配置儲能系統可以使光熱發電相比其他可再生能源發電技術為電網提供更為穩定的電力供應。

據統計，目前全球共有17個公用事業規模的光熱發電項目在建，其中15個項目都配備了儲熱系統。9月13日，國家能源局發布了首批光熱示范項目名單，共有20個項目入選，其中18個項目都采用了熔鹽儲熱技術。



瑞典皇家理工學院（KTH）的高級研究員RafaelGuedez表示：“光熱電站在整合了儲能系統（TES）后，的確能夠顯著降低電力平準化成本（LCOE），當然，要使成本效益達到最優化，儲熱系統的設計方案必須綜合考量太陽島、發電島的實際規模以及具體的電力調度策略。”

“滿負載儲熱時長每增加一小時，就意味著投資成本需提高大約3%~4%，具體的增加數額將取決于不同的光熱發電技術路線、儲熱材質和運行策略等等，但隨著輸出電力的增加，額外的投資成本也相應增多，”西班牙動力工程和技術咨詢公司Araner的儲熱技術專家KatlynAvery介紹道，“通過提高儲熱容量，光熱電站就能持續運行更長時間，發電成本自然會降低，這對項目開發商來說是很劃算的。”

塔式熔鹽傳儲熱或將成為主流

據一些業內專家介紹，應用熔鹽儲熱系統的塔式光熱電站能夠在更高溫度下運行，該儲熱系統的安裝和操作更簡便，換熱效率也更高，因此，業界對熔鹽儲熱技術的認可度頗高。

從西班牙Torresol能源公司開發的裝機20MW的Gemasolar光熱電站到美國SolaReserve裝機110MW的新月沙丘電站，再到Abengoa在智利開發建設的裝機110MW的Atacama1電站（與新月沙丘電站配置相似），以及ACWA電力公司在摩洛哥建設的150MW級NoorIII電站，都無一例外地選擇了熔鹽儲熱型塔式光熱發電技術路線。

“更高的工作溫度帶來的將是成本相對更低同時效率更高的儲熱系統，而這又會很快地轉化為收益。”Avery表示。

Guedez則補充表示，如果將熔鹽同時作為塔式光熱電站的傳儲熱介質，相當于將熔鹽儲熱系統和熔鹽塔無縫連接起來，不但簡化了整個電站的設備組成，還有利于電站后期的運維控制。

槽式傳熱介質：由導熱油到熔鹽的探索

目前，全球眾多槽式光熱電站開發商正紛紛進行試驗，探索將傳熱介質由導熱油轉換為熔鹽的可能性，希望通過進一步提高技術水平，以提高系統的運行溫度，從而縮短與塔式熔鹽儲熱光熱電站之間的差距。

根據國際可再生能源機構（IRENA）的報告顯示，槽式光熱電站的傳熱介質若由導熱油轉換為熔鹽，整個槽式光熱電站儲熱系統的安裝成本將會減半。另外，到2025年，儲熱系統的安裝成本預計會下降到16美元/kWth。 

近年來，很多中國光熱企業也在研究槽式熔鹽傳儲熱技術，而在首批光熱示范項目名單中，7個槽式光熱項目中有2個將熔鹽作為傳熱介質，而且這兩個項目的儲熱時長均遠遠超出其它5個項目。



影響儲熱規模的主要因素

一般來說，在光熱電站公開競標時，項目開發商往往會更加青睞具有持續儲熱能力的項目，因為這些項目不僅有利于履行招標要求，其電力購買價格也會更具競爭力。

“儲熱系統的最佳規模取決于承購方或者市場給予的條件，比如電力購買計劃、激勵措施等。”Guedez指出。

瑞典皇家理工學院KTH在2014年曾做過一項研究，發現當光熱電站采用調峰運行策略時，業主更傾向于選擇小規模的儲熱單元和光場；如果需要連續基荷發電，業主則往往會選擇較大規模的儲熱單元和光場。

該研究結論表明，對于一個坐落于像西班牙南部塞維利亞等地的100MW級光熱電站而言，要獲得最高的收益率，則電站的儲熱時長最好為12個小時，同時太陽倍數要按照2.75來計算。

此外，Avery還指出，如果將以可用電力為準的支付方案應用于可再生能源項目，那么這在一定程度上，會不可避免的對光熱電站的儲能系統的規模產生影響。

對于傳統發電方式來說，容量電價是根據電廠的發電量或是可用電量來制定的，其目的是為了鼓勵發電站有效發揮自身的電力調配作用。“輸電系統理應給配有更大儲能容量的光熱發電站一種更好地付費方式，因為他們在調度電力方面要可靠的多。”Avery表示。