為什麼要投資光熱發電(CSP)?

北極星太陽能光伏網訊:為什麼比爾·蓋茨投資了一家CSP公司？石油巨頭ENI怎麼和一家CSP初創企業對上了眼？為什麼蘇黎世機場同意從CSP公司購買航空燃料？投資者為什麼要購買已運行的CSP電站？

（來源：微信公眾號「CSPFocus光熱發電資訊」ID：cspfocus）

許多投資者放棄了CSP，轉而投資光伏和風能，這可能是短視的。隨著公用事業規模存儲市場的發展，以響應間歇性可再生能源（例如光伏和風能）的日益普及，光熱的最重要屬性---低成本的熱存儲，將得到越來越多的認可。進一步的發展可能會將光熱技術定位為綠色氫和合成燃料的低成本生產商。

什麼是光熱？簡單來說，光熱系統通過聚光裝置來收集太陽能。聚集起來的太陽能可以用於工業用熱或發電，熱量易於長期保存，價格便宜，就像一個熱水瓶，可以使您的咖啡整天保持溫度。

單純以電站容量單位MW成本計算，光伏和風電似乎比光熱便宜。業內人士不懈地指出，這種比較具有誤導性。這是因為大多數光熱電站都裝有儲熱裝置。如果考慮到儲熱裝置的價值，那麼在許多情況下光熱仍具有與光伏和風電競爭的能力，尤其是對於較長的貯存時間而言。實際上，許多行業參與者都把光熱電站看成一個儲能資產，而不僅僅是電站資產。

光熱電站設計的新趨勢是與光伏混合，光伏在白天提供廉價的電力，而光熱則把能量儲存在廉價的存儲設施中，並在夜間以電的形式釋放和輸送。其他混合式光伏/光熱設計包括在太陽高峰期間利用光伏產生的多餘電力來進一步加熱位於同一地點的光熱熔融鹽系統。在西班牙，有計劃改造現有的不帶存儲的光熱電站，這些電站在沒有存儲的情況下採用了光伏增強型熔鹽存儲系統。業內人士估計，向光熱電站增加熔鹽存儲的增量成本約為20到30美元/每千瓦時，這僅僅是使用電池增加相同容量的成本的一小部分（由NREL估算，在2020年6月發表的一項研究中，對於4小時公用事業規模的電池，每千瓦時約為400美元。見下圖一）。並且即使考慮到將熱能轉換回電能的效率損失，太陽能蓄熱仍然便宜。

即使電池存儲價格下降，帶儲熱的光熱對於長期公用事業規模的存儲而言仍可能會更便宜，並且在可預見的未來仍將如此。NREL對這兩種技術的可能的降低成本的途徑進行了廣泛分析，得出的結論是：「如果期望的或最佳的存儲時間為三個小時，光伏往往會產生較低的LCOE；如果九小時的存儲是理想的或最佳的水平，則光熱的LCOE往往較低。」低成本公用事業規模的太陽能熱存儲似乎在可再生能源行業中不受待見。在過去幾年中有關公用事業規模電池存儲的所有談話和新聞報導中，很少有觀察者似乎了解光熱儲熱的地位和吸引力。實際上，已併網的太陽能熱存儲容量是電池存儲的兩倍（太陽能熱存儲為21.2 GWh，而電池存儲為10至12 GWh之間）。目前，每年增加的太陽能熱存儲要多於電池存儲量（3.4 GWh的儲熱與2.9 GWh的電池）。參見下面的圖2和圖3。

電池存儲量可能會逐漸趕上光熱儲能，因為有大量公用事業規模的電池存儲項目，尤其是在美國。但這並不是因為電池儲能已經足夠便宜，可以與光熱存儲競爭。而是因為光熱的部署受地理位置限制。

光熱電站一年四季都需要高強度的日照才能實現經濟運行。這將部署範圍限制在「太陽帶」地區，例如美國西南部，歐洲南部，中東和北非，南部非洲，拉丁美洲部分地區，中國部分地區和澳大利亞。與光伏相比，這種局限性已經限制了光熱的增長（除此以外，光伏安裝更快捷、更簡單，並且再小的容量都能安裝）。下面的圖4和圖5顯示，當今世界上安裝的光伏裝機是光熱的100倍，而且光熱的年度新增裝機不到光伏的一半。

因此，光熱的全球市場規模還不到光伏的半個百分點，並且受地域的限制。光伏明顯完勝光熱，那為什麼還要這麼不識趣，堅持投資光熱？其實不盡然。如前所述，由於自帶儲能，光熱無法直接與光伏PK成本。隨著電網中可再生能源的佔比越來越高，儲能將成為實現進一步脫碳的關鍵因素。同樣，即使總裝機只佔光伏很小的一部分，光熱行業在降低成本方面也幾乎跟上了光伏的步伐。（請參見下面的圖7）

許多人將光熱行業最近幾年獲得的相對成本競爭力歸因於來自中國的新進入者，以及中國政府對光熱電站示範項目提供的激勵（共20個示範項目和1.35GW總裝機）。但來自美國和歐洲市場的參與者通過技術創新和經驗曲線也帶動成本降低。

那麼光熱的未來是什麼？

對於光熱市場參與者而言，項目機會還是有的。首先是對現有的光熱電站進行新的或額外的儲熱改造；其次是開發混合電站，在白天利用低成本光伏發電技術提供「基本負荷」電力，並利用低成本的光熱技術在晚上進行調度。這在摩洛哥已經發生，並且很可能成為西班牙的常態，尤其是因為西班牙政府在其2030的能源過渡計劃中已包括5GW的光熱電站。

另一個機會是將廉價存儲的太陽能從資源豐富的地區在價格最高的時段輸送到能源消耗地區。在這種情況下，可以通過HVDC（高壓直流電）或UHVDC（超高壓直流電）傳輸線從太陽能資源豐富的地區傳輸來自光熱電站（或光熱/光伏混合電站）所提供的基本負荷電力。例如，對於法國和德國消費者而言，讓西班牙和葡萄牙（或MENA地區）提供「光熱電池」可能比在這些國家當地部署大量電池要更便宜。另一個選擇是在太陽輻射高的地區使用光熱產生氫，這是一種創新的技術解決方案，有望比嘗試使用本地生產的「綠色」氫作為存儲介質便宜得多。過去，沒有適當的監管框架允許這種交易。但是，今年初歐洲議會通過的新的歐盟市場設計規則可能會開啟一條道路。根據新規則，將有一個跨境市場進行容量支付，並限制所支持容量的碳排放量。

這想法並不新鮮，但隨著各國嘗試進一步減少碳排放，並且需要克服不帶儲能的「常規」可再生能源的間歇性問題，它們變得越來越重要。

迄今為止，這鐘跨境合作模式都不被各地政府所採納，政府更願意投資於國內解決方案，比起讓當地企業和消費者享受更低廉的清潔能源，政府更希望帶動當地就業和提振當地經濟。這就迫切需要找到有效的氣候變化解決方案，因為氣候變化的影響越來越明顯，並帶來了實際的經濟後果，因此可能打開目前的困局。

這使我們不得不思考另一個具有革命性的途徑。具有大容量儲熱裝置的混合式電站可能成為「綠色」氫氣成本最低的生產商，因為它們允許昂貴的電解槽全天候運行，從而最大限度地提高了利用率。綠氫可以直接通過管道，或用作合成燃料的原料通過油輪運輸到使用地點（即非太陽帶地區）。在後一種情況下，光熱可以提供過程用熱，用於直接從空氣捕集二氧化碳（合成燃料所需的第二種原料），從而進一步降低了合成燃料的製造成本。

光熱行業更進一步，利用已經在實驗室中驗證的技術，現在正朝著中試生產的方向發展，光熱被用於從水中熱化學生產氫氣，與電解相比，這可以大大降低綠色氫氣的生產成本。

Synhelion公司利用太陽能將水和二氧化碳轉化為合成燃料，即所謂的太陽燃料。來自鏡場的太陽輻射在接收器中被吸收，並轉換為高溫過程用熱（> 1000°C），從而驅動熱化學反應器產生合成氣。然後通過標準的氣液技術將合成氣加工成燃料。集成的熱能存儲實現了連續的24小時燃料生產。Synhelion的解決方案將最先進的太陽能塔式系統與專有的高溫熱化學工藝相結合，以生產太陽能。

下面的圖8說明了熱化學反應的基本原理。其他採用類似技術的公司包括Heliogen，該公司由Bill Gates（Gates Ventures）支持。

Synhelion最近宣布了其首個商業試點設施，其中包括所生產燃料的採購方：

該試點項目有望最早在2023年左右開始生產合成燃料。最近籤署的意向聲明中，FlughafenZürichAG承諾以成本價從Synhelion購買該試點項目中生產的全部可再生燃料。

這種光熱應用的好處是顯而易見的：從空氣，水和太陽生產合成燃料，碳足跡為零，這意味著沒有運輸問題，也沒有存儲問題，因為合成燃料可以共享現有的化石燃料基礎設施。也許正是基於可以重新利用現有基礎設施的這種長期可能性，推動了ENI與Synhelion之間的合作。

光熱熱化學反應合成燃料給航空業減排提供了一個絕佳的途徑。很多人投入了大量研究，以使小型飛機電氣化，並開發氫氣作為大型飛機的燃料。但有一點很清楚，將氫用作大型飛機的燃料以此滿足減排，帶來了一系列經濟、技術和監管方面的挑戰，可能需要數十年才能克服。使用零碳合成燃料則可以為大型飛機的減排之路提供更便宜，更快捷的解決方案，其巨大的優勢是能夠使用現有燃料運輸及加油設施。

航空業參與者（尤其是航空燃料供應商）應注意最近發表的關於光熱熱化學合成燃料替代航空中所有化石燃料的潛力和成本的研究。

誰現在應該考慮CSP投資，為什麼？

隨著能源存儲在能源轉型中的地位越來越重要，光熱可能會重新成為一項關鍵技術，從而為降低太陽帶國家的轉型成本提供了機會。隨著綠氫經濟的發展，光熱可能是成本最低的解決方案之一，尤其是在新型熱化學太陽能反應迅速商業化的情況下。太陽能熱化學「煉油廠」可能成為能源轉型的關鍵，並成為石油工業的現實替代品。

精明的投資者開始了解到，儲能以及帶儲熱的光熱發電技術的潛力無限，不能僅從電價收入一個方面去評估。太陽能儲熱技術在和其他可再生能源結合，在工業用熱，在制氫或合成燃料方面的潛力尚未廣為人知。投資者也才剛剛開始了解光熱資產的生命周期，只要維護得好，即使在其上網電價或PPA到期後，光熱電站仍很可能保持價值，無論是作為儲能資產還是（升級吸熱器）用作合成燃料的「新煉油廠」。

誰該投資光熱

基礎設施/能源轉型投資者：

長期的可靠的能源轉型資產。升級，改造和添加儲能的機會。事實證明，光熱電站非常耐用且穩定（最近有一些例外情況）。1980年代末和1990年代初在美國建造的大多數SEGS電站今天仍在運行。

石油和天然氣行業：

定位與低成本合成燃料生產和低成本綠氫生產。最好的光熱電站選址最終將被「一搶而空」。石油和天然氣專業人士最擅於在惡劣的偏遠地區建設光熱電站和「新煉油廠」，以及運輸和分銷太陽燃料。

電力公司，輸配電運營商：

獲得儲能技術，最終以低成本生產綠氫。除了監管限制，主要的電力公司和電網運營商都需要在有條件的情況下儘可能考慮部署CSP儲能。

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