为什么要投资光热发电（CSP）？

为什么比尔·盖茨投资了一家CSP公司?石油巨头ENI怎么和一家CSP初创企业对上了眼?为什么苏黎世机场同意从CSP公司购买航空燃料?投资者为什么要购买已运行的CSP电站?

许多投资者放弃了CSP，转而投资光伏和风能，这可能是短视的。随着公用事业规模存储市场的发展，以响应间歇性可再生能源(例如光伏和风能)的日益普及，光热的最重要属性---低成本的热存储，将得到越来越多的认可。进一步的发展可能会将光热技术定位为绿色氢和合成燃料的低成本生产商。

什么是光热?简单来说，光热系统通过聚光装置来收集太阳能。聚集起来的太阳能可以用于工业用热或发电，热量易于长期保存，价格便宜，就像一个热水瓶，可以使您的咖啡整天保持温度。

单纯以电站容量单位MW成本计算，光伏和风电似乎比光热便宜。业内人士不懈地指出，这种比较具有误导性。这是因为大多数光热电站都装有储热装置。如果考虑到储热装置的价值，那么在许多情况下光热仍具有与光伏和风电竞争的能力，尤其是对于较长的贮存时间而言。实际上，许多行业参与者都把光热电站看成一个储能资产，而不仅仅是电站资产。

光热电站设计的新趋势是与光伏混合，光伏在白天提供廉价的电力，而光热则把能量储存在廉价的存储设施中，并在夜间以电的形式释放和输送。其他混合式光伏/光热设计包括在太阳高峰期间利用光伏产生的多余电力来进一步加热位于同一地点的光热熔融盐系统。在西班牙，有计划改造现有的不带存储的光热电站，这些电站在没有存储的情况下采用了光伏增强型熔盐存储系统。业内人士估计，向光热电站增加熔盐存储的增量成本约为20到30美元/每千瓦时，这仅仅是使用电池增加相同容量的成本的一小部分(由NREL估算，在2020年6月发表的一项研究中，对于4小时公用事业规模的电池，每千瓦时约为400美元。见下图一)。并且即使考虑到将热能转换回电能的效率损失，太阳能蓄热仍然便宜。

即使电池存储价格下降，带储热的光热对于长期公用事业规模的存储而言仍可能会更便宜，并且在可预见的未来仍将如此。NREL对这两种技术的可能的降低成本的途径进行了广泛分析，得出的结论是：“如果期望的或最佳的存储时间为三个小时，光伏往往会产生较低的LCOE;如果九小时的存储是理想的或最佳的水平，则光热的LCOE往往较低。”低成本公用事业规模的太阳能热存储似乎在可再生能源行业中不受待见。在过去几年中有关公用事业规模电池存储的所有谈话和新闻报道中，很少有观察者似乎了解光热储热的地位和吸引力。实际上，已并网的太阳能热存储容量是电池存储的两倍(太阳能热存储为21.2 GWh，而电池存储为10至12 GWh之间)。目前，每年增加的太阳能热存储要多于电池存储量(3.4 GWh的储热与2.9 GWh的电池)。参见下面的图2和图3。

电池存储量可能会逐渐赶上光热储能，因为有大量公用事业规模的电池存储项目，尤其是在美国。但这并不是因为电池储能已经足够便宜，可以与光热存储竞争。而是因为光热的部署受地理位置限制。

光热电站一年四季都需要高强度的日照才能实现经济运行。这将部署范围限制在“太阳带”地区，例如美国西南部，欧洲南部，中东和北非，南部非洲，拉丁美洲部分地区，中国部分地区和澳大利亚。与光伏相比，这种局限性已经限制了光热的增长(除此以外，光伏安装更快捷、更简单，并且再小的容量都能安装)。下面的图4和图5显示，当今世界上安装的光伏装机是光热的100倍，而且光热的年度新增装机不到光伏的一半。

因此，光热的全球市场规模还不到光伏的半个百分点，并且受地域的限制。光伏明显完胜光热，那为什么还要这么不识趣，坚持投资光热?其实不尽然。如前所述，由于自带储能，光热无法直接与光伏PK成本。随着电网中可再生能源的占比越来越高，储能将成为实现进一步脱碳的关键因素。同样，即使总装机只占光伏很小的一部分，光热行业在降低成本方面也几乎跟上了光伏的步伐。(请参见下面的图7)

许多人将光热行业最近几年获得的相对成本竞争力归因于来自中国的新进入者，以及中国政府对光热电站示范项目提供的激励(共20个示范项目和1.35GW总装机)。但来自美国和欧洲市场的参与者通过技术创新和经验曲线也带动成本降低。

那么光热的未来是什么?

对于光热市场参与者而言，项目机会还是有的。首先是对现有的光热电站进行新的或额外的储热改造;其次是开发混合电站，在白天利用低成本光伏发电技术提供“基本负荷”电力，并利用低成本的光热技术在晚上进行调度。这在摩洛哥已经发生，并且很可能成为西班牙的常态，尤其是因为西班牙政府在其2030的能源过渡计划中已包括5GW的光热电站。

另一个机会是将廉价存储的太阳能从资源丰富的地区在价格最高的时段输送到能源消耗地区。在这种情况下，可以通过HVDC(高压直流电)或UHVDC(超高压直流电)传输线从太阳能资源丰富的地区传输来自光热电站(或光热/光伏混合电站)所提供的基本负荷电力。例如，对于法国和德国消费者而言，让西班牙和葡萄牙(或MENA地区)提供“光热电池”可能比在这些国家当地部署大量电池要更便宜。另一个选择是在太阳辐射高的地区使用光热产生氢，这是一种创新的技术解决方案，有望比尝试使用本地生产的“绿色”氢作为存储介质便宜得多。过去，没有适当的监管框架允许这种交易。但是，今年初欧洲议会通过的新的欧盟市场设计规则可能会开启一条道路。根据新规则，将有一个跨境市场进行容量支付，并限制所支持容量的碳排放量。

这想法并不新鲜，但随着各国尝试进一步减少碳排放，并且需要克服不带储能的“常规”可再生能源的间歇性问题，它们变得越来越重要。

迄今为止，这钟跨境合作模式都不被各地政府所采纳，政府更愿意投资于国内解决方案，比起让当地企业和消费者享受更低廉的清洁能源，政府更希望带动当地就业和提振当地经济。这就迫切需要找到有效的气候变化解决方案，因为气候变化的影响越来越明显，并带来了实际的经济后果，因此可能打开目前的困局。

这使我们不得不思考另一个具有革命性的途径。具有大容量储热装置的混合式电站可能成为“绿色”氢气成本最低的生产商，因为它们允许昂贵的电解槽全天候运行，从而最大限度地提高了利用率。绿氢可以直接通过管道，或用作合成燃料的原料通过油轮运输到使用地点(即非太阳带地区)。在后一种情况下，光热可以提供过程用热，用于直接从空气捕集二氧化碳(合成燃料所需的第二种原料)，从而进一步降低了合成燃料的制造成本。

光热行业更进一步，利用已经在实验室中验证的技术，现在正朝着中试生产的方向发展，光热被用于从水中热化学生产氢气，与电解相比，这可以大大降低绿色氢气的生产成本。

Synhelion公司利用太阳能将水和二氧化碳转化为合成燃料，即所谓的太阳燃料。来自镜场的太阳辐射在接收器中被吸收，并转换为高温过程用热(> 1000°C)，从而驱动热化学反应器产生合成气。然后通过标准的气液技术将合成气加工成燃料。集成的热能存储实现了连续的24小时燃料生产。Synhelion的解决方案将最先进的太阳能塔式系统与专有的高温热化学工艺相结合，以生产太阳能。

下面的图8说明了热化学反应的基本原理。其他采用类似技术的公司包括Heliogen，该公司由Bill Gates(Gates Ventures)支持。

Synhelion最近宣布了其首个商业试点设施，其中包括所生产燃料的采购方：

该试点项目有望最早在2023年左右开始生产合成燃料。最近签署的意向声明中，FlughafenZürichAG承诺以成本价从Synhelion购买该试点项目中生产的全部可再生燃料。

这种光热应用的好处是显而易见的：从空气，水和太阳生产合成燃料，碳足迹为零，这意味着没有运输问题，也没有存储问题，因为合成燃料可以共享现有的化石燃料基础设施。也许正是基于可以重新利用现有基础设施的这种长期可能性，推动了ENI与Synhelion之间的合作。

光热热化学反应合成燃料给航空业减排提供了一个绝佳的途径。很多人投入了大量研究，以使小型飞机电气化，并开发氢气作为大型飞机的燃料。但有一点很清楚，将氢用作大型飞机的燃料以此满足减排，带来了一系列经济、技术和监管方面的挑战，可能需要数十年才能克服。使用零碳合成燃料则可以为大型飞机的减排之路提供更便宜，更快捷的解决方案，其巨大的优势是能够使用现有燃料运输及加油设施。

航空业参与者(尤其是航空燃料供应商)应注意最近发表的关于光热热化学合成燃料替代航空中所有化石燃料的潜力和成本的研究。

谁现在应该考虑CSP投资，为什么?

随着能源存储在能源转型中的地位越来越重要，光热可能会重新成为一项关键技术，从而为降低太阳带国家的转型成本提供了机会。随着绿氢经济的发展，光热可能是成本最低的解决方案之一，尤其是在新型热化学太阳能反应迅速商业化的情况下。太阳能热化学“炼油厂”可能成为能源转型的关键，并成为石油工业的现实替代品。

精明的投资者开始了解到，储能以及带储热的光热发电技术的潜力无限，不能仅从电价收入一个方面去评估。太阳能储热技术在和其他可再生能源结合，在工业用热，在制氢或合成燃料方面的潜力尚未广为人知。投资者也才刚刚开始了解光热资产的生命周期，只要维护得好，即使在其上网电价或PPA到期后，光热电站仍很可能保持价值，无论是作为储能资产还是(升级吸热器)用作合成燃料的“新炼油厂”。

谁该投资光热

基础设施/能源转型投资者：

长期的可靠的能源转型资产。升级，改造和添加储能的机会。事实证明，光热电站非常耐用且稳定(最近有一些例外情况)。1980年代末和1990年代初在美国建造的大多数SEGS电站今天仍在运行。

石油和天然气行业：

定位与低成本合成燃料生产和低成本绿氢生产。最好的光热电站选址最终将被“一抢而空”。石油和天然气专业人士最擅于在恶劣的偏远地区建设光热电站和“新炼油厂”，以及运输和分销太阳燃料。

电力公司，输配电运营商：

获得储能技术，最终以低成本生产绿氢。除了监管限制，主要的电力公司和电网运营商都需要在有条件的情况下尽可能考虑部署CSP储能。