索比光伏网讯:一些业界专家认为，光热发电项目开发商必须根据市场的实际需求，从更长时间的调度能力和获得更高容量因子的角度考虑，来确定电站的储能容量，以将光热发电的成本优势最大化。
事实上，储能系统在当今光热电站中的应用已十分普遍。作为光热发电技术的主要优势，配置储能系统可以使光热发电相比其他可再生能源发电技术为电网提供更为稳定的电力供应。
据统计，目前全球共有17个公用事业规模的光热发电项目在建，其中15个项目都配备了储热系统。9月13日，国家能源局发布了首批光热示范项目名单，共有20个项目入选，其中18个项目都采用了熔盐储热技术。
图：SolaReserve开发的110MW新月沙丘光热电站的熔盐储热系统
瑞典皇家理工学院（KTH）的高级研究员RafaelGuedez表示：“光热电站在整合了储能系统（TES）后，的确能够显著降低电力平准化成本（LCOE），当然，要使成本效益达到最优化，储热系统的设计方案必须综合考量太阳岛、发电岛的实际规模以及具体的电力调度策略。”
“满负载储热时长每增加一小时，就意味着投资成本需提高大约3%~4%，具体的增加数额将取决于不同的光热发电技术路线、储热材质和运行策略等等，但随着输出电力的增加，额外的投资成本也相应增多，”西班牙动力工程和技术咨询公司Araner的储热技术专家KatlynAvery介绍道，“通过提高储热容量，光热电站就能持续运行更长时间，发电成本自然会降低，这对项目开发商来说是很划算的。”
塔式熔盐传储热或将成为主流
据一些业内专家介绍，应用熔盐储热系统的塔式光热电站能够在更高温度下运行，该储热系统的安装和操作更简便，换热效率也更高，因此，业界对熔盐储热技术的认可度颇高。
从西班牙Torresol能源公司开发的装机20MW的Gemasolar光热电站到美国SolaReserve装机110MW的新月沙丘电站，再到Abengoa在智利开发建设的装机110MW的Atacama1电站（与新月沙丘电站配置相似），以及ACWA电力公司在摩洛哥建设的150MW级NoorIII电站，都无一例外地选择了熔盐储热型塔式光热发电技术路线。
据了解，使用导热油作为传热流体（HTF）的塔式光热电站的最高运行温度是565摄氏度，相比之下，槽式导热油光热电站的运行温度最高只限于385摄氏度。
“更高的工作温度带来的将是成本相对更低同时效率更高的储热系统，而这又会很快地转化为收益。”Avery表示。
Guedez则补充表示，如果将熔盐同时作为塔式光热电站的传储热介质，相当于将熔盐储热系统和熔盐塔无缝连接起来，不但简化了整个电站的设备组成，还有利于电站后期的运维控制。
槽式传热介质：由导热油到熔盐的探索
目前，全球众多槽式光热电站开发商正纷纷进行试验，探索将传热介质由导热油转换为熔盐的可能性，希望通过进一步提高技术水平，以提高系统的运行温度，从而缩短与塔式熔盐储热光热电站之间的差距。
根据国际可再生能源机构（IRENA）的报告显示，槽式光热电站的传热介质若由导热油转换为熔盐，整个槽式光热电站储热系统的安装成本将会减半。另外，到2025年，储热系统的安装成本预计会下降到16美元/kWth。
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