技术路线图》(2014版)中指出，“太阳能热发电(CSP)电站产生的太阳能热电力还不具备广泛的竞争力，但是按需供应的太阳能热电力比光伏电力具有更高的价值。
即使一些地方下午峰值时段与光伏输出匹配的很好，但随着光伏和风电(两者都是变量可再生能源)在电力结构中的比例提升，太阳能热发电电站所能提供的多样化配套服务正变得越来越有价值。”
美国国家可再生能源实验室(NREL)的研究人员对加州带有储热的太阳能热电力(STE)和光伏电力(PV)未来总价值(运行价值+容量价值)进行了研究。研究共设定两个情景：一是电力结构中33%来自可再生能源(2020年底的可再生能源配额标准)，其中光伏电力11%;二是电力结构中40%来自可再生能源(加州州长正考虑这一比例)，其中光伏电力14%。在两种情况下，电网可用储电量超过1GW。研究主要结果表明，33%可再生能源渗透情景，倾向太阳能热发电的大部分原因是源于其更大的容量价值，这避免了为满足需求而增建热电厂的成本(表1)。在40%可再生能源渗透下，太阳能热发电的价值略微增加，但光伏发电的价值下降显著，主要反映其自身容量价值的下跌(Jorgenson等，2014)。对于投资决策和规划来说，系统价值和LCOE(平准化电力成本)一样重要。
表1：加州两种可再生能源渗透情景中光热和光伏总价值对比(单位：美元/MWh)
当储热被用来提高容量因子，其可以降低太阳能热电力的均化成本(LCOE)。所需的额外投资——更大的聚光场和储热系统——将被更多的kWh覆盖，因为发电模块(涡轮和发电机)，电站平衡和连接可以运行更多的小时数。相比之下，一开始从电网获取电力的储能(例如抽水蓄能水电站，或电池储能)总是经过一段时间后提高所转移电力的均化成本。储热也具有卓越的“返还”效率，尤其是当储热介质也被用作为传热介质的时候。这可能实现98%的返还效率——即将能量损失限制在2%左右。一定程度上，这些附加价值能够弥补太阳能热发电较高的投资成本。美国西南部公共事业机构选择太阳能热发电站来履行可再生能源配额标准似乎正是意识到太阳能热电力的这些优点，以及光伏系统变量输出产生的潜在不良风险。
在没有经济实惠的蓄电容量下，太阳能热发电可以在光伏系统不能发电的时候进行发电。太阳能热发电内置的存储能力比电池存储和抽水蓄能更便宜，更有效(超过95%的返回效率，而大多数竞争技术只有约80%)。储热可以使热量收集(白天)和发电(随意)分开，这一能力在日落后用电需求显著增加的国家具有直接价值，部分是照明需求驱动。在许多这样的国家，白天通常以煤为主，其电力结构成为由调峰技术为主导，通常基于天然气或石油产品。在发展中经济体中，其电容往往非常紧张，高峰时段将电力系统拉伸至极限。在这种时候，电力的边际值可以猛增，通常到正常的两倍或三倍。
在下午和傍晚为用电高峰的国家，最大比重可能面向光伏。然而在部署光伏以后，当晚上高峰增加时光伏的负荷曲线变得更有利于太阳能热发电。太阳能热发电能够很好地对这些变化作出响应(图2)。关键点在于太阳能热发电站根据高峰和中峰需求发电;日落后，其容量补充当天早些时候的光伏发电量。
这一潜力在澳大利亚完成可以充分应用。下图是2013年南澳在不同月份中不同时间段的电力价格情况。可以看出早上的电价最便宜，但夏天下午4点至6点，冬天晚上6点至8点电价都很高。由于太阳能热发电系统可以进行廉价储热，从而避免用电负荷较低时间发电，而留在高峰需求时候按需发电。
在南非，基础负荷电力由廉价的煤炭产生，不断增长的高峰需求要求额外的调峰能力。为此，正在规划建设5GW以柴油驱动的开式循环燃气轮机(OCGT)，同时天然气是不可用的。这为带储热的太阳能热发电提供了重大机会，太阳能热发电可以在高峰时段提供80%的电力，其它20%由OCGT提供。
南非能源部提供了一个极好的如何鼓励带储热的太阳能热发电在高峰时段发电的政策范本。近来南非能源部在第三轮可再生能源发电招标中推出了一个按时交付(time-of-delivery,TOD)的电价。基础电价适用于白天，一个更高的电价——基础电价乘以2.7——将适用于在高峰时段下午4:30到晚上9:30的电力供应。竞争者只需要竞争一个价格——高峰时段的价格就是简单的将中标价格乘以倍数。因此，这种时间交付确保了最佳竞标价格选择的简单化。
然而，按时交付的电价并不新鲜：没有按时交付的购电协议，第一批商业化太阳能热发电将不可能于上个世纪80年度在美国加州建设，而太阳能热发电技术也不可能实现今天的商业化。基于1978年公共事业管理政策条例界定的可避免成本，包括“能源”和“能力”支付，这些PPA提供了随季节和每天时刻大幅变动的酬报水平，范围从冬天非高峰期约60美元/MWh到夏天高峰期360美元/MWh，反映出电力公司可以避免的成本。
国际能源署预测，2020年以前太阳能热发电的部署速度都相对缓慢。但随着技术逐渐成熟以及投资成本逐步下降。2030年全球CSP装机容量将可能一跃至260GW;2050年，达到980GW。这意味着平均每年装机容量增长27GW，2040年-2050年为高峰5年，每年40GW。目前，太阳能热发电落后于光伏发电，但长期来看，太阳能热发电可以随意输送电力的能力，最后随着光伏发电容量的趋于平稳，其所占比重增多。然而，虽然这两种技术目前在一些市场处于竞争状态，但长期来看，协同效应将占上风。例如，在摩洛哥，虽然已有多边和双边开发银行提供的低成本融资，但主要在白天运行的在建太阳能热发电站仍将需要来自政府的持续支持。然而，如果太阳能热发电主要用于日落之后，光伏主要用于白天，这种组合将为政府节省资金;这些技术比目前预测的替代技术——白天用天然气加上日落后用柴油的边际成本更便宜。
即使一些地方下午峰值时段与光伏输出匹配的很好，但随着光伏和风电(两者都是变量可再生能源)在电力结构中的比例提升，太阳能热发电电站所能提供的多样化配套服务正变得越来越有价值。”
美国国家可再生能源实验室(NREL)的研究人员对加州带有储热的太阳能热电力(STE)和光伏电力(PV)未来总价值(运行价值+容量价值)进行了研究。研究共设定两个情景：一是电力结构中33%来自可再生能源(2020年底的可再生能源配额标准)，其中光伏电力11%;二是电力结构中40%来自可再生能源(加州州长正考虑这一比例)，其中光伏电力14%。在两种情况下，电网可用储电量超过1GW。研究主要结果表明，33%可再生能源渗透情景，倾向太阳能热发电的大部分原因是源于其更大的容量价值，这避免了为满足需求而增建热电厂的成本(表1)。在40%可再生能源渗透下，太阳能热发电的价值略微增加，但光伏发电的价值下降显著，主要反映其自身容量价值的下跌(Jorgenson等，2014)。对于投资决策和规划来说，系统价值和LCOE(平准化电力成本)一样重要。
表1：加州两种可再生能源渗透情景中光热和光伏总价值对比(单位：美元/MWh)
当储热被用来提高容量因子，其可以降低太阳能热电力的均化成本(LCOE)。所需的额外投资——更大的聚光场和储热系统——将被更多的kWh覆盖，因为发电模块(涡轮和发电机)，电站平衡和连接可以运行更多的小时数。相比之下，一开始从电网获取电力的储能(例如抽水蓄能水电站，或电池储能)总是经过一段时间后提高所转移电力的均化成本。储热也具有卓越的“返还”效率，尤其是当储热介质也被用作为传热介质的时候。这可能实现98%的返还效率——即将能量损失限制在2%左右。一定程度上，这些附加价值能够弥补太阳能热发电较高的投资成本。美国西南部公共事业机构选择太阳能热发电站来履行可再生能源配额标准似乎正是意识到太阳能热电力的这些优点，以及光伏系统变量输出产生的潜在不良风险。
在没有经济实惠的蓄电容量下，太阳能热发电可以在光伏系统不能发电的时候进行发电。太阳能热发电内置的存储能力比电池存储和抽水蓄能更便宜，更有效(超过95%的返回效率，而大多数竞争技术只有约80%)。储热可以使热量收集(白天)和发电(随意)分开，这一能力在日落后用电需求显著增加的国家具有直接价值，部分是照明需求驱动。在许多这样的国家，白天通常以煤为主，其电力结构成为由调峰技术为主导，通常基于天然气或石油产品。在发展中经济体中，其电容往往非常紧张，高峰时段将电力系统拉伸至极限。在这种时候，电力的边际值可以猛增，通常到正常的两倍或三倍。
在下午和傍晚为用电高峰的国家，最大比重可能面向光伏。然而在部署光伏以后，当晚上高峰增加时光伏的负荷曲线变得更有利于太阳能热发电。太阳能热发电能够很好地对这些变化作出响应(图2)。关键点在于太阳能热发电站根据高峰和中峰需求发电;日落后，其容量补充当天早些时候的光伏发电量。
这一潜力在澳大利亚完成可以充分应用。下图是2013年南澳在不同月份中不同时间段的电力价格情况。可以看出早上的电价最便宜，但夏天下午4点至6点，冬天晚上6点至8点电价都很高。由于太阳能热发电系统可以进行廉价储热，从而避免用电负荷较低时间发电，而留在高峰需求时候按需发电。
在南非，基础负荷电力由廉价的煤炭产生，不断增长的高峰需求要求额外的调峰能力。为此，正在规划建设5GW以柴油驱动的开式循环燃气轮机(OCGT)，同时天然气是不可用的。这为带储热的太阳能热发电提供了重大机会，太阳能热发电可以在高峰时段提供80%的电力，其它20%由OCGT提供。
南非能源部提供了一个极好的如何鼓励带储热的太阳能热发电在高峰时段发电的政策范本。近来南非能源部在第三轮可再生能源发电招标中推出了一个按时交付(time-of-delivery,TOD)的电价。基础电价适用于白天，一个更高的电价——基础电价乘以2.7——将适用于在高峰时段下午4:30到晚上9:30的电力供应。竞争者只需要竞争一个价格——高峰时段的价格就是简单的将中标价格乘以倍数。因此，这种时间交付确保了最佳竞标价格选择的简单化。
然而，按时交付的电价并不新鲜：没有按时交付的购电协议，第一批商业化太阳能热发电将不可能于上个世纪80年度在美国加州建设，而太阳能热发电技术也不可能实现今天的商业化。基于1978年公共事业管理政策条例界定的可避免成本，包括“能源”和“能力”支付，这些PPA提供了随季节和每天时刻大幅变动的酬报水平，范围从冬天非高峰期约60美元/MWh到夏天高峰期360美元/MWh，反映出电力公司可以避免的成本。
国际能源署预测，2020年以前太阳能热发电的部署速度都相对缓慢。但随着技术逐渐成熟以及投资成本逐步下降。2030年全球CSP装机容量将可能一跃至260GW;2050年，达到980GW。这意味着平均每年装机容量增长27GW，2040年-2050年为高峰5年，每年40GW。目前，太阳能热发电落后于光伏发电，但长期来看，太阳能热发电可以随意输送电力的能力，最后随着光伏发电容量的趋于平稳，其所占比重增多。然而，虽然这两种技术目前在一些市场处于竞争状态，但长期来看，协同效应将占上风。例如，在摩洛哥，虽然已有多边和双边开发银行提供的低成本融资，但主要在白天运行的在建太阳能热发电站仍将需要来自政府的持续支持。然而，如果太阳能热发电主要用于日落之后，光伏主要用于白天，这种组合将为政府节省资金;这些技术比目前预测的替代技术——白天用天然气加上日落后用柴油的边际成本更便宜。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201708/31/133727.html
