CSPPLAZA光熱發(fā)電網(wǎng)報道：在全球范圍內(nèi)，包括已規(guī)劃、在開發(fā)項目在內(nèi)，目前共有超過40個光熱發(fā)電混合電站項目，這預(yù)示著光熱發(fā)電混合電站在全球CSP市場中已占據(jù)重要位置。

　　光熱發(fā)電當前依然面臨著投資成本太大、度電成本過高、投資風險較大的發(fā)展障礙，與傳統(tǒng)火電站或生物質(zhì)能等進行混合發(fā)電則可以在一定程度上削減光熱發(fā)電項目的投資成本，降低項目投資風險，基于此，光熱混合電站的發(fā)展前景愈加明朗。

　　光熱混合電站的成本效益到底如何？其在二氧化碳等溫室氣體減排方面的表現(xiàn)又如何？通過以常見的光熱燃氣聯(lián)合循環(huán)電站為例進行研究，我們可以看到，太陽能和燃氣進行混合發(fā)電的電站投資要高于同等功率的傳統(tǒng)燃氣電站，但卻遠低于純粹的光熱電站，同時在二氧化碳減排方面，這種混合型電站也有明顯優(yōu)勢。

　　上述40個光熱發(fā)電混合電站項目分布于阿爾及利亞、摩洛哥、埃及、伊朗、以色列、土耳其、印度、澳大利亞、中國、意大利、智利、墨西哥和美國。以新興市場印度為例，該國已經(jīng)意識到集合光熱發(fā)電技術(shù)和其他發(fā)電技術(shù)進行混合發(fā)電的價值，基于印度豐富的生物質(zhì)資源，印度新能源和可再生能源機構(gòu)(MNRE)已決定設(shè)立一個專門的部門來推進生物質(zhì)太陽能聯(lián)合循環(huán)發(fā)電項目。另外，MNRE今年10月份還宣布了一個獨立的CSP混合電站規(guī)劃方案，計劃支持建設(shè)4個混合CSP示范電站項目，每個項目的裝機能力將根據(jù)最終的征地情況和所在州政府決定，預(yù)計將在20MW~50MW之間，地點將分布于拉賈斯坦邦、古吉拉特邦、泰米爾納德邦、安得拉邦。

　　在本文中，我們通過生命周期評估法，假設(shè)在摩洛哥首都Rabat建設(shè)一個150MW的ISCC燃氣光熱聯(lián)合循環(huán)電站，當?shù)谼NI為900W/㎡，電站裝機150MW，其中配置20MW的太陽能熱發(fā)電裝機，并配置1小時儲熱系統(tǒng)，以Andasol-I光熱電站項目的投資作為參考，對比ISCC聯(lián)合循環(huán)電站和相應(yīng)的純粹的150MW的天然氣聯(lián)合循環(huán)（NGCC）電站，分析結(jié)果顯示如下：

　　圖表1顯示，從功率上來看，太陽能熱發(fā)電占項目總裝機的比例為13.33%，但從發(fā)電量上來看，太陽能熱發(fā)電貢獻的發(fā)電量為項目總發(fā)電量的8.86%。這是由于該研究對象并未設(shè)置太陽能熱發(fā)電全天24小時發(fā)電的情景。

　　圖表2則顯示了ISCC電站和相對應(yīng)的NGCC電站的投資成本對比情況，NGCC電站的投資成本為1152美元/kw，LCOE為7.7美分/kwh，對應(yīng)的ISCC電站的投資成本為1762美元/kw，LCOE為9.6美分/kwh，其中ISCC電站中的光熱發(fā)電部分的投資成本為3790美元/kw，LCOE為29.6美分/kwh。從這一組數(shù)據(jù)可以看出，ISCC項目的投資成本要高出NGCC電站，約是NGCC電站的152.95%。但相對光熱發(fā)電的3790美元/kw，其投資成本僅為光熱發(fā)電的46.49%。而在LCOE方面，ISCC電站的LCOE是NGCC電站的124.68%，但相對光熱發(fā)電的29.6美分/kwh，僅是其的32.43%。這意味著相對純粹的光熱電站來看，ISCC混合電站是更具經(jīng)濟性的發(fā)電方式。

　　雖然ISCC電站無法在投資成本和LCOE方面與單純的NGCC電站相抗衡，但ISCC電站在節(jié)能減排方面的綜合效益要優(yōu)于NGCC。ISCC電站的光熱發(fā)電部分的二氧化碳排放基本為零，這使得ISCC電站的二氧化碳排放量要大大低于NGCC電站。

　　ISCC電站在投資成本和經(jīng)濟效益上要優(yōu)于純粹的光熱電站，但其要想在未來獲得更多的應(yīng)用市場，繼續(xù)降低其成本仍是最根本的解決之道。這不僅僅指的是混合CSP發(fā)電的成本，更在于整個光熱發(fā)電技術(shù)的成本。