美国国家可再生能源实验室(NREL)近期发布的一份报告表明，储热型光热发电（CSP）系统的储能能力可以为公用事业公司的最佳能源组合增加显著价值。

该报告发现，与光伏(PV)太阳能发电相比，具有6小时存储容量的光热发电系统可以在太阳不照射时有效降低峰值净负荷【注：一般把用电负荷减去风、光出力后的值定义为净负荷，净负荷的波动特性决定了能源系统对调节能力的需求。净负荷的波动性与用电负荷、新能源出力特性密切相关，随着新能源渗透率提高而增大】，这足以使公用事业公司的容量和运营价值增加35.80美元/兆瓦时（约合人民币0.260元/kWh）。

报告指出，与不配置储热系统的光热电站相比，储热型光热发电系统则拥有更高的额外价值。上述额外价值的产生是因为储热型光热发电系统可以在高峰负荷期间取代相比煤炭发电更昂贵的燃气发电，此外当太阳落山光伏不再提供电力输出时，储热型光热发电系统还可以继续压平晚上用电高峰的峰值负载。

来自NREL的Paul Denholm和Marissa Hummon在撰写的报告《在生产成本模型中模拟储热型光热发电系统的价值》中指出，每兆瓦35.80美元的额外价值将出现在可再生能源在公用事业组合中拥有相对较高渗透率(约34%)的情况下，如果渗透率较低，则额外价值就会随之降低。

据悉，作者主要模拟了科罗拉多州两个平衡区域的电网运行情况，同时科罗拉多州的本次研究也标志着科研人员首次使用了生产成本模型（一种传统的公用事业规划工具）来评估具有储热功能的光热发电系统的运营和容量价值。来自NREL的研究人员采用了Energy Exemplar的PLEXOS模拟模型，使他们能够区别有存储和没有存储的热能存储(TES)的相对值。

后续，NREL也将使用同样的思路来模拟由独立系统运营商控制的、更复杂的加州电力系统，关于储热型光热发电系统为加州电力系统增加价值的相关报告预计将于明年初发布。

从技术角度来看，储热型光热发电系统能够将热能储存在熔盐中，可以在一天中更长的时间内利用其热能驱动发电厂的涡轮机进行电力供应。

NREL聚光太阳能发电项目经理Mark Mehos表示：“我们很早就知道储热型光热发电系统可以增加显著价值，但是，我们现在能够用公用事业公司所理解的语言来量化这一价值。”

报告指出，与其他可再生能源方案相比，在可再生能源高渗透水平下，可以调度储热型光热发电系统来取代天然气而不是煤炭。这很重要，因为天然气发电机产生的电力通常比煤炭产生的电力更昂贵。

Paul Denholm提到：“有了储热型光热发电系统，你将不用再一直考虑新建发电系统来满足新增需求，也不用再纠结选择哪种燃料更加便宜。”

此外，储热型光热发电系统可以降低夜间用电高峰但无法使用光伏发电时的峰值净负载。因此，它可以帮助公用事业公司抵消建造新燃气发电站的需求，并满足太阳落山时的电力需求。

Marissa Hummon对此表示：“随着夜间用电高峰的到来，储热型光热发电系统可以不断减少高峰需求，并持续保持高运营价值和高容量价值。”

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