近些年来，风能和太阳能光伏发电技术的成本在快速下降，装机规模则大幅增长，而光热发电项目却屈指可数，而且这一技术还面临着必须要尽快降低发电成本的巨大压力。
世界上的光热巨头如Solar Reserve，Bright Source，Abengoa和Next Era能源资源公司早在数十年前就开始开发光热电站，但如今，他们与其他开发商一样，都在试图进入西班牙和美国之外的其他市场，来寻求更多的发展机会。
Bright Source已将其业务重心转移至中国和以色列等新兴市场;Abengoa则专注于南非和智利市场;美国光热发电市场看似已经没有吸引力，而最近，Solar Reserve却宣布将在内华达州建设装机规模高达2GW的Sandstone塔式光热电站的消息。
据了解，该项目计划投资50亿美元，将由10个塔式光热发电机组构成，每个机组的装机规模为150MW~200MW，都将配备熔盐储热系统。其生产的电力将输送到加利福尼亚州，来满足加州从下午到晚上的高峰时段的用电需求。而这一点恰恰是风能和光伏发电所不能做到的。
Solar Reserve首席执行官Kevin Smith表示，美国光热开发商必须积极响应各自所在区域的市场需求，让公用事业公司充分认识到热能储存在电力采购合同中的价值。
“我们的观点是，加利福尼亚州定会成为美国光热发电技术的主力市场，”Smith说，“而关键点就在于储能，因为加州如果不大量采用储能技术，就无法达到其使可再生能源发电占比提高到50%的目标。”
就通过长时间储能来满足夜间至清晨的用电需求而言，带储热系统的光热发电站与配蓄电池的光伏发电站相比，前者显然更具成本竞争优势。然而，就短时间储能而言，光伏+蓄电池技术的发电成本更低，而且蓄电池的成本仍在快速下降。
在今年5月的迪拜MENASol会议上，来自沙特阿拉伯国家石油公司Saudi Aramco的执行主管Tim Polega就预言，配备7小时蓄电系统的光伏发电的成本优势到2021年将会超越储能型光热发电技术。
因此，有关人士表示，光热技术开发商应通过部署大型电站，着重提高电站的实际运行性能，并减少供应链中的采购成本，从而巩固光热发电技术的长时间储能优势。
精准定位当地电量需求痛点
Solar Reserve表示，Sandstone塔式光热发电项目将配备10小时的储热系统。他们将利用其在内华达州开发的110MW新月沙丘塔式光热发电项目的经验。而新月沙丘电站的储能时长也是10小时，日储存热能达1100MWh，而这一储能容量是加州最大的32MWhTehachapi光伏电站中蓄电池系统的30倍。
即使在阳光断断续续的情况下，该电站也能从早晨到晚上达到稳定的电力输出。
Smith介绍说，Sandstone太阳能综合体将会在夜间11点至12点为整个加州提供约3%的电力。如众多的发展国家一样，每到下午5点~7点的时段，用电需求会急剧增加，而那时，光伏发电站的输出电量却开始逐步削减。
“为了解决加州在晚高峰的用电需求，一个电站的储能时长最少也要达到6小时。因此，我们得出的结论是，光热发电站只有保证储能时长在6~10小时，才最能迎合美国市场的需要。”
目前，Solar Reserve已经在奈县(Nye County)和内华达州筛选出两处地方拟用作Sandstone项目场址，并将在接下来的6到9个月时间里，公布该项目的最终场址。据透露，Sandstone项目将很可能坐落在美国土地管理局(BLM)所辖的公共土地范围内。
国家出台激励措施助力光热发展
为支持可再生能源发展，美国土地管理局于本月10日发布新的土地租赁管理条例和财政激励措施，同时缓解最高的产能潜力和有限土地、资金等资源间的冲突。
Smith认为BLM的最新措施对光热行业而言是很大的鼓励。“在这一政策的支持下，我们预期Sandstone项目的所有审批程序都能很快办完。”
据悉，新出台的管理条例将很快施行，其引入了竞争性投标机制和流线化土地租赁审查程序，以此来鼓励特定租赁区域(DLAs)项目开发。
美国土地管理局表示，竞争性投标将取代之前的“先到先得”的申请流程。另外，开发商面对的变动将不是基于市场调整，而是在固定的利率调整中做出选择。这样一来，租赁中的费用将变得更加透明和可预见化，价格的变化也将更符合市场的动向，这对降低太阳能项目的短期成本很有益处。
目前，BLM发布的声明中已明确指定了用于发展可再生能源的共计700000英亩的公共土地，分别分布在亚利桑那州、加州、科罗拉多州、内华达州、新墨西哥和犹他州等地。而且，该条例还规定，BLM有权在指定的租赁区域之外实施相关条例。
不言而喻的是，相关部门出台的有关利好政策，无疑将助力诸如Sandstone项目的开发，这也是Solar Reserve执着于美国光热市场的原因之一。
