不断下降的光伏发电成本可能在一定程度上抑制了同为利用太阳能进行发电的光热发电项目的增长，但这也加速了光热光伏混合发电项目(CSP-PV hybrid)的全球部署。
西班牙是全球拥有在运行光热电站最多的国家，但在总装机2.3GW的光热发电项目中有1.2GW并未配置储能装置。随着光伏和风能装机量的不断增长，可存储电力的价值也在不断提升。
为了使光热电站可以在夜间提供足够多的可调度能源，西班牙的运营商们也在不断探索和设计新的储能系统，对现有电站进行储能升级改造。
西班牙知名光热企业阿本戈Abengoa运行着13座抛物线槽式光热电站，总装机量达650MW，但这些电站全都未配置储热系统。阿本戈团队正在寻求使用低成本的光伏发电来支持其槽式光热电站新配置的熔融盐储热系统。在改进的抛物线槽概念下，使用低成本的电源和电加热器来提高温度和效率。
目前，与槽式系统相比，塔式光热电站在较高的工作温度下热效率更高，其配置熔盐储热系统更具成本竞争力。
阿本戈太阳能技术总监Miguel Mendez Trigo表示，“储能改造是目前在西班牙光热发电行业推动的主要业务线之一。阿本戈最近已与一些领先的能源企业签署了一项合作协议，将在其中一座50MW的光热电站开发建设一个试点项目。”
“之后，一些关键设备、熔盐电加热器和高效换热器等将在世界范围内首次通过大规模的验证。”
光伏的蓬勃发展将助推光热产业的再次崛起
西班牙可再生能源间歇性的提高将在未来几年内增加对储能的需求。
尽管经历了多年的低迷，西班牙的光伏行业已开启蓬勃发展模式。该国在2019年新增了4GW的光伏发电装机，预计未来五年每年将再安装约4GW。
西班牙最新的《国家综合能源与气候计划》(PNEC)的目标是，到2030年实现74%的电力来自可再生能源，并关闭近10.5GW的燃煤项目。
根据西班牙政府的计划，光伏容量将从2019年的9GW增加到2030年的36.9GW，风能将翻一番至50.5GW。到2025年，光热发电装机将上升到4.8GW，到2030年将达到7.3GW。
西班牙装机量与电力供应比例(截止到2019年底)，光热发电占比2%左右
光伏装机量的飙升将对日间电价造成下行压力，从而可以帮助提高混合光热光伏电站的经济性。
“通过在50MW抛物线槽式电站中进行集成，将电网存储增加8-9个小时，比在现有的光伏系统中实现与电池等效的存储要便宜好几倍。” Aelius工程和咨询公司首席执行官Xavier Lara说道，“目前，西班牙已经在研究这个概念，环境部已于4月份启动了公众咨询，针对储能系统的新财务和法律框架对更大范围的部署至关重要。”
光热电站储热系统改造将“拯救电网”
光热发电项目的储能改造还可以帮助西班牙避免由于光伏项目热潮而增加的并网风险，并降低电网投资成本。
西班牙电网运营商Red Electrica已承诺在埃斯特雷马杜拉投资1.1亿欧元(1.244亿美元)以支持10GW的可再生能源产能。Red Electrica将于今年晚些时候向政府提交更详尽的国家电网发展计划。
阿本戈预计其试点项目将花费大约四年的时间才能完成。Mendez说，可再生能源框架的不断加强，可能会促进西班牙第一个商业光热光伏项目的推进。
投资者们已重返西班牙光热发电市场
西班牙光热发电市场此前经历了多年的停滞，据CSP Focus此前报道，目前投资者们已开始重返西班牙的CSP市场。
光热光伏混合式太阳能发电CSP-PV项目也将成为西班牙CSP装机增长的主要构成。不断增加的储能需求也凸显了CSP技术的优势。
“西班牙现在有稳定健全的法规，为投资者提供了长期的保障、信心和明确的游戏规则，” Atlantica Yield欧洲、中东及亚洲区域副总裁David Esteban说，“光热+ 储热组合提供的电网稳定性将刺激新的项目建设。”
此外，摩洛哥正在推进的800MW Noor Midelt I光热光伏混合项目将200MW的槽式光热发电、600MW光伏发电和五小时的储能系统相结合，在去年创下了68迪拉姆/兆瓦时(71美元/兆瓦时)的CSP最低价格，这也证明了结合式光热发电、光伏和储能技术的良好成本效益。
