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　　CSPPLAZA光熱發電網報道：在全球范圍內，包括已規劃、在開發項目在內，目前共有超過40個光熱發電混合電站項目，這預示著光熱發電混合電站在全球CSP市場中已占據重要位置。

　　光熱發電當前依然面臨著投資成本太大、度電成本過高、投資風險較大的發展障礙，與傳統火電站或生物質能等進行混合發電則可以在一定程度上削減光熱發電項目的投資成本，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又如何？通過以常見的光熱燃氣聯合循環電站為例進行研究，我們可以看到，太陽能和燃氣進行混合發電的電站投資要高于同等功率的傳統燃氣電站，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勢。

　　上述40個光熱發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，該國已經意識到集合光熱發電技術和其他發電技術進行混合發電的價值，基于印度豐富的生物質資源，印度新能源和可再生能源機構(MNRE)已決定設立一個專門的部門來推進生物質太陽能聯合循環發電項目。另外，MNRE今年10月份還宣布了一個獨立的CSP混合電站規劃方案，計劃支持建設4個混合CSP示范電站項目，每個項目的裝機能力將根據最終的征地情況和所在州政府決定，預計將在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，假設在摩洛哥首都Rabat建設一個150MW的ISCC燃氣光熱聯合循環電站，當地DNI為900W/㎡，電站裝機150MW，其中配置20MW的太陽能熱發電裝機，并配置1小時儲熱系統，以Andasol-I光熱電站項目的投資作為參考，對比ISCC聯合循環電站和相應的純粹的150MW的天然氣聯合循環（NGCC）電站，分析結果顯示如下：

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

　　圖表2則顯示了ISCC電站和相對應的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。從這一組數據可以看出，ISCC項目的投資成本要高出NGCC電站，約是NGCC電站的152.95%。但相對光熱發電的3790美元/kw，其投資成本僅為光熱發電的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混合電站是更具經濟性的發電方式。

　　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電站在節能減排方面的綜合效益要優于NGCC。ISCC電站的光熱發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濟效益上要優于純粹的光熱電站，但其要想在未來獲得更多的應用市場，繼續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發電的成本，更在于整個光熱發電技術的成本。