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　　項目是拉丁美洲首個光伏光熱混合電站，由一個裝機100MW的光伏電站和上述110MW的塔式光熱電站組成。

　　

　　項目并非唯一的CSP&PV電站。除上面提到的項目外，以色列Ashalim太陽能綜合體以及摩洛哥Noor Midelt光熱光伏混合電站等都采用了光熱+光伏開發模式。

　　

　　目前，光熱發電與光伏發電的結合也越來越受到開發商們的關注與認可。有關市場專家表示，CSP&PV混合電站可作為基荷電力24小時不間斷的提供電能，且發電成本低于單一的CSP或PV電站。

　　

　　對此，TSK-Flagsol董事總經理Oliver Baudson表示，CSP&PV的設計理念相較單一的光熱電站可以將LCOE（平準化電力成本）降低約50%，至40-80歐元/MWh（約合313.75元-627.5元/MWh）。具體數值則取決于項目當地建設的實際情況。

　　

　　1、遠期效益顯著

　　

　　技術的整合有助于降低電站單位兆瓦時的建設和運營成本。Mott McDonald太陽能項目主任Johana Trujillo表示，在一個電站中，光熱發電會借助儲能進行夜間調峰，整體電站對太陽島面積的需求降低，可以達到節省資本支出的目的。對塔式電站而言，吸熱器部分的體積也會縮小，這也會促進成本降低。

　　

　　項目業主公司首席執行官Fernando Gonzalez則表示，未來新建的混合項目可以通過光熱部分的儲能能力來確定CSP與PV的配置比例，從而優化整體電站工作效率，并最大限度地減少兩者的“工作重疊”。

　　

　　另外，在項目建設和運營階段，CSP&PV混合項目的優勢還體現在后勤和勞動力成本方面。

　　

　　指出，對CSP&PV混合電站的綜合運維可以降低運維成本。可以節省勞動力，而且倉庫，車間和行政大樓等可以共享。

　　

　　則表示，從業經驗的累計會降低施工期間突發事件發生的幾率，并且隨著更多電站的建成，融資方案的可行性增加，總體資本成本將會下降，這些都會使CSP&PV項目更具競爭力。”

　　

　　▲ 光熱LCOE走勢

　　

　　資料來源：國際可再生能源署（Irena）2018年1月

　　

　　2、光熱新興市場將成主力軍

　　

　　擁有豐富的太陽能資源的發展中國家將會是CSP和CSP&PV混合項目的主要增長市場。

　　

　　首席執行官Bruce Anderson表示，發展中國家對電力的需求正在增長，因此會越來越重視像CSP這樣可做基荷電力的發電技術。

　　

　　以摩洛哥為例，繼成功開發單一的光熱項目后，其目前正在推動CSP&PV技術的發展。Noor Midelt光熱光伏混合電站總裝機規模預計為400MW，按照初步設想，該項目將建于Midelt東北方向約25公里處，總占地面積達3000公頃，其中光熱發電裝機將達150-190MW、儲熱時長可達5小時以上，而光伏電站裝機量由投標人自行決定，但不能超過光熱電站夜間凈容量的20%。

　　

　　根據Trujillo的說法，白天陽光充足適合光伏發電而夜間調峰需求高的地方最適合CSP&PV技術的發展。

　　

　　摩洛哥可持續能源署（Masen）的可持續發展官員Meryem Lakhssassi在介紹NoorMidelt項目的最新情況時也強調了這一點，“摩洛哥能源戰略的主要目標是使可再生能源的裝機容量達到52％，鑒于摩洛哥的高峰用電時段是在日落之后，因此能量儲存是必不可少的。”

　　

　　3、標準化開發模式亟待確立

　　

　　較大規模的混合發電項目可以從規模經濟中獲益，而混合發電項目的更廣泛部署則可以在設計層面帶來更高效的優勢。

　　

　　表示，“隨著時間的推移，標準化的開發模式將會建立，可以預期，在設計階段以及后來的調試和運營階段，效率優勢將變得明顯。”

　　

　　表示，創新設計和有利的發展框架會使摩洛哥Noor Midelt CSP&PV混合項目的成本價降至最低。

　　

　　目前，摩洛哥的光熱電價已經大幅下降，于2015年投運的NoorI光熱項目的電價為1.62迪拉姆/kWh（約合189美元/MWh），而預計于今年年底投運的NoorII項目的電價則降為1.36迪拉姆/kWh（約合140美元/MWh）。

　　

　　摩洛哥已經搭建起了一個光熱開發框架，在此框架內，Masen承擔了很多開發和金融風險。Lakhssassi表示，這個開發框架允許開發商專注于優化項目成本，并且有可能使得Noor Midelt混合項目的電價低于之前的的單一CSP項目。我們希望電價能繼續降低，這是我們的最終目標。