澳大利亞擁有充足的陽光，但是我們建造的光伏越多，要把太陽能發的所有電都利用起來的難度就越大。如果預算足夠，加上儲能就可以解決這個問題。光熱發電可以將太陽能和儲能巧妙結合起來，通過鏡子將太陽光匯聚起來，加熱流體產生高溫蒸汽，進而驅動渦輪機發電。

全球光熱發電總裝機約6.2GW，其中1.5GW正在建設中。已投運的電站中，拋物線槽是最流行的一種技術，接近5GW，但隨著塔式技術隨著LCOE的明顯降低，也受到越來越多的關注。

對新技術缺乏了解

Abengoa Energy亞太地區業務發展總監Alberto Alba Rodriguez說，在可再生能源滲透率超過30％的地區，發電量的快速增長可能會帶來嚴重后果。他說，混合式“智能太陽能概念”將光熱發電（CSP）與低成本的風能和光伏結合在一起，但目前大部分項目業主仍然對該技術的好處缺乏足夠的了解。

John Cockerill業務開發經理Ildo Agnetti解釋了這項技術，光場定日鏡聚集的陽光將熔融鹽從大約300°C加熱到接近600°C。這些熱量一部分用于產生蒸汽來驅動汽輪機，另一部分以熱鹽的形式儲存起來。Agnetti說：“它的工作方式與燃煤發電站非常相似，只是能源來自太陽。”

Agnetti表示，除了能與澳大利亞各地正在開發的大型光伏項目進行互補以外，將CSP與光伏和風能結合在一起的混合電站能夠完美替代偏遠采礦場的柴油發電機，那些地方土地便宜且太陽能資源最豐富。他說，一項針對客戶的研究表明，這樣的設施可以滿足約97％的負荷，富余能量還可以用來制氫。該公司參與了智利，南非，迪拜和中國的CSP項目。

儲存時間因項目而異，Agnetti拿John Cockerill公司的項目案例來說，南非某50MW的電站有5小時的儲能時間，而智利的110MW某光熱電站則有17.5小時的儲能時間。他說，這么長的儲能時間使CSP更像抽水蓄能電站，而LCOE則與海上風電大致相同。

替代煤電

ITP Thermal執行董事Keith Lovegrove博士解釋說，CSP中使用的蒸汽輪機類似于燃煤電廠中使用的蒸汽輪機，但是由于它們容量較小，因此響應速度更快。他說，CSP系統可以持續至少30年，而冷罐（大約300°C）與熱罐（大約600°C）之間的窄溫差使這項技術更加具有經濟性。

他建議，隨著負定價在市場上變得越來越普遍，儲罐中的電加熱元件可以提供寶貴的負荷，即使循環效率僅為40％。在全球范圍內，中國在CSP方面遙遙領先。自2018年以來，中國首批20個示范項目共1.35GW裝機，已經完成了8個項目，其中包含塔式和槽式項目。

在澳大利亞，有座CSP電站自2016年起，在南澳大利亞的一個番茄農場中運營至今。澳洲CSP技術公司Vast Solar也在運營一個1MW的示范項目，并計劃在昆士蘭州的Mt Isa地區建造一個50MW的電站系統。Kogan Creek Solar Boost是一個采用法國阿海琺公司技術的44兆瓦光熱電站，于2016年被CS Energy放棄，當時項目僅完成了75％。

Lovegrove表示，ITP已就未來的新南威爾士州-南澳大利亞州交界處附近的CSP項目計劃提供建議，該公司發現14小時的儲能時間是在當地電價政策條件下的最優選擇。

澳大利亞公司RayGen已經開發了一種集中式太陽能技術，定日鏡將太陽光聚焦在高效PV電池上，這與集中式光熱發電技術截然不同。Lovegrove說，如果澳大利亞像西班牙一樣認真對待CSP，設定好項目開發規則，那么當地的光熱電站項目就可以持續發展，可以實現40％的復合增長， “如果這樣做的話，僅靠CSP就可以輕松填補煤電退役留出的空間。”