照片：Solrico

事实证明，使用聚光集热器的太阳能过程供热在德国在经济上是可行的。根据德国弗劳恩霍夫太阳能系统研究所（ISE）最近的一项研究，Shahab Rohani博士在Zukunft Wärme（未来热能）研讨会上发表了一项研究，投资回收期为3.4至7年，具体取决于太阳能覆盖范围和位置。如果考虑到税收、征税和CO₂价格，平准化供热成本（LCoH）比燃气产生的供热成本低50%。该研究受德国太阳能行业协会BSW-Solar委托，包括6,000多个动态系统模拟，并考虑了三种太阳能热技术：平板、真空管和抛物线槽式聚光集热器。参考案例是一家持续供热需求为5MW 的项目，目前由燃气锅炉满足。抛物线槽式集热器实现的最短投资回收期仅为3.4年。在这种情况下，考虑到50%的投资补贴，德国南部以14%的低太阳能比例输送了120°C的太阳能热能。
“这项研究消除了人们仍然普遍的看法，即太阳能过程热量在德国等低辐射地区在经济上不可行”，BSW-Solar 的 Juliane Hinsch 在谈到这些发现时评论道。

这种误解反映在研讨会前举行的关于聚光太阳能热系统未来的研讨会上进行的民意调查中。来自工业和研究的参与热能专家中有三分之一同意这种说法，即在德语国家集中太阳热量相当不经济（见图 1）。

该研讨会是 SolProNetz 研究项目的一部分，该项目旨在支持规划者、承包商和工业供热用户将聚光太阳能热系统集成到他们的供热规划和供热服务中。

图 1：5月20日在德国举行的“未来热能”研讨会开始时作为“太阳热能聚光的未来”研讨会的一部分的民意调查结果摄影：Solrico

300 °C的工业蒸汽可在四年内收回成本

为了便于获取研究结果，ProSolNetz合作伙伴开发了一系列信息图表，重点关注抛物线槽式集热器场的结果。图2显示了在德国中部维尔茨堡（Würzburg）位置提供120°C或300°C的此类油田的太阳能投资回收期的巨大变化。作为一般规则，低太阳能比例可以实现4到5年的有利投资回收期，因为在这种情况下不需要存储。

曲线还清楚地表明，300°C的应用具有更长的投资回收期，因为槽式场的投资成本在较高温度下会增加，而中温存储也会导致更高的成本。编译 陈讲运

同样重要的是要注意，由于联邦经济能源和资源效率计划（EEW）提供了50%投资补贴，即使太阳能比例为50%，该投资也可以在7.5年内收回。在这种情况下，需要一个41MW的太阳能场以及一个能够满负荷22小时的存储单元。然而，通过这种设计，并非所有的太阳热能都可以在夏季利用，这增加了太阳热能的总成本。

图 2：与中温工艺热的太阳能分数相关的投资回收期

发现太阳能过程热量比基于气体的替代品

便宜50%到80%：该研究得出结论，太阳能过程热量的LCoH 在3—7欧分/kWh之间，使其比天然气产生的热量更具成本效益，后者估计为13.6欧分/kWh（见图 3）。箱形图说明了从数千次模拟中得出的不同太阳能设计的LCoH值，这些模拟主要根据当地太阳照射和太阳能覆盖程度而变化。对于抛物线槽式集热器（PTC），成本假设是从专家估计和调查数据的组合中得出的，以反映最新的可用市场价格。

作者在计算气体加热的LCoH时采用了保守的方法。根据2023年需求为44GWh 的供热消费者的统计数据，他们使用的恒定参考价格为7.8欧元/千瓦时。该价格包括5.6欧分/千瓦时的净天然气成本，外加2.2欧元/千瓦时的税费和电网费用。

与二氧化碳定价相关的假设符合前弗劳恩霍夫研究所的一项适度情景。在这种情况下，2024年的二氧化碳价格为每吨 45欧元，在2044年增加到每吨310欧元。

图 3：适用于不同工业应用的LCoH

11MW集热场在20年内节省了1200万欧元的天然气成本

“投资回收期只是评估槽式油田经济效率的一种方式。考虑使用寿命内的节省同样重要，太阳能分数越高，节省的成本可能会明显更高——尽管这些通常伴随着更长的投资回收期和更低的投资回报。因此，决策者在评估太阳能过程供热系统时，应权衡短期回报和长期经济利益，“Hinsch 解释说。

节省的费用当然令人印象深刻。对于上述型号，在120 °C工艺热下太阳能覆盖率为50%，投资1260万欧元可节省2500万欧元的天然气。这相当于196%的IRR（见图 4）。由于太阳能覆盖率较低，为21%，投资380万欧元，20年可节省1200万欧元。在这里，投资者受益于310%的内部收益率。在这两种情况下，节省的费用都是按贴现基础计算的，即按现值计算。

该研究的作者得出结论，如果槽式集热器系统的投资者以20%至30%的适度太阳能覆盖率为目标，则可以获得最高的投资回报。因此，优化的系统设计和可用的联邦拨款对于经济效率极为重要。

图 4：在120 °C下提供工艺热量的槽式集热场在使用寿命内节省的成本

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