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上网电价是加快光热发电产业化的关键

2013/8/13 16:27:25 作者：UPS应用来源：UPS应用
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　　作为光热发电产业化的一个里程碑，青海德令哈50兆瓦塔式太阳能光热发电站一期10兆瓦工程于日前正式并网发电。这是我国第一个进入工业化运行的太阳能光热发电项目，对于迟迟未能大规模启动的光热发电产业颇具示范意义。

　　作为光热发电产业化的一个里程碑，青海德令哈50兆瓦塔式太阳能光热发电站一期10兆瓦工程于日前正式并网发电。这是我国第一个进入工业化运行的太阳能光热发电项目，对于迟迟未能大规模启动的光热发电产业颇具示范意义。
　　
　　光热发电起步多年，为何直到今天才结下第一颗果实？何时才会进入规模化发展阶段？青海德令哈项目具体运行情况如何？广受关注的光热上网电价是否确定？8月9日，记者就相关问题专访了投资建设青海德令哈项目的浙江中控太阳能技术有限公司总裁钟国庆。
　　
　　规模化发展需解决四问题
　　
　　记者：与光伏发电相比，光热发电具有并网友好、发电稳定、储热连续等优点。但在推广应用上光热发电却一直走在光伏发电后面，反差较大。您如何看待目前光热发电产业的发展现状？如何才能进入规模化发展阶段？
　　
　　钟国庆：总体上说，我国光热发电处于产业形成期，即产业化的起步阶段。不管是产品（装备）还是系统都还没有走向规模化发展，要进入规模化发展，还有很多工作要做。第一，政府应出台有效的激励政策，其中上网电价政策最为关键。太阳能热发电与其他可再生能源发电形式一致，成本高于传统发电方式，需要政府的政策扶持，我国风电和光伏发电的快速发展都是在电价政策出台以后实现的；第二，建立健全太阳能热发电站选址技术支撑体系，实现一定规模的示范；第三，建立健全电站设计、施工、调试、运营全过程标准体系；第四，企业方面应加快掌握聚光、集热、储热核心技术，提高电站整体系统设计和集成能力，实现关键装备全线国产化，降低电站发电成本。
　　
　　在政府及企业的共同努力下，通过一定规模示范项目的建设和运行积累经验，提高大规模电站核心技术水平及装备制造能力，降低发电成本，我国光热产业将步入规模化发展阶段。
　　
　　记者：您如何看待光热发电未来在我国的发展前景？
　　
　　钟国庆：积极利用太阳能，大力发展光热发电产业是大气污染防治、治理雾霾、实现美丽中国梦的必经之路，随着“十二五”目标装机容量完成形成示范效应，我国太阳能光热产业将步入快速发展阶段。我国是制造大国，在科技创新和产业规模扩大的同时，我国更容易实现电站造价的降低，从而成为全球光热发电事业的引领者。
　　
　　造价可控制在1.5万元/千瓦以内
　　
　　记者：具体到德令哈项目上，请介绍下建设和并网的具体情况，中间遇到何种困难，又是如何解决的？
　　
　　钟国庆：作为我国第一个大规模商业化光热电站，建设过程中我们遇到了不少困难，如环境恶劣、灰尘对镜面洁净度的影响、缺乏熟练工人且人力成本较高、特殊气候环境导致工期较长、基础设施条件差、站址所在地没有现成的电力输出走廊等。
　　
　　去年我们经历过九级大风，实测风速达到16～17米/秒，冬天还得经受零下30摄氏度低温的考验。风沙和低温都对我们的定日镜、热力管道等设备的抗风性、耐低温性、保温性等提出了很高要求，为此我们所有设备都采用环境适应高可靠性设计以及专业的防冻和保温设计；面对风沙、灰尘对镜面洁净度的影响，我们正在开发清洗机器人，该机器人可实现自动循迹、无人驾驶、夜间作业；由于站址所在地没有现成的电力输出走廊，因此一期工程完成初期我们面临接入系统建设问题，但在青海省各级政府、青海电网的大力支持下，我们已完成接入系统的工程建设并顺利并网发电。
　　
　　记者：德令哈项目上网电价问题是否得以明确，与光伏发电相比，是否具有成本优势，何时可以收回成本？
　　
　　钟国庆：德令哈项目上网电价尚未明确。由于目前光热发电整体规模较小且未形成规模效应等原因，造成光热发电成本暂时较光伏高。但光伏发电在核心技术上没有重大突破，成为其成本下降的“瓶颈”，而光热发电成本的下降空间及速率均很大，通过技术进步和设计优化将直接促进其成本下降。同时，定日镜、控制系统、传热介质的规模化生产、储热系统的规模化、热力设备的批量化、汽轮发电系统的大规模生产等也都可以有效拉低系统成本。而增加光热电站的装机容量，开发百兆瓦级电站更将显著降低投资成本。根据目前中控工程实践估算，经成本优化，我们可将电站造价控制在15000元/千瓦之内，随着技术进步、产业规模扩大，未来几年有望下降至10000元/千瓦以下，发电成本与光伏持平甚至更低。
　　
　　与常规电站互补是未来趋势
　　
　　记者：下一步中控在推动光热发电利用上还有何长远计划？
　　
　　钟国庆：接下来的一段时间内，我们还将通过项目的建设不断进行难点攻关、技术创新，进一步降低造价。同时，光热发电不单限于纯光热发电，其很容易同传统常规电站相结合，如太阳能－煤互补发电、太阳能－燃气互补发电等。太阳岛还可提供各种参数的蒸汽，在各领域有着广泛的应用，如工业蒸汽供应、海水淡化、蒸汽驱产油、城市供热等。因此我们也将继续积极开拓创新，推进光热利用产业的多样化发展。
　　
　　光热发电规模化应用三大问题待解
　　
　　孙李平
　　
　　上世纪八十年代在美国投运的世界首个商业化光热发电站已稳定运行了30年左右，充分证明了光热发电的技术可行性。截至目前，全球在运光热电站总装机超过了1000兆瓦。光热电站可以设计成结合储能、燃气、燃煤发电技术按照调度要求运行的电站，因此可以高效地与负荷曲线匹配，而且保持较高的容量因子。
　　
　　据欧洲权威机构预测，未来十年光热发电成本将下降为目前的一半。但是，目前光热的成本依然远比其他应用较为广泛的可再生能源发电形式的成本高。光热的初投资高，技术门槛高，导致进入该行业的企业数量较为有限。要实现发电成本减半的目标，进而规模化应用，需要解决三个方面的重要问题，即提高效率、降低成本，优化灵活调度性，减轻对环境的影响。
　　
　　一是降低发电、运行和维护成本，提高效率。降低成本是实现规模化发展的基本要求和前提。反射镜面是光热电站的主要部件，降低与镜面相关的成本对降低度电成本至关重要，特别是镜面的制造以及维护成本。镜面制造方面需要具备同样耐久性和反射率条件下的更轻反射面。抗污镜面要有利于减少镜面的清洗次数，可以有效地降低维护费用，减少用水量。
　　
　　吸收器是光热电站整体性能的决定因素。改进吸收器效率对于全寿命周期的平均成本会产生显著的影响。吸收器的主要影响因素是其选择吸收涂层的光学特性。
　　
　　目前，光热电站常用的导热油的最高可允许运行温度为398摄氏度，而且使用不当泄漏后有引起火灾的危险。新型材料的导热油、低熔点熔融盐、压缩气体和直接蒸汽发电系统是实现高温运行和防止火灾隐患的有效途径。
　　
　　储能是光热电站实现跟踪负荷的重要手段和最大的比较优势。未来会增加储能的比例，需要尽可能的降低储能所需成本。目前开发中的双罐熔盐概念就是其中一种创新的理念。该方式可使得运行温度提高到550摄氏度，未来新材料和新理念的提出可能进一步提升运行的温度。
　　
　　二是提高调度灵活性。储能系统设计、优化、新的储热概念以及量化储能的价值等多个方面可以有助于储热系统成本的降低，提高调度的灵活性。储能系统设计方面主要针对目前的导热油、熔盐、蒸汽和其他气体作为导热介质的储能设计。储热优化方面是优化吸热和放热策略，优化多个储能罐的概念。量化储能的价值是针对不同电网评价标准下的价值评估准则，量化电站容量和给电网提供的辅助服务。
　　
　　预测发电量的技术可以实现更灵活的运行和调度。超短期太阳辐射预测和发电量预测系统可以在运行策略方面实现预测。
　　
　　三是改善环境影响。一般来讲开发光热电站的区域，生态环境较为脆弱，必须采取严格的环保措施，防止建设地的环境进一步恶化。当前采用的导热油对环境有一定的污染，需积极开发与环境兼容的导热材料，并且努力降低导热油泄露的风险。水资源对于保持干旱地区的生态尤为关键。光热电站的应用需水量相对光伏、风电更多，规模化发展光热发电对荒漠等干旱地区水资源可持续性应用是巨大的挑战。必须通过创新的冷却方式降低耗水量，例如空冷、海水淡化等措施。
　　
　　光热发电是未来发展规模化可再生能源发电基地的基础。除了上述的技术措施，科学的政策制度和联合国内外的企业积极开展研究对于促进光热发电早日进入规模化发展均会产生积极作用。（nero）

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