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光热发电的过去与未来:DLR带你盘点2018 展望2019+

2019.04.11 来自:CSPFocus光略咨询

近日,德国宇航局DLR高级顾问、阿本戈Abengoa前业务开发副总裁Michael Geyer在回顾2018年全球光热发电情况的基础上,对未来光热发电前景进行了预测,并分享了“CSP+储能“的发展方向。


本文为第九届CSP Focus光热发电中国聚焦大会现场英文演讲的中文同声传译版本校正稿,文字顺畅度较低,敬请谅解,可配合文PPT阅读。若有纰漏,欢迎指正!


2018年对于中国光热发电行业来说是非常重要的一年,在这一年里有3个光热项目投运。2018年也是世界范围内的光热大年,大概有1GW的新增光热发电项目投运。



在这张图片里,我们看到光热发电全球装机的总量是6GW,仅仅去年有1GW项目投运,这是怎么做到的呢?


很大一部分来自摩洛哥,总计350MW新建光热项目,包含200MW的努奥Noor2和150MW的努奥Noor3电站。



光热发电帮助摩洛哥从化石能源转化到可再生能源,日落以后是用电的高峰,光热发电可以在晚上提供稳定可靠的电力供应。200兆瓦的Noor2项目包含6小时的储热能力。Noor3项目是目前世界上最大的熔盐塔式项目,150兆瓦装机,含7个半小时的储热能力。


南非的Kathu项目装机100MW,2015年融资收口,2018年已经并网。



中国,有50兆瓦的中广核德令哈项目,还有100兆瓦首航敦煌塔式项目和50兆瓦的中控德令哈塔式项目,总共是200兆瓦。



以色列有两个项目并网发电,110兆瓦Ashalim A槽式电站,还有110兆瓦的Ashalim B项目,采用过热蒸汽塔式技术。



在中东我们看到50兆瓦的科威特Shagaya项目,和50MW的沙特光热项目,这是通用电气GE和阿本戈Abengoa一起承担EPC的太阳能燃气联合循环项目。



光热发电从世界范围内来看,2018年非常热,是装机的高峰期。但是,我认为我们还需要看一看未来光热发电如何高效快速发展。


在我30年以前开始光热发电生涯时候,当时有一个石油危机,简单选择了光热发电,是最便宜的光热发电形式,到目前为止还是真实的。




到2012年,我认为CSP和光伏度电成本达到了大等价,在学习的曲线中,2015到2016年间,迪拜的光伏电价在16个月里面下降了50%, 达到2.99美分每度电的度电成本。从那时候开始,我们看到进一步的下降,在光伏方面,沙特阿拉伯最便宜的投标电价低于2美分,智利2.148美分,在墨西哥1.77美分。



迪拜NOOR Energy 1,沙特ACWA电力、上海电气和阿本戈等企业主要牵头的太阳能发电综合项目,在CSP行业创造了一个世界记录,对于700兆瓦这么大的规模,电价只有7.3美分,创造了一个很好的PV和CSP之间的组合。


因为PV早上10点到下午4点发电是峰值,而CSP在傍晚和晚上发电很好,太阳能通过PV和CSP组合提供24小时可调度的能源,我们可以把这种变动很大的可再生能源变成一种可调度的能源,这样也可以把CSP成本下降的情况从开始30多美分/度到DEWA项目降低到10美分/度以下。



接下来摩洛哥还有一个NOOR Midelt项目,也是光热光伏混合的电站,其中光热的装机在150-190MW之间。


Irena对于可再生能源进行了研究,制订了全球能源转型的线路图,预计从2015年可再生能源占24%到2050年会占到80%,这就意味着可再生能源需要发更多的电力,意味着我们需要更多的储能设施或者可调度的能源。



Irena预计我们当前可再生能源CSP增长量会是非常大的,到2050年将增加100倍的装机。主要是因为CSP提供了储热的能力,在可再生能源里边的增长占到很大的比例。


就在本次CSP Focus China大会一两周之前,西班牙政府宣布了一个整合的能源方案,到2030年会增加5GW的光热发电装机。


西班牙光热发电行业协会预计,到2030年,CSP发电量要占到所有可再生能源电力的23%。


在西班牙,CSP发电成本高于每度电10欧分,也就是说对于CSP电站要进一步的降低成本,到2030年要降低到5欧分每度电,对于中国的公司和制造商来说,这也是挑战,要进一步通过大规模的生产来降低成本。


那么,对于太阳光照资源不不太好的国家比如南欧的国家是什么情况呢?


以我的祖国德国为例,我们阐述一下CSP是否能够帮助德国在未来十年实现可再生能源比例进一步提高呢?答案是肯定的,并不是因为德国气候会像智利沙漠有那么多的光照。


今年1月底的时候,德国煤电委员会颁布了一份报告,准备2038年关停所有煤电。我们可以看到,在德国煤电装机量是46GW,2022年要停掉7GW,2030年要停掉23GW,到2024年的时候德国的最后一个核电厂会关闭,总共的核电的发电能力是10GW。


德国的这些发电厂停用之后,晚上还是要用电的,德国人晚上还会再去喝啤酒,在这个时候主要依赖可再生能源,可再生能源在德国占的比例从2018年的38%增长到2030年65%、到2050年占到85%。以前很多人提出如果我们的可再生能源在电网里面占了10%电网会崩溃,到现在,德国PV发电已经有了46GW,西班牙光照资源比德国好,他们只有5-6GW的PV发电能力。德国光照条件不太好,但是,仍然有很大的潜力。


在这个过程当中,CSP技术带来什么贡献呢?


我们把可再生能源比例从38%增加到65%,晚上要么需要有火电站作为备用电站,或者要有很大的储电或者储能的能力。CSP通过储热技术可以实现这点,我们今天已经看到CSP发电技术已经非常成熟,储热可以储到565度,通过蒸汽循环再变回电力。


如果我们没有镜场进行加热的话,怎么样储能呢?我们可以用电对熔盐进行加热,我们把这种方式称之为Carnot电池,我们把电变成热,然后再把热转化成电,然后把电送出去,这是电池,大概两周之前在世界银行在开普敦召开的电池大会上对于这种电池有一个好的消息就是世界上贷款机构对于Carnot电池贷款的信心比对锂电池贷款的信心更高,对于Carnot电池,Carnot电池的储能达到100GW以上,进行连续运行,他们觉得没有问题,对于锂电池达到这么大的储能规模是否可靠,现在还没有实现,对于它的可靠性还不确定,金融机构对于CSP光热发电和Carnot电池的贷款审核比对于锂电池更有信心。CSP行业应该倡导Carnot电池。


我们已经和德国大型的电力公司一起进行合作,把现有的煤电场改造成Carnot电池场。我们可以通过使用CSP技术对于现有煤电场进行改造,改造成Carnot电池,也支持了德国可再生能源的发展,把不稳定的电能变成可调度的电能,同时也使现有的煤电基础设施能够继续发挥余热。



怎么样实现这点呢?假设这是一个传统的煤电场,我们只要在里面增设一个熔盐的储热系统,然后再加上熔盐的发电系统,然后加上电阻式的加热器进行加热,项目的可行性已经在德国做过了,他们会在一个60兆瓦的煤电场的改造中进行演示。




第一步是加热,只能获得40%的效率。我们必须考虑使用其他可再生电力来加热。如果你想烧燃煤、燃油发电,你会有额外的发电成本,不会把它转换成热能储存,损失60%的化石能源。但是,在德国这样的地方,你想获得65%可再生比例的话,会有弃光、弃风,会有过剩,这意味着你会损失100%的可再生能源。如果可以使用这个废弃能源,把能源放到储热装置里边,也许能回收40%,同时也可以有稳定的、安全的电力供应。100%的可调度能力,锂电池是做不到的。所以,通过这种类型的系统,你不需要保持后备电场,电池就是一个后备电场,这是我们的论点。



燃煤电场可以转换成储热电场,使用光热技术,这只是第一步。当然,你想改进,除了储热以外,还可以用热泵,可以提高性能参数,可以提高充放热循环效率,整体提高到50%以上,可以进一步的使用放热补充蒸汽循环,把整个效率提高60%以上,用热泵提高效率。



我认为光热电站,加上其它的可再生能源进行补充的话有很光明的未来,除了水电之外,它是最大的储能技术。


我们提到储能想到的是抽水蓄能、蓄电池、手机电池等等,这个并不完整。如果看看世界范围内的储能发展,2017年发展最快其实并不是储电,其中一半是熔盐储热技术,大大超过了电池储能。


我想说这是熔盐储热是材料科学,这是可靠的技术,而且在中国也是一个可以考虑的方向和方案,所以,我认为在这方面光热发电是一个桥梁,从化石发电到可再生能源发电,提供一种工具,把不同的可再生能源转换成稳定可调度的能源。


更多“光热发电中国聚焦大会”现场高质量演讲分享,欢迎关注“cspfocus”微信公众号后续系列报道。



相关线下活动:


第四届CSP Focus光热发电中东北非聚焦大会(2019.6.27-28,迪拜)

第三届光热发电创新大会(2019.10.24-25,中国)


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