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复聚视角 | 光热发电行业观察

2019.09.04 来自:复聚投资

01 行业历史

自1950年前苏联设计了世界上第一座太阳能塔式电站开始,光热发电在全球范围内已有近七十年的发展历史,截止目前全球光热发电总装机约6GW。

由于技术、成本、资源条件等多方面原因,光热发电目前仍尚未在全球范围内大规模部署,已建成的光热电站大部分位于西班牙和美国两个传统光热发电市场。但随着可再生能源不可逆转的发展趋势和光热发电技术的不断成熟,摩洛哥、中国、南非、阿联酋、以色列及沙特等新兴光热发电市场正在快速崛起。


    1.1 行业界定

太阳能光热发电是利用大规模阵列镜面等聚热装置收集太阳热能,通过对热传介质进行高温加热,介质经过换热器后产生高温蒸汽,再推动汽轮发电机工作,从而达到生产电能的目标。白天多余的热量可存储与储热介质中,在无日照情况下仍可以利用储热保持正常发电。



    

    1.2 行业分类

光热发电根据聚光方式的不同主要分为:槽式、塔式、线性菲涅尔式和碟式。

塔式光热发电系统:利用定日镜将太阳光聚焦在中心吸热塔顶部的吸热器上,加热吸收工质使其直接产生蒸汽或换热后再产生蒸汽。

槽式光热发电系统:利用串并联排列的槽式抛物面聚光器将太阳光聚到中心焦线上,集热管中的流动热液体将热量连续不断地输送到高压蒸汽发生器中,通过换热器进行热量交换,产生热蒸气。

线性菲涅尔式光热系统:该系统是简化的槽式系统,主要区别在于用平面镜取代槽式中的曲面镜。用一组平板镜代替槽式系统里的抛物面型的曲面镜进行聚焦,通过调整控制平面镜的倾斜角度,将阳光反射到集热管中,实现聚焦加热。

蝶式光热发电系统:利用旋转抛物面反射镜聚焦入射太阳光到焦点上,放置于焦点处的太阳能接收器收集热能加热工质,再驱动斯特林发电机发电。


    1.3 行业演变
表1   三种发电方式对比表



与光伏、风能发电相比,光热发电的核心竞争力在于并网容易,但如何使成本下行是关键。

1、光热发电的电能质量最好,热能转换这一特有的中间环节使得光热发电可通过储热系统来改善发电出力特性,而储热比储能更容易。储热系统储存白天的多余热量,等到晚上再利用其进行发电,从而实现光热电站24小时的连续供电。储热保证了光热发电输出电流的稳定性,避免了光伏和风力发电难以解决的并网调峰问题。

2、光热发电环保程度高,光热发电相比风能和光伏,在发电生命周期内CO2排放量最低。尤其是和光伏发电相比,光伏发电系统的核心组成太阳能电池的生产过程能耗高、污染大,太阳能电池在其生命周期内节约的能源和生产其本身消耗的资源相比其实并不经济。


目前国家正在大力发展各种储能技术,大容量熔盐储能系统再商业化太阳能热发电站中已经成功运行十余年。与电池蓄电相比,光热发电用大容量熔盐储能优势比较明显。原因如下:

1、熔盐储热的成本非常低,其成本只有电池储能成本的十分之一到三十分之一;

2、熔盐储热效率非常高,损耗低,充放热及储热效率超过98%;

3、熔盐的使用寿命较长且安全可靠,几乎不涉及环保问题,也不存在爆炸隐患。根据最新研究成果,采用锂电池的度电储存成本大致为0.45-0.65元/kWh,采用熔盐的度电储存成本为0.035-0.05元/kWh。



02 行业现状


2.1 行业概况
2016年9月国家能源局启动首批20个光热发电示范项目, 并由国家发改委制定明确示范电价1.15元/kWh,在当年12月印发的《太阳能发展“十三五”规划》中明确2020年建成500万千瓦太阳能热发电装机的发展目标,开启了我国光热发电的产业示范进程。
现阶段我国光热发电产业化刚刚起步,目前只有3个太阳能热发电示范项目投产,总装机容量为200MW。对比过去十余年光伏行业的发展,截止2017年我国光伏发电装机新增容量达到了53GW,在这种大规模发展的情况下,对于成本下降的拉动作用是非常显著的,但是这不意味着光伏的上网电价很低。根据国家能源局公布的数据,2017年全国光伏发电的平均上网电价为0.94元/千瓦时,东部沿海地区光伏并网电价达到1.05元/千瓦时以上,光伏发电经历了十余年的发展,上网电价基本还在1元/千瓦时左右,而太阳能热发电示范项目的起步电价仅为1.15元/千瓦时。
     从现阶段看,成本是影响现阶段太阳能光热发电发展的重要因素之一。很难达到和风电、光伏同样低的成本,但和光伏、风电相比,太阳能光热电站的显著优势是配置大容量、低成本的储能(热)系统。储能系统使得太阳能光热电站既可以作为灵活调节电源,同时也可以逐步取代煤电成为新的基荷电源和调峰电源,但由于目前总体装机容量较小,并未凸显出储能优势。如果光伏和风电配上大容量电池进行储能,那么其成本会比光热发电高出不少。当然,只有逐步降低成本,减少对补贴的依赖,才是光热发电行业的长久发展之计。

2.2 关键指标
(a)太阳直接法向辐射(DNI)
作为一种资本密集型的发电技术,太阳热发电(CSP)项目的“燃料”来自太阳光照射,用太阳直接法向辐射(Direct Normal Irradiance,简称DNI)值表示,燃料成本为零。在光热电站开发中,DNI数值直接影响对于整体系统表现的精准分析和CSP电站整个生命周期的经济回报,因此对DNI数据的质量以及可靠性的把握至关重要,哪怕是再小的偏差对于发电量和金融成本的计算都有着重大的影响。太阳能资源的评估是基于历史气象数据,从而对太阳辐射情况和特点进行分析概括。在光热发电项目的前期预可研阶段,年度平均DNI值是一个值得参考的重要指标。然而值得注意的是,在电站具体运行中,一年中不同季节太阳辐射值波动较大,这会直接影响CSP电站的输出效率。


尽管地理条件相对复杂多样,中国拥有良好的光照资源,非常适宜发展光热发电产业。DNI资源较好的地区主要集中在内蒙古西部、西藏、青海、新疆、甘肃等西北地区。这些区域的年度平均DNI处于1700-2300 kWh/m2之间。


(b)发电达成率

建成一座光热电站并不难,但让光热电站在较短时间内快速达到设计发电量从而实现预期收益才是最难之处,也最能体现一家公司的综合实力。只有尽早达到发电量设计值后,投资人才有信心,政府有关部门才会下定决心来支持整个行业的发展。

发电量达成率是指的实际发电量与理论发电量之比,即:

2.3 政策监管

中国所有的发电类型均设置标杆上网电价。2016年9月1日,国家发展改革委下发《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》,核定太阳能热发电标杆上网电价为每千瓦时1.15元,并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。同时,国家鼓励地方政府相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施。


2.4 市场分析

2018年,全球光热发电建成装机容量新增936MW,实现大幅增长。展望2019年以及未来几年,更大规模的装机量增长可以期待。这一信心基础来自于,除沙特外,全球其它主要光热发电新兴市场的发展规划。



表3  世界各主要光热市场光热规划


中国市场近几年来,一方面,国家和各地方政府相继出台光热发电装机规划,另一方面,各意向投资商在各地储备光热项目以备后续示范项目启动。但多停留在规划层面,如果要计算中国的光热装机规划容量,很难有一个统一标准,也没有太大意义。

  

       2.5 技术发展
(1)超临界二氧化碳发电系统
超临界二氧化碳发电系统是一种以超临界状态的二氧化碳为工质的布雷顿循环系统,其循环过程为:超临界二氧化碳经过压缩机升压;然后,利用换热器将工质等压加热;其次,工质进入涡轮机,推动涡轮做功,涡轮带动电机发电;最后,工质进入冷却器,恢复到初始状态,再进入压气机形成闭式循环。           
美国能源部认为,超临界二氧化碳布雷顿循环可用于太阳能发电,并且能使太阳能光热式发电效率提高20%以上,使太阳能光热发电成本大幅降低,提高其竞争力。但现实中面临的一个难题即是材料问题。研究人员表示,高温超临界二氧化碳布雷顿循环光热电站的热电转换效率比传统电站可提高 20%以上。这意味着可将光热电站的平准化电力成本(LCOE)降低约五分之一。但更高温的光热电站需要更耐用的部件,例如热交换器,管道系统和涡轮机,均需要重新优化设计和制造。
(2)塔式光热电站核心装备——吸热器
对塔式光热发电技术来说,吸热器是类似于槽式技术中的高温真空集热管一样的核心装备,承担着吸收太阳热能的重要作用。在塔式熔盐光热电站中,吸热器的太阳能流密度大,且其要在高温、腐蚀的工况下运行,这对吸热器管材的选择提出了非常高的要求。目前众多吸热器厂商普遍选用镍基合金材料如625耐蚀合金钢或Haynes230作为吸热管材料。由于设计和制造难度较大,准入门槛较高,再加上商业化光热项目目前还比较少,导致目前全球范围内拥有塔式吸热器制造能力的企业较少,拥有商业化应用案例的更是屈指可数。但得益于塔式光热技术近几年异军突起,渐有超越槽式技术之势,同时中国光热发电市场也正式启动,为了迅速适应和占领市场,已进入该领域的国内外吸热器厂商正在不断对各自产品进行优化设计和创新。
目前吸热器材料供货方的供货周期通常在6-9个月之间,加上吸热器的制造及运输通常需要3-4个月的时间,因此吸热器整体供货周期大约在9-12个月之间。塔式熔盐光热项目吸热器通常采用进口材料,而不同项目对吸热器管材的规格要求多样,这样就导致材料采购周期较长。吸热器成本较高也是一个问题,就国产吸热器而言,其现阶段的成本下降空间关键在于吸热器原材料价格,同时也受制于国内相关配套件产业链不完善或经验欠缺等因素;从中长期来看,要推动吸热器设备的价格进一步下降,还需要在设备结构定型、制造工艺提升、生产自动化、材料性能进步等多方面进行努力。
(3)塔式光热电站的“大脑”——DCS控制系统
DCS控制系统作为整个光热电站的核心及大脑,控制并监视全厂所有的设备,并辅助操作人员对现场工况进行监视及控制,最终保证光热电站的安全运行。相比传统火电站,光热电站对DCS系统的要求更为复杂,对系统的自控程度、硬件产品及网络稳定性要求更高。
由于光热电站的DCS系统包括太阳岛、储热岛及常规岛三大部分,光热电站的DSC系统控制也就包括镜场控制、储换热岛控制及常规岛控制三大部分。而一般的常规火电厂则不涉及镜场和储换热系统(化工厂虽含储换热系统,但不用来发电)。

同时,考虑到我国目前在建的光热电站主要集中于昼夜温差大且自然环境相对恶劣的西北地区,在DCS系统设计时要充分考虑各项因素。比如,DCS系统设计时要考虑网络搭建及各类防护措施,对于部分室外远端设备要设计好对应的防护等级,针对光热电站通讯数量大等特点应提前做好整体方案设计。


03 商业模式

3.1  发展模式
鉴于太阳能热能发电成本暂时还没有下降,有专家提出将有储热功能的太阳能热发电作为调峰电源,这种思路不论从技术上还是经济性上都没有很大的障碍。在技术层面上可以利用大容量、低成本的储热系统以更好地进行快速、深度的出力调节;光热电站在15分钟以内就可以实现20%-100%的电力调节,其速度比火电更快,深度比火电更深,未进行改造的火电的调节深度只能达到50%(完成改造后可达到70%),每次深度调节大约需要花费一个多小时,因此光热电站是一种理想的调节电源。
3.2 关键因素 
太阳能光热发电目前首要的任务就是降低发电成本,而成本下降的主要关键因素分为:技术优化、规模化效应、非技术成本下降。
在现有的技术体系上,最快最有效的方式就是通过技术优化,提升发电量,从而降低成本。光热电站建设投运后,有几个月的消缺期,然后还有1-2年的学习期。建造一个光热电站约有20个环节,每个环节目前都有优化的可能性,通过优化增加5%-10%的发电量是完全有可能的。
另外,通过光热发电设备部件的标准化和批量复制推广也可以促进成本的进一步下降。建设光热电站要耗费大量的玻璃、钢材、熔盐和水泥等原材料,这些大宗货物的价格约占电站总投资成本的18%,这部分想要实现大幅度降价有难度,但是除此之外的82%的投资都和批量生产有关系,有一定的成本下降空间。
在非技术成本方面,主要有税费、土地费用及金融成本。
光热行业想要早日实现平价上网,需要业内人士和政府多方面的协调和努力。光热电站发电成本下降可分为四个阶段:
第一阶段:装机规模达到5GW以上,首批示范项目技术路线和装备得到验证,成熟可靠,故障率低,完成可批量复制的标准化解决方案。预计成本电价可到0.95元/kWh。
第二阶段,每年新增装机规模达到5-10GW,标准化推动批量制造,设计、建设周期明显缩短,综合造价下降,同时技术进步推动光电转换效率明显提升。预计成本电价可到0.8元/kWh。
第三阶段,每年新增装机规模达到10GW以上,市场充分竞争,领先企业规模效应推动成本持续下降,同时现有技术不断进步,推动光电效率进一步提升。预计成本电价可到0.65元/kWh。
第四阶段,全球装机规模达到相当体量,光热发电成为调峰与基荷主力电源,同时前沿新技术全面应用,如粒子吸热器、超临界二氧化碳循环发电、PETE等,技术突破带来发电效率大幅提升,再辅以税收、土地、贷款利率等优惠政策。预计成本电价可到0.35-0.45元/kWh,实现平价上网。


04 总结


目前我国清洁能源消纳问题存在较为明显的地域和时段集中分布的特征。系统消纳清洁能源能力不足,主要体现在系统的调节能力无法满足清洁能源发电出力与实际用电负荷需求之间的差异性。风电、光伏+光热诸多能并举发展成为新趋势,将促进我国可再生能源进一步快速持续健康发展,推动我国能源结构顺利转型。光热发电产业有效带动我国玻璃、钢铁及常规火电行业技术装备等过剩产能的消纳与转型升级,可为“一带一路”战略提供强大的产业链支持。光热发电机组可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷,也可以作为电力系统中的调峰机组承担调峰负荷。在火电装机停批缓建的背景下,一些可再生能源特高压外送通道没有足够的火电承担调峰功能,无法实现设计外送能力。如果配置一定的光热发电机组,就可以显著提高电力系统接纳风电和光伏发电的能力,提升清洁能源消纳能力。



相关线下活动:


第三届光热发电创新大会(2019.10.24-25,中国北京)

第十届光热发电中国聚焦大会(2020.3,中国北京)


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