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一、光热发电概况
截至2017年底,全球光热发电装机达到513.3万千瓦,其中西班牙、美国、南非、印度以及摩洛哥装机规模较大,分别为 236.2万千瓦、183.2万千瓦、30.56万千瓦、20.5万千瓦以及18.1万千瓦。2017年全球新增光热装机11.6万千瓦,其中南非新增10万千瓦,阿曼、丹麦分别新增 0.924万千瓦以及 0.548万千瓦。 截至2018年6月底,我国光热装机约7.9万千瓦左右,典型的项目主要有中控德令哈1万千瓦塔式光热电站、首航节能敦煌1万千瓦塔式光热电站以及中广核新能源德令哈5万千瓦槽式光热项目,其余主要为小型实验项目。另外,预计首航敦煌10万千瓦塔式光热电站与中控德令哈5万千瓦塔式光热电站将在 2018年底 投产。
二、我国光热发电规划与政策简析
国家规划明确光热发电发展目标。《能源发展“十三五”规划》及《太 阳能发展“十三五”规划》等明确, 2020年光热发电装机达到 500万千瓦,同时光热发电成本将低于 0.8元 /千瓦时。但是从目前项目建设进展 情况来看,实现 2020年目标存在较大的挑战。示范项目正式推出。2015年9月,国家能源局发布了《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》, 决定组织一批光热发电示范项目建设,同时,提出了详细的技术规范。 2016年9月份,国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》,确定第一批示范项目共 20个, 总计装机容量134.9万千瓦。 光热电价正式出台。2016 年 9 月,国家发展改革委印发了《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通 知》,核定全国统一光热发电标杆上网电价为1.15元 /千瓦时,同时,鼓励地方相关部门对光热企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施,多措并举促进光热发电产业发展。2018年5月,国家能源局发布了《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》,决定将示范项目建设截至期限从 2018年底延至2020年底,同时建立逾期投运项目电价退坡机制。
三、我国光热发电面临的挑战
(一)光热发电技术成熟度不足光热发电是一种新型技术,可靠性仍需验证。虽然光热发电国产化率达到了 90%左右,但是在系统集成、关键设备制造(如熔盐阀门、菲涅尔式二次反射镜等)等方面仍然存在不足。部分实验项目仍存在储能介质在管内凝固、跟踪装置精度不足、管束集热不均、参数未能达标、效率不及预期、设备质量出现缺陷等问题。我国商业化运营的光热电站仅有7.9 万千瓦,运行年限最长的为4年(中控德令哈项目),大部分设备的性能未能得到有效验证,另外,运行与维护经验严重缺乏。同时,受技术因素制约,光热发电成本仍然较高。
(二)项目所处的地理环境不具优势环境较为恶劣,设备质量受到考验。光热发电效率与直接光照强 度(DNI)有关。我国高光照强度地区主要在西北地区,包括甘肃、青海、内蒙古、新疆以及河北等地。西北地区普遍存在多风沙、温差大、水资源稀少等不利因素,这对设备的质量以及运行效率等提出了更加严格 的要求。另外,光照强度较高的地区往往远离负荷中心,这为输电设施的建设带来了较多困难,同时,也进一步增加了输电成本。
(三)部分政策不够完善扶持政策不够完善,影响行业发展。光伏、风电发展之初,国家通过实施较大力度的投资补贴、税收优惠、固定电价等政策进行推动,目前光伏与风电等可再生能源已经形成 一套比较完整的政策支持体系。但是国家对光热发电的扶持政策仅为固定电价(1.15元 /千瓦时),税收、 土地、投资补贴等并未明确。另外,光热发电一般配备储能装置,能够稳定发电出力,实现削峰填谷等,但是目前的政策未能对光热发电的灵活性进行有效激励。 部分地方土地税收存在不合理情况,制约项目开发。光热发电往往需要占据较大面积,一座 5万千瓦商业化光热电站占地面积为2.5~3 平方千米左右。部分地区存在政府职能交叉、用地性质划分不明确等问题,对企业用地造成很大制约。例如,中广核德令哈 5万千瓦槽式光热 发电项目,土地性质为未利用荒山,但是需要交纳场地租赁费(2000亩,200元 /年/亩)、当地牧民的经济补偿款和草原占用费等等,严重影响了企业经营与发展。光热发电补贴机制不够完善, 影响企业资金流动性。光热发电标杆电价由当地上网电价与补贴电价两部分组成。当地上网电价按月结算,补贴电价按年结算。由于补贴部分数额较大,较长的补贴周期将严重影响企业资金周转。
四、我国光热发电展望
虽然光热发电面临一系列挑战,但是相比光伏与风电,光热发电能提供稳定的发电出力,可实现削峰填谷。而光伏发电或风电要实现稳定出力和连续发电,需配备同等容量的电储能(例如锂电池),成本可高达 3 万~ 5万元 /千瓦,远高于光热发电 的约 2.5万元 /千瓦。因此,我国光 热发电仍具有一定的发展潜力。
(一)多种技术共同发展槽式光热发电技术运行年限较久,积累了丰富的经验 ;塔式光热发 电技术具有较高的运行效率,部分项目已经开始运行 ;菲涅尔式光热发电技术数量较小,目前部分性能正在试验。从储能介质看,目前呈多样发展,熔盐、工业油、水蒸气等已经被 多个项目应用。在首批示范项目中,多项技术共同开发。未来,光热发电项目建设将总结首批示范项目的运行经验,结合光照条件、电网灵活性要求、地理环境等多种因素进行技术 选择。
(二)光热光伏互补将成为一种 新模式在技术原理上,光热发电只能利用光照中的直射部分,且需要大量的工业用水,但光热发电具有一定的灵活性 ;光伏发电可以利用太阳全辐射发电,基本不需要工业用水(清洗 除外),但光伏发电不具有灵活性。综上,光热与光伏发电在技术方面具有一定的互补性。目前摩洛哥的努尔瓦尔扎扎特项目一期、二期和三期采用光热技术,四期采用光伏技术,待项目全部建成后,光热与光伏发电将进行互补,平滑发电出力。总体来看,光热与光伏互补具有一定的发展潜力。
(三)辅助服务机制(市场)为光热发电发展护航 辅助服务机制(市场)将成为推 动光热发展的重要因素。与光伏、风电项目相比,光热发电在成本方面具有先天不足,但是灵活性方面光热发 电具有非常强的优势。总体来看,较高的电价难以支撑更多项目的发展, 预计未来国家将不断完善辅助服务机制(市场),通过辅助服务价值弥补光热发电成本上的不足,进一步激 励产业发展壮大。
(四)光热发电为能源企业转型提供机遇近几年,国家正在对快速发展的风电与光伏发电降温,对建设与并网提出了严格的要求,同时,多次下调补贴额度,影响企业盈利预期。相 比之下,国家对光热发电开始重视, 制定了宏伟的发展规划,支持示范项目建设,出台示范项目电价。随着国家政策的不断完善,光热发电的优势将进一步显现。光热发电将成为支撑我国能源转型的重要技术之一, 同时为企业转型提供机遇。
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