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光热发电的起源比光伏要早,在人类想到利用太阳能发电的时候,最先想到的是基于已经成熟的火电技术,利用太阳能来取代煤炭这种传统燃料,于是产生了各种收集阳光获取热能的方法,基于火电原理的光热发电技术由此诞生。
时至今日,在多种新能源技术的竞争压力下,光热发电被成本迅速下跌的光伏和风电远远赶超,截至2014年底,光热发电全球并网装机容量仅超4.5GW,远远低于风电近400GW和光伏超45GW的并网装机容量。
在可再生能源业界试图将更大规模的风电和光伏并入电网的时候,他们发现这种不稳定的电源摆脱不了“靠天吃饭”的弊病,更对电网安全运行造成了诸多影响,在弃风弃光问题愈加严峻之时,电力存储技术的发展似乎顺应天命,正得其时。
市场追求的是回报,在中国大力开发光伏和风电资源的时候,人们更多地关注的是光伏和风电是否能赚钱,而并未去过多思考可再生能源间歇性的弊病,并在当时同样重点培育支持光热发电产业的发展。
事实上,带电力存储能力的光热发电技术早已发展成熟,但在过去几年间被埋没于极速增长的光伏和风电产业中,并未获得政府的支持,一直蹒跚前行。
当人们开始寻求解决可再生能源间歇性问题之时,光热发电才依靠其低成本储热技术和优良的电力品质回到了人们的视线中来,但此时,光伏和风电的“盘子”已经足够大,人们开始寻求解决这一"大盘子"的问题,光热发电即便是现成的成熟的方案,由于“盘子”太小,对社会经济的影响过小,仍然未能很快获得政府的大力支持。
光热发电不是中国市场的“幸运儿”,其错失了中国第一波新能源的发展热潮,而眼下,在可调稳定的新能源电力市场竞争中,光热发电也开始面临越来越大的竞争压力。当下,补齐光伏和风电不稳定电力输出短板的储电技术正在快速发展,光伏或风电和储电技术结合后,必然将对光热发电带来更为严峻的挑战。
据美国独立融资咨询和资产管理公司Lazard于2014年9月发布的报告,光伏发电的LCOE目前约为72美元~86美元/MWh,预计到2017年将可达到60美元/MWh,陆上风电届时则可低至31美元/MWh。
而储热型光热发电的LCOE目前在118美元~176美元/MWh之间,依托其优良的电力输出品质,即便成本要高出光伏和风电不少,在现阶段依然获得了一定的发展空间。
目前,光伏和风电配置电池储能后的成本较为高昂,约在265美元~324美元/MWh之间,而柴油发电的成本也不过297美元~332美元/MWh。但电池储能技术的发展预计将会很快,Lazard预测到2017年,新一代电池储能技术将使光伏加储电的LCOE达到168美元/MWh,这将能与当前的储热型光热发电的LCOE成本相抗衡。
更值得关注的是,燃料电池电力存储技术应用于风电领域,其LCOE已经可以达到115美元~176美元/MWh。这已经可以与目前的储热型光热发电相持平。这意味着风电在配置燃料电池或新一代低成本电力存储系统后,其LCOE将低于储热型光热发电。而光伏也有望在某一天达到这种水平。
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在塔式光热发电系统中,占整体造价约50%的定日镜系统如果不能精确对准则会严重影响电站性能。对于大型塔式光热电站来说,由于定日镜与吸热塔间距较远,其校准问题则显得更加重要。(来源:微信公众号“CSPPLAZA光热发电平台”ID:icspplaza)以美国知名光热电站、装机377MW的Ivanpah塔式电站为例,自20
7.3美分/kWh(约0.5元人民币/kWh)是今年来屡屡刷屏的迪拜DEWA700MW一塔三槽光热发电项目的最终中标电价,一时创下同类商业化电站价格的最低记录,被全球光热发电行业人视为一个标杆。该项目同时也被视为我国企业深度参与的海外合作光热发电项目典型,上海电气担任EPC总包,丝路基金、中国工商银行、中
目前,备受关注的装机150MW的摩洛哥NOORIII塔式光热项目已进入太阳岛调试阶段,即将于今年10月份正式并网发电。该项目也是继美国新月沙丘光热电站(装机110MW)之后即将投运的全球第二座百兆瓦级商业化熔盐塔式光热电站。一旦投运,其将为摩洛哥电网提供140MW的净发电功率,其余10MW装机则用于满足电站
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日前,迪拜水电局(DEWA)技术顾问、MottMacDonald太阳能团队负责人InakiPerez在2017中东和北非新能源会议上表示,迪拜拟建的200MW塔式熔盐光热电站将通过从设计到运营全过程制定合理的招标框架来尽可能降低成本,同时中国企业的参与也将助力降低投资。据悉,该电站将配置储热时长最低8个小时的储热系
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