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近日,国际可再生能源署IRENA方面表示,从近期的光热电价竞标结果可以推测出,至2020年,光热发电LCOE成本基本将稳定在6~10美分/kWh(约合人民币0.38元~0.63元/kWh)的价格范围内。
IRENA还指出,在2010-2020年期间,光热发电累计装机容量每增加一倍,光热电价将随之下降30%,相对而言,光伏电价随着装机容量的翻倍将产生35%的降幅,陆上风电与海上风电的降幅则分别为21%和14%。
同时,不同区域间光热电价的差距在扩大。这种扩大体现在两方面:一是智利与阿联酋等光热装机规模较小的国家光热项目之间的电价差距,二是这些国家与美国等光热装机量规模较大的国家之间的电价差距。
上述观点可由一组数据佐证。中东与北非光热发电知识与创新计划领导者Jonathan Walters指出,2017年,迪拜最低光热电价为73美元/MWh,澳大利亚为63美元/MWh,而智利则低于50美元/MWh。但同时,中国的光热电价还在180美元/MWh左右,其它国家的电价则更高一些。
美国国家可再生能源实验室NREL专门从事光热发电研究的高级工程师&研究员Craig Turchi则表示,根据NREL的预测,至2020年美国光热电价将约为100美元/MWh。
而不同国家和地区之间光热电价的差异主因在于“低廉的劳动成本与优惠的融资条件”。当然还有自然资源条件的差异影响。
因此,鉴于光热发电工程的复杂性,单纯地从技术角度考量其电价下降潜力是不现实的,即便技术成熟度相当,放在不同地区开发同一个项目的电价成本也会有较大差异。
01光热电价下降取决于四个方面因素
美国Solar Reserve公司曾在智利光热项目竞标(未中标)中投出了低于50美元/MWh的超低电价,同时还以63美元/MWh的低价成功中标澳大利亚Aurora项目。
该公司CEO Kevin Smith指出,超低电价的产生需仰仗4个因素,分别为:劳动力成本、规模效益、光照资源以及当地经济与政策的稳定性。
Walters则认为,“规模效益是最为关键的因素,而固定上网电价体系造成的垄断阻碍了规模经济的实现。如今,ACWA Power中标的迪拜700MW光热发电项目完工后可将全球已建成光热总装机量增加14%,而中国则计划至2020年实现5GW的光热装机量。规模经济的壮大无疑将进一步降低光热成本。”
图:光热电价下降幅度惊人,美国和智利项目之间逐渐出现价格差距
Turchi则认为,新技术是降低光热发电成本的另一有效途径,但实际情况是,一些创新型技术仅应用于个别项目,因此难以为整个光热行业提供可靠的成本估算。
他进一步举例指出,塔式熔盐技术路线目前仍处于“快速学习与优化的阶段”,已建成的塔式熔盐光热项目仍屈指可数。
Turchi表示,根据NREL的观点,随着太阳能领域趋于标准化与成熟,以及建设者和投资者对该技术熟悉程度的进一步加深,熔盐塔式技术路线的成本将实现下降。
Turchi与Smith都认为储能系统是推动光热成本下降的最佳技术。Smith表示,随着储能型光热电站装机规模的进一步增加以及开发商对此类光热电站了解程度的逐步加深,光热成本有望继续下跌。
02光热发电与光伏发电实为互补关系
参加2017塞维利亚光热会议的成员们指出,目前,全球光热发电装机容量仅为5GW,装机容量的巨大悬殊为光伏发电带来了明显的成本优势。
Smith指出,在亚洲地区,尤其是中国,光伏发电利用大规模生产实现降本,这是光热发电无法复制的优势。
Smith表示,光伏发电储能问题尚未得到有效解决,伴随着全球光伏普及率的提高,配电系统所面临的挑战将越来越大。在加利福尼亚州,中国以及太阳能普及率较高的其它市场,解决电力短缺与进行有效调峰的需求持续增长。这些需求无形中降低了无法配置储热系统的可再生能源的未来价值。
最终,正如Walters所说,“光热与光伏对于彼此来说,并不是真正意义上的替代关系,相反,它们是互补的。光伏日间发电与光热夜间储能的有机结合可以为人类提供一种低廉的全天候不间断供电方式。”
Smith补充表示:“值得注意的是,配置储能系统的光热项目能在提供电力的同时通过储能系统发挥调峰能力,因此,不能简单地对比光伏和光热的度电成本,我们需要更精确的成本对比方法来评估储能型光热项目与配置储能电池或天然气调峰的光伏项目的成本差异。”
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太阳能热发电,又被称为光热发电,是太阳能发电技术的重要分支。2016年启动的首批20个示范项目,是我国首次大规模开展的光热发电示范工程,是推动光热发电技术进步和行业发展的“临门一脚”,对于示范引领行业发展意义重大。此轮示范项目的启动,与当前我国电力系统出现的新变化、新问题关系密切。近年
相比传统的风电、光伏等可再生能源,太阳能热发电,或称光热发电(英文ConcentratedSolarPower,简称CSP)具有存储热量的明显优势,根据电网的需求来发电,具有充分的可调度性,是唯一可以替代部分传统煤电的新能源发电形式,提供稳定电力的同时实现碳排放的减少。(来源:微信公众号“CSPFocus光热发
1月18日,国家发改委价格司就2019年光伏发电上网电价政策召开座谈会。1月22日,价格司紧接着召开了第二次上网电价政策研讨会。据悉,上述两次会议基本确定了2019年的光伏发电上网电价政策。值得光热发电业界关注的是,上述会议同时对国家第一批太阳能热发电示范项目的延期电价政策做了进一步研究,此前
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
按照两年左右的建设周期,首批太阳能热发电示范项目中的许多(简称光热项目)无疑无法在2018年底前的时限内完成,这也意味着无法享受1.15元/千瓦时的标杆上网电价,进而意味着项目将无利可图甚至亏损。面对日益临近的大限和难以启动的项目,业主有些着急了。在岁末年初,全国工商联新能源商会举行的一
据外媒报道,筹划多年但一直推进缓慢的洲际互联TuNur光热发电项目近日又获新进展,该项目有望获得8.73欧分/kWh(10.5美分/kWh)的电力价格并于2019年底前展开一期工程的建设工作。据CSPPLAZA此前报道,2017年8月份该项目开发商英国NurEnergie公司向突尼斯政府提出在撒哈拉沙漠边缘建设总装机规模4.5GW
在2017年6月初至10月底近5个月的时间里,全球范围内的光热发电价格迅速下降,中标价格在满足一定边界条件的前提下实现了近50%的下降幅度。价格优势的凸显以及可调峰的技术优势使得光热发电在在市场竞争力方面已经可以开始与传统火电一较高下。老牌光热发电市场西班牙此前因电价补贴额度过高,政府财政
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12月3日,内蒙古自治区能源局印发《关于光热与风电光伏一体化项目申报的预通知》,标志着我区光热与风电光伏一体化项目初步方案申报工作开始。通知指出,为推动光热发电与风电光伏一体化项目可持续发展,合理有序推进项目建设,各盟市能源主管部门需根据本地区实际,按照此前发布的《内蒙古自治区光热
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11月3日,由中国能建西北院总承包的三峡格尔木100兆瓦光热项目首片吸热器管屏吊装完成。三峡格尔木项目是国家第一批“沙戈荒”大基地项目,位于青海省海西州格尔木市乌图美仁太阳能发电基地内。项目建设规模为1×100兆瓦熔盐塔式光热工程,同时新建一座110千伏升压站,以1回110千伏线路接入赫明330千伏
10月25日,由西北院牵头总承包的国内单体规模最大塔式光热项目——中广核青海德令哈20万千瓦光热项目迎来了吸热塔、主厂房同时封顶的重大节点。该项目将实现大规模光伏、光热、储能协同发电技术的科技创新与工程示范验证。吸热塔设计采用成熟的变截面钢筋混凝土筒体结构,并结合先进的翻模技术进行基础
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8月13日,公司党委委员、副总经理董志国赴共和公司光热建设项目进行实地调研,并召开座谈会。在项目现场,董志国详细了解吸热塔、主厂房、储热罐、空冷岛等主要建筑的施工质量、进度、安全文明施工等情况,对项目取得的阶段性成果给予了充分肯定。董志国强调,要始终把安全放在首位,严格把控工程质量
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