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| 光熱電站并非越大越好 小型光熱電站或更具市場競爭力？ |
| （時間:2019-11-19 8:25:12） |
作為唯一一種可調節(jié)的可再生能源發(fā)電技術，光熱發(fā)電技術一直被認為具有巨大的發(fā)展?jié)摿Γ涓呔硬幌碌陌l(fā)電成本卻讓不少投資者望而卻步，并極大程度地限制了該項技術的大范圍部署。
大規(guī)模化一直被認為是有效降低光熱電站成本的途徑之一，然而，西班牙光熱發(fā)電協(xié)會（Protermosolar）主席、歐洲太陽能熱發(fā)電協(xié)會（ESTELA）前主席Luis Crespo最近卻提出了相反觀點。他表示，相較于通過技術創(chuàng)新來實現(xiàn)成本下降，通過縮小建設規(guī)模來讓光熱發(fā)電技術變得“更容易做”或許是推進該技術快速發(fā)展的更有效途徑。
盡管具有儲熱功能的光熱發(fā)電項目比獨立的光伏項目具有更高的運營價值，但是“一味等待電力市場為其付出更多的代價是徒勞的”。配置儲能的塔式光熱發(fā)電項目與光伏或風電項目之間的成本差距已經變得很大。 Crespo在其近期發(fā)布的研究報告中指出，兩項“小的調整”或可提高光熱發(fā)電技術在全球可再生能源市場中的份額。一是電站開發(fā)和運營應盡可能地實現(xiàn)在電價高峰時段售電。其次，塔式光熱電站的設計應從大型轉向更小、更模塊化的理念。
電站并非越大越好
塔式電站是當下最主流的光熱電站技術之一。目前許多塔式電站的裝機規(guī)模都很大，以實現(xiàn)規(guī)模經濟效益。例如，位于美國加利福尼亞州的Ivanpah光熱電站的2號和3號機組單機裝機量均高達133MW。
Crespo及其研究伙伴Francisco Ramos認為，由于電站吸熱器和鏡場之間的距離太遠，以至于反射光在到達目標位置之前就開始消散，電站的整體效率會因此受到影響。為了克服這個問題，項目開發(fā)者應該建立多個較小的鏡場，每個鏡場都配有中央吸熱塔。單個“塔”的標準功率應在30-50MW，并“共享”一個功率達500MW的電力島。
Crespo表示，這種模塊化的“多塔”設計可以將電站效率提高25％。Crespo還強調了盡可能在電價高峰時段發(fā)電的好處，這將允許在同等發(fā)電收益下使光熱電站的規(guī)模變得更小。一些電站已經朝這個趨勢發(fā)展。例如，南非裝機100MW的Ilanga 1光熱電站于去年11月投運，按照購電協(xié)議，下午5點至晚上10點，該電站的電價溢價率將高達207%。
光熱發(fā)電前路漫漫
最新分析數(shù)據(jù)顯示，新的配儲能的塔式光熱電站的無補貼平準化能源成本為126-156/MWh，較公用事業(yè)規(guī)模的太陽能光伏或風能項目的成本要高出很多。得益于中國等光熱新型市場的崛起，光熱發(fā)電的成本在2018年已經有了大幅下降。
國際可再生能源署（IRENA）發(fā)布的名為Renewable Power Generation Costs in 2018的報告中指出，2018年全球光熱發(fā)電加權平均LCOE為0.185美元/kWh，較2017年下降26%，較2010年下降了46%。
技術的創(chuàng)新也在進行時。以美國為例，近日美國能源部（DOE）宣布13個項目獲得共計約3000萬美元的資金支持，用以研究包括可顯著降低制造成本的新材料和技術，以及新的能源存儲技術，并開發(fā)可使太陽島實現(xiàn)全自動化運作的解決方案。旨在確保光熱發(fā)電可在任何時間或季節(jié)提供電力，并實現(xiàn)DOE制定的在2030年前光熱電站（儲熱時長≥12小時）發(fā)電成本降至5美分/kWh的目標。Crespo對此表示，技術的創(chuàng)新值得肯定，但這種創(chuàng)新至少在十年左右的時間內不會變現(xiàn)。取而代之的是，行業(yè)現(xiàn)在的重點應該放在對現(xiàn)有技術的優(yōu)化升級上。他表示，“若光熱發(fā)電成本可以降至60美元/MWh，那么其將具備十分可觀的市場競爭力，我相信光熱發(fā)電的成本還可以降得更低，但我們必須開始做出調整。”
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