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金建祥:光热电站成本十年后有望降至0.35-0.45元/kWh

2019.11.19 来自:CSPFocus光略咨询

近日,浙江中控太阳能技术有限公司董事长兼总工程师金建祥发表了题为“太阳能热发电在未来电力系统中的定位”的重要演讲。


本文为第三届CSP Focus光热发电创新大会现场演讲录音校正稿及演讲稿图示。


前面孙锐大师提到了两个关键点(详见文后相关阅读),第一是认为到2025年采用现有的技术,光热电价可以降到0.75元左右,我这里会详细的说明为什么能够降到这个价格。第二是建议根据不同的时间段来确定上网电价,这样光热电站的负荷是需要不断快速的调整。这里有两个问题:快速的调整,在技术上是不是具备?经济上会不会有大的影响?因为目前为止,所有我们国内的光热项目都是尽最大可能去发电,不考虑电网的需求,也不考虑调峰。根据电网的调峰要求,会对经济性有什么样的影响,或者说整个设计需要做哪些调整和优化?一年之前我们中控太阳能做过这方面研究工作,我之前的有些报告当中也提到过,这次做了系统的梳理。

对于光热未来定位的思考,我认为有这几个结论可以说。

 


第一,能不能取代风电?我认为是不可能的。原因是光热短时间内,至少在十年内很难达到风电这么低的成本。

第二,能不能取代光伏?答案也一样,因为光伏现在已经可以做到平价上网,甚至低于煤电的标杆电价上网。

第三,
反过来光热能不能被光伏和风电所取代?这里所谓的取代不光要关注电量的取代,还要关注电力保证的取代。因为光热先天带有储能的特点,如果光伏和风电要具有这样的储能特点,它的成本比较高,还有环保的风险,安全的风险等等,因此光伏、风电加电池储能很难在短时间内取代光热。


第四,光热有没有可能来取代或者部分的取代火电,主要指与风电光伏配套建设的煤电,前面孙院长也提到,酒湖线需要建设六百万千瓦的煤电作为电力保障,有没有可能部分或者全部用光热取代?这个话题其实在2016年第一批示范项目启动之前,当时在国家能源局的副局长刘琦在考察德令哈的时候,第一个问题问的就是有没有可能用光热取代跟风电和光伏捆绑的这部分煤电?因为这部分如果不能取代的话,可再生能源的比例是提不上去的。

 


这里我们分成了三个阶段,就是第一批示范项目,光热跟风电和光伏没有本质差别,尽可能的多发电来降低度电成本,所以它还只是电量的补充。当然光热还可以在晚高峰继续发电,早高峰继续发电,也是成为一种电力的保障。


下一阶段它可以发挥储能的优势,能够成为清洁的灵活的调节电源,是光热真正的优势所在。

第三个阶段是跟风电光伏混合发电,取代部分的火电和天然气成为清洁的调峰电源,逐步实现按照调峰电价平价上网。在高比例的清洁能源的背景下,通过光热机组出力调节,可以满足电力系统的负荷需求。

这里就面临两个问题,技术上是不是可行,经济上是不是可行?我们接下去会做详细的介绍。未来我们认为可以逐步的用光热取代部分煤电,成为清洁的基荷电源和调峰电源。

 


首先我们来看有没有可能跟光伏联合发电,作为光伏的调峰电源。简单的研究统计,光伏早晚各3个小时的发电量只占了25%,正午前后的三个小时占了发电量的75%,所以光伏弃光往往发生在中午前后,早晚是不会弃光的。这样光热跟光伏配合起来,它应该做的事是早晚高峰和短暂多云的时候的电力出力。如果云飘过来了,光伏发电量大幅度下降,对电网冲击比较大,光热能尽快地顶上去;早晚用电高峰时光伏发不了电,光热可以跟光伏配合起来使用,就这么两个定位。


那么光热跟风电怎么配合?其实风力发电在夜间的时候是出力高峰,跟用电的负荷曲线刚好相反,这时光热可以提供早晚高峰的出力,也可以中午为光伏让路,后半夜为风电让路和为煤电让路。所以从这里看,光热电站早晚高峰发电,是它未来定位的主要方向。



我们做了假设,未来靠清洁能源能不能满足某孤网整个电力的需求。左上角是电力的负荷曲线,曲线根据不同的地方,不同的季节会有所变化,但基本上早晚两个高峰还是明确存在的,只是峰和谷之间的差别有大小而已。右上角是光伏的出力曲线,左下角是风电的出力曲线。如果说不用其他的电源(天然气和煤电),仅靠光伏风电和光热能不能满足整个用电的需求?也就是说电力需求减去光伏的出力,减去风电的出力,右下角就是光热应该具备的负荷曲线。从这里可以看出它的最大负荷和最小负荷其实差别是不大的,大概最小负荷是最大负荷的1/3,最大负荷400兆瓦的话,最低负荷差不多是140兆瓦。



从光热的负荷曲线上看,应该说是完全可以胜任的,甚至可以进一步拉大。比方说把光伏和风电的占比进一步提高,光热的适当压缩一些,这样光热峰谷之间的差距会更大一些。光热确实有这样的能力,稍后的内容会详细讲解下我们已经做过的一些试验。从图上看,确实光热还可以进一步压缩,风电和光伏的比例可以进一步提升,这样综合电价会更低一些。


这张PPT已经把我们研究的结果基本上总结出来了,对光热电站而言,用作调峰模式应该是什么样子?中午前后2-6个小时低负荷运行或停机,为光伏让路,减少光伏中午前后的弃光。用电高峰过后,也就是晚上九点十点之后,用电低谷期到来了。夜间的时候光热也可以低负荷运行或者停机,为火电和风电让路。


这样的运行模式技术上有没有可能性?这里结论是利用大容量低成本的储热,出力很容易实现稳定可调。目前我们实际运行下来基本上在25分钟左右,出力可以在20%到105%的范围内做快速的调节,如果要求更快一点,做特殊设计,也可以低于20分钟。实际我们测试结果是负荷最小到15%照样可以长时间稳定运行。105%以上行不行?我们没有进一步做实验,我估计到110%也应该没问题。

对经济有什么影响?如果对现有方案不做调整,则影响很大;如果对现有设计方案做少量调整则影响很小。调整主要是两个方向,
第一是储能时间适当延长一些;第二是汽轮机的功率增大一些。通过这两个方案之后,其实对于度电成本的影响是非常小的,也就是两分钱左右。




以上方案中光热上网电价是根据用户侧的不同时间来确定的,实际上就是根据供求关系来确定上网电价。如果确保所有利益方(电网、风电、光伏、煤电)上网电价不变、用户不同时间段的用电价格不变的情况下,那么光热的上网电价应该是低谷0.28元,平段0.58元,高峰0.97元的价格。


以某电站为例来说明。最左边这一列是一百兆瓦的光热电站,133.7万平方米的镜场,储能时长12个小时,储能量是2633兆瓦时的热,发电量大约400GWh,不同时间段发电量的占比表格中都有显示,这是不做任何优化,我们按照2025年上网电价0.756元/kWh算的,为什么能达到这个价格?接下去有详细介绍。如果对方案不做任何调整,按照不同时间段来上网,发电量将会减少,因为中午前后要把发电负荷降下来,这会导致下午的弃光比较明显。

发电减少之后,它的度电成本上升了9.26%,对经济性应该说有一定的影响。但如果说我们设计方案做一些更改,譬如把汽轮机的功率增大一些,从一百兆瓦增加到165兆瓦,其他不做调整。当然这个方案不是最优的方案。仅仅是这样的调整,投资当然会增加,因为常规岛这部分汽轮机增大之后,由于整个常规岛总投资大概15%左右,从100兆瓦到165兆瓦,因此总投资会增加4.6%。然后高峰段尽可能的多发电,占总发电量的54.46%,低谷段进一步下降,下降两个百分点,平段基本上不变,就这样的情况下,平均电价是0.76元,仅仅上升了0.53%,这个上升比例是非常低了。相信对方案再做适当的优化,比如储能时间再延长一点,弃光会有所下降,完全有可能低于不调峰方案。所以从这里看它的
经济性应该不成为问题,甚至可以获得更好的经济性。



光热采用储热的方式来储能,它跟储电方式比起来有很多的优势,包括成本更低,损耗会更低,寿命更长,同时也更安全、环保。电池大规模储能的安全环保问题是不能回避的大问题。调峰的技术优势前面已经提到了,我们做了小结,它的深度可以从20%到105%,速度20分钟到30分钟时间。



为什么调峰速度可以这么快?其实煤电的速度比较慢,主要是锅炉响应慢,锅炉基本上90分钟可以从20%的负荷提高到100%,能否达到20%还是个问题。光热的SGS也就是蒸汽发生器,五分钟时间就可以做大幅度的调整,右边图就表达了这个意思。



汽轮机其实总体上响应度是比较快的,西门子汽轮机大概五分钟后能启动,国产汽轮机最多也就20-30分钟,影响光热响应速度主要是在汽轮机,不是蒸汽发生器。传统的煤电响应速度慢主要原因是锅炉,汽轮机因素相对来说占比比较低。所以从前面这几个实际情况来看,响应时间光热会比煤电要快很多,从九十分钟降到二十几分钟左右。



这张图上显示光热电站低负荷运行的性能。我们在6月15至16日对中控德令哈50MW项目做了个低负荷的实验。在7.5兆瓦的情况下,也就是15%的负荷情况下,稳定运行了13个小时,没有任何不良的反应。从情况看,光热最低负荷降到15%一点都没问题,只是说低负荷下汽轮机效率比较低而已。



我们也做了个测试,就是负荷的快速升降到底需要多少时间?10月16号和10月2号,我们做了2次升负荷和降负荷的测试,从15%的负荷升到100%,也就花了30分钟时间,如果按照从30%升到100%,那么只要25分钟时间。降负荷会更快一些,从100%降到0%花了25分钟时间。如果降到30%,大概22分钟时间。从实际运行情况看,25分钟是可以实现从30%到100%的负荷调整。



这图显示了汽轮机在不同负荷下的效率高低,在75%负荷以上的时候,汽轮机的效率影响是不大的,也就大概下降了4%,在50%负荷的时候大概下降了8%的效率,当然到30%负荷,甚至15%负荷的时候,效率下降还是比较大的,到15%的时候差不多下降了30%的效率,30%的时候下降了16%左右的效率。不同汽轮机会有点差异,但是基本趋势是差不多的。

 


这里做了个小结,传统概念下的调峰光热电站的经济性分析,因调峰需求会导致弃光的增加,会使发电量减少,所以对经济性的影响是比较多的。为了适应调峰的需求,可以做一些优化设计,有两种方法:第一个是储能时长增加,第二个是汽轮机功率增加,后者可能会更现实一些,因为它投资增加不多,另外更能体现它调峰的价值。所以总体上结论就是通过系统的优化,用于调峰的光热电站,它经济性受到的影响非常小,甚至可能没有影响。技术上看,无论是调峰的深度和调峰的时间,都不是问题。


最后我们来看未来光热发电成本的下降,到底有哪几条途径?到底可能性多少大?我们很多同行总是希望1.15元的电价保持五年时间不变,这是不现实的,国家的补贴负担是承担不起的。作为圈内人还是要尽快把成本降下来,当然要确保一定的投资回报率的前提下。这里有些思考:相比光伏,光热产业的标准化和规模化的空间是比较大的,但是难度也是比较大的。

 

 

光伏是电子部件占比很高,而光热是机械部件占比很高,大量都是定制的,尤其是初期,几乎都是定制的。当然在未来规模化复制之后,定制的程度会快速的下降。因为光热通过标准化,不仅有利于降低设备的造价,还可以缩短设计和建设的工期。

其实我们第一批示范项目的设计都是严重滞后的,我们中控德令哈电站是大名鼎鼎的西北电力设计院作为设计方,去年年底并网发电,到去年9月份图纸才出完,整个设计周期还是蛮长的,因为第一次做没有可参考的经验。但是如果以后再做设计,相信时间可以大幅度缩短,对施工工期的影响也会明显的减少。

另外还有个错误的判断,认为光热电站用到的大量的钢材、玻璃、盐和水泥这些传统大宗物品是没有降价空间的。这个判断不对,
第一,过去的两年当中,我们第一批示范项目建设期间,应该说这四种大宗物品,随着中国环保要求的不断提升,价格是狂涨的。像钢从2800块钱一吨,涨到4000块钱,盐也是从2800块钱一吨涨到4600,涨价幅度是不正常的,应该说未来这些价格是会降下来,回到正常的幅度。第二,这些四种大宗物品占总投资比例也就18%左右,还有82%的投资都是跟规模有关系的,只要规模上去了都可以明显降下来的。

所以我们认为,通过规模化实现降价对光热来说是完全适用的。我们根据计算得出结论:三年之后光热电价在国内做到0.95元/kWh,六年之后降到0.75元/kWh,九年之后做到0.62元/kWh应该没什么问题。

也就是说在现有的技术路线情况下,技术上不做重大的突破,政策环境也不做大的变化,比方说银行利息也不变,增值税也不做什么调整,土地的成本也不做大的变化情况下,0.62元恐怕是我们现有技术路线的电价最低极限。

十年左右时间,如果新技术得到了成功应用,我们认为电价可以降到0.35元到0.45元。
也就是这里所谓的新技术,以超临界二氧化碳为代表的,高温储热、颗粒吸热、固体储热等等,相信十年左右的时间,这些技术也应该得到工程化的应用了。我们中控太阳能最近也在湖州成立了研究院,准备投4.5个亿来研究这些新的技术。

 

第一阶段三年后能降到0.95元。这是平均的上网电价,领先的企业应该可以更早的实现,如果说我们中控太阳能来做,也许一年两年左右就可以实现0.95元的上网电价,这里的前提是发电量的达成率达到95%,造价比可研设计概算低10%。

在我们提交给水规院的可研报告当中,发电效率比可研报告提高了10%。实际投资现在也基本上封闭了,比可研报告降了8%,这8%来之不易。在过去的两年当中,钢、水泥、盐和玻璃大幅度上涨的情况下,还能够降低8%的投资。所以从这个角度讲,我认为第一步还是比较容易达到,没有什么特别大的问题。

至于达成率95%,我们最近这几个月已经都超过90%了。相信再花一年时间肯定会超过95%的,首航节能敦煌电站最近这几个月的数据也非常漂亮,应该说花三年时间达到95%,不是很难的一件事情。

 

 

第二阶段,再过三年后的电价目标达到0.75元/kWh。要达到这个价格有三个前提:第一是造价,未来三年再降低12%;第二个是标准化程度提升,设计建设周期进一步缩短,达到一年半左右;第三个是技术进步带来效率再提升6%,发电量达成率达到98%。如果这几个实现了,降到0.75元没问题。从每一项数据上看,应该说难度都不大。

 

 

第三阶段,再过两年左右降到0.62元/kWh,它的前提是效率再提升6%,发电量达到设计值的100%,同时造价再降12%。这些数据如果都实现了,按照成本的模型来算,做到0.62元没有什么问题。也就是总体上未来的7、8年的时间里,效率提升12%,成本降低24%,发电量达成率从目前的90%提高到100%。如果实现这几个要求,电价做到0.62元就不是问题。

 

 

第四阶段,十年之后,利用新的技术,比如超临界二氧化碳、PETE技术,应该说效率可以提升40~50%,总体上造价再进一步下降,比如采用超临界二氧化碳技术之后,整体上成本是可以降下来的。常规岛成本也可以降下来,效率提升之后镜场的规模也可以缩小,储能量也可以缩小。同时一些非技术成本,包括增值税、碳排放交易、土地和贷款利率也有优惠政策的话,应该说0.35元到0.45元的上网电价不是什么问题,其实非技术的成本在中国现实的环境下还是非常高的。

 


这里做了简单的计算,增值税现在是13%,如果能够减半,电价就可以下降0.05元。土地的费用,我们曾计算,在中控德令哈光热电站每度电里面其实有5.4分钱,是用于支付土地相关费用。现在德令哈,如果作为光伏领跑者基地它每度电只有1分钱土地费用。如果说利息能够降低1个百分点,也能降低0.05元。以上三项总共可以降低0.15元以上,这三项其实都控制在国家的手里。

 

 

最后做个简单总结:通过模型计算得出,通过不断的技术进步解决现有问题,成本可降到0.62元/kWh。下一代太阳能热发电技术如果得到全面的应用,可以降低至0.35-0.45元/kWh。

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