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CSP必须有GW级别的项目规划才能抵御光伏威胁

2021.03.12 来自:CSPFocus光略咨询

在未来的几年中,只有少数光热发电(CSP)项目可以上线,CSP需要有更多的项目规模才能进一步降低成本。(图片来源:Abengoa)

随着PV和电池成本的持续下降,CSP项目开发商在可调度电源市场中面临越来越激烈的竞争。

TU Wien Energy Economics Group(EEG)和波茨坦高级可持续发展研究所(IASS)在一份新报告中,一组研究人员认为,如果系统需要配备三个小时以上的储能,具有热能存储功能的CSP比PV加电池更具成本竞争力,但是在未来几年中,PV和电池的大规模应用将削弱这一优势。

研究小组研究了行业发展对CSP+储能产品与PV+电池相比的竞争力的影响,该团队研究了当前成本,并预测了到2050年的中低成本情景。

IASS研究助理、该报告的合著者理查德·托尼格(Richard Thonig)透露,CSP项目开发已经放缓,并且没有新的项目,有可能损害CSP行业的长期竞争力。他说:“目前行业急需新项目规划,最好是GW级别的规划,以实现预期的成本降低。降低成本取决于有足够大规模的电站项目,从而使得设备制造能够有规模效应进而降低造价。”
 
来自光伏的压力

太阳能和风力发电能力的提高将增加对长期储能的需求,CSP相关企业仍对增长前景保持乐观态度。西班牙Abengoa太阳能技术总监Miguel Mendez Trigo透露,随着国家提高脱碳目标,我们可能会看到“中短期CSP呈指数增长”。

Abengoa曾经是CSP的先行者,为约2GW的CSP电站提供技术,占全球CSP装机容量的三分之一,包括西班牙本土总计730MW的光热项目。

技术和电站运维方面的持续学习改进使CSP电站能够在傍晚和夜间的电力输送中获得竞争优势。但是,研究人员在报告中警告说,如果从长期来看,光伏成本继续快速下降,即使CSP也在快速发展,PV会占据CSP的大部分市场。

太阳能,风能的平均成本(全球平均水平)
资料来源:国际可再生能源署 《2019年的可再生能源发电成本

报告指出,目前CSP+储热比PV+电池更具竞争力的临界点是2到3个存储小时。如果从长远来看,PV和CSP成本以“中等”的速度下降,那么这个临界点将移至四个小时,而在“低成本”的情况下,临界点将变为10小时。当前,取决于太阳能资源和市场需求,CSP的最佳储热时间通常为8到14小时左右。

报告中使用的低成本方案假设光伏成本下降了56%,锂离子电池成本下降了80%,而CSP太阳能场和集热器的成本下降了50%,CSP储热系统的成本下降了75%,CSP常规岛下降20%。研究人员考虑了预期的技术进步,假设全球容量每增加一倍,全球光伏价格将下降约20%至30%。光伏产能预计每年增长20%左右,这意味着每3.5年产能翻一番。

该研究的共同作者,EEG研究人员Franziska Schoniger指出,许多因素可能会影响光伏和电池的长期成本趋势。电池成本处于开发的早期阶段,成本将取决于电动汽车和消费电子产品的部署。

Schoniger说,光伏产品和电池的成本都可能受到产品和二次应用的更多回收利用的影响。有必要建立一个设计良好且广泛使用的电池回收基础设施,该基础设施的设计方式也会对价格产生影响。
 
规模缺口

CSP开发人员最迫切的需求是有足够的新项目规划。Schoniger说,CSP公司一直在不断完善自己的技术,新一代的更高效率的电站正在出现,但是在未来几年中,CSP的较慢部署速度可能会阻碍其降低成本的目标。

少数几个大型项目正在建设中,但南非等一些有前途的市场却推迟了各自的CSP计划。

Schoniger警告说:“我们希望每年新CSP项目增长20-30%。实际情况是偶尔会有200MW-500MW规模的项目,没有大规模的项目规划。即使提出了创新的新设计,CSP仍存在与当前成本或多或少保持一致的现实风险。”

全球光伏安装量预测

资料来源:国际能源署(IEA),2020年11月

槽式是最成熟的CSP技术,但是温度更高的CSP塔式技术可提供更有效的能量存储。迪拜的950MW光热+光伏太阳能发电项目采用槽式、塔式和光伏技术相结合,加上有利的融资条件,在2017年创下74美元/兆瓦时的CSP价格新低。

Schoniger说,中国供应商越来越多的参与有助于降低行业成本,但必须建造和运营更多的塔式项目才能产生规模经济并降低融资成本。需要一条“GW数量级”的规划来显着降低成本。

降低中期成本的一个关键问题是第三代电站可以多快投放市场。这些电站达到了更高的温度和更高的能量转换效率,但要广泛推广商业应用还需要很多年。

下一代技术开发商Vast Solar已开发出高温模块化液态钠金属CSP电站,并希望在澳大利亚昆士兰州的Mount Isa采矿小镇建设其首座商业规模电站。自2018年以来,该公司已在新南威尔士州运营1.1MW CSP试点电站。

混合风险

现在,许多大型CSP项目都采用了PV技术来降低项目成本,白天使用PV部分供电,而CSP电站则在晚上进行供电。


摩洛哥的800MW Noor Midelt I项目包括了200MW的槽式,600MW的光伏发电和五个小时的储能(含储热和储能电池)。该项目在2019年的CSP项目中标价格创历史新低,为68迪拉姆/兆瓦时(71美元/兆瓦时)。

Vast Solar首席执行官Craig Wood说:“我们认为混合型PV-CSP电站将成为大多数市场和应用中的主要配置。”对于其在昆士兰州的第一家电站,Vast Solar计划建设一座50兆瓦CSP+PV+天然气的联合电站。

Thonig说,像Noor Midelt这样的混合电站可以帮助CSP开发商最小化成本并获得融资,但它可能“蚕食”长期的CSP市场。CSP技术长期发展的明显风险是,槽式与PV的混合将占据CSP项目规划中所剩无几的项目容量。
 
随着各国寻求脱碳行业,许多CSP开发商还看到了供热应用领域的巨大增长潜力。CSP电站的高温容量使其适合于工业热力和电力。在意大利,一群公司正在Barilla拥有的面食工厂内建造一个高温陶瓷颗粒CSP塔式试验电站。HiFlex每年将生产3,360兆瓦时的热能用于面食干燥,从而减少了工厂对天然气的依赖。
 
需要采取的行动

Schoniger说,投资了CSP技术的国家必须采取“具体政策”,以扶持CSP未来的增长并保留行业专业知识。政策措施应包括预先宣布的电力拍卖时间表,要么明确针对CSP进行招标,要么在招标要求中重点突出长时间的可调度性。

将大量的光伏和风能集成到电力系统中将需要可调度的清洁的发电技术。Mendez Trigo指出:“ CSP能够在任何需要的时候,以与任何常规发电站相同的质量(同步发电,频率控制……)来调度清洁能源。”
 
Wood说:“以最低成本系统为目的的电网规划是所有策略设置的目标。如果正确做到这一点,由于CSP的边际存储成本低以及它在电网中所扮演的其他角色,CSP将发挥重要作用,西班牙就是一个很好的例子。”
 
西班牙计划今年重启其CSP市场,并在重视可调度性的框架下,到2025年招标600兆瓦的装机容量。

 CSP行业已准备好进行大规模部署。Schoniger说,“如果能得到大规模的新项目开发,CSP将发挥重要作用,如果没有,许多现在经验丰富的公司都将暂停CSP投入。在10至20年后,当对可调度性、可再生能源、大容量存储,可再生热能和太阳能氢的需求增加时,重新启动CSP行业将变得更加困难。”

本文翻译自:CSP build pipeline must hit "GWs" to fend off PV menace

编译之处如有不足,敬请指正!




相关线下活动:


第十一届光热发电中国聚焦大会2020(2021年3月,中国北京)

第五届光热发电中东北非大会2020(时间待定,阿联酋迪拜)


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