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孙锐:第一批光热发电示范项目预计调整为16个,部分项目电价会下调

2018.03.28 来自:CSP Focus 光略咨询

从2016年9月能源局公布20个项目示范到现在,项目的进展情况并没有像预期的那么快,究竟遇到了什么问题影响了示范项目的进度?后续项目如何开展?


电力规划设计总院副院长孙锐在上周CSP Focus光热发电中国聚焦大会上的演讲中,对其进行了分析。


以下为孙院长的演讲内容:


尊敬的Luis主席先生、以及各位专家,女士们、先生们:大家上午好!


首先,我代表电力规划总院对本次会议的召开表示衷心的祝贺!同时,我也很高兴接到CSP Focus的邀请,在这里就第一批示范项目的实施情况做一个简要的介绍,同时,对后续项目的开发提出自己的一些想法。


今天我想讲三个方面的内容,一、介绍一下第一批光热发电示范项目的实施情况;二、光热发电在我国的发展前景;三、后续光热发电项目开发的注意事项。


一、第一批光热发电事发项目的实施情况


第一批示范项目的批复情况,大家都比较了解,总体来说,20个项目,接近135万千瓦,上网电价1.15元,当时要求的是2018年底以前投运才能享受这样的电价。塔式9个,槽式7个,线性菲涅尔4个。



经过这段时间的实施,现在情况发生一些变化,首先按照原计划今年年底能够投入运行的有5个项目,其中塔式3个项目:中控德令哈、首航敦煌、玉门鑫能,槽式2个项目:中广核德令哈、金钒阿克塞;


延期到明年上半年,就是明年6月30号以前能够投运的有三个项目,塔式项目是西北院哈密,槽式项目是中海阳玉门,菲涅尔项目是大成敦煌, 这些项目的上网电价会下调到1.14元


延期到2019年底投运的有6个项目,塔式两个:西勘院共和、达华尚义,槽式3个:中阳张家口、龙腾玉门、龙腾乌拉特中旗,菲涅尔项目是华强兆阳,这些项目的上网电价会下调到1.12元


还有2个项目延期到2020年,一个是塔式项目—三峡金塔,另一个是槽式项目—中节能武威,这两个项目的上网电价要下调到1.07元,下降8分钱


还有4个项目退出示范项目,有2个塔式、2个菲涅尔项目,分别是国华玉门、国电投德令哈、北方联合和中信张北,这是目前实施的整体的情况。


按照上面的调整,最后剩下16个项目,总的装机容量大约100万千瓦。塔式由原来9个减少了2个,变为7个,槽式没有变化,还是7个,线性菲涅尔减少2个,变为2个。


示范项目的分布情况也发生了一些变化,新疆1个项目,保持不变,甘肃由9个变为8个,内蒙由2个变为1个,河北由4个变为3个,青海由4个变为3个。除了新疆以外,其余四个省区,每个省减少1个示范项目。


项目进展不如预期的主要原因,我个人认为有这么几点:


第一,当时发改委价格司批复的光热发电项目的上网电价1.15元,低于大部分项目申报的上网电价,所以电价并没有满足所有项目投资回报预期,如果当时要求投资方做出投资承诺的话,有些项目当时就退出了。


第二,要求2018年底发电的工期比较紧张,因为正常来讲,光热发电的施工安装要24个月,但是,示范项目都处在西北严寒地区,冬季气温比较低,是难以施工安装的,所以,加上两个冬季的话,比较合理的工期为3年左右时间,要求2018年底发电,工期确实比较紧张。有的项目为了抢工期,在冬季零下20几度还在施工,采取保温措施,增加了施工成本。因为当时批复电价的文件要求2018年底发电,如果机组投运延期,上网电价存在不确定性,这种不确定性增大了投资的风险,致使一些项目犹豫不决,影响了投资的决策。


第三,国内金融机构可以为民营企业提供贷款,但是,在担保和抵押的条件上要求比较高的,造成了一些民营企业融资的困难,没有办法,民营企业回头又找国企作为合作伙伴,消耗了太多的时间和精力,也延误了整个工期。


第四,一些项目申报时候对技术的方案研究的不充分,在聚光集热方式的选择上出现反复,也相应的影响了项目的进展,比如原来有两个水工介质塔式,最后改成熔盐塔式。


第五,还有的项目遇到意外情况,失去了宝贵的时间,不得不退出项目,令人十分惋惜。比方说退出的两个项目,一个因设备招标时候被举报,还有一个项目因为厂址方面发生了问题,要改换厂址,这两个项目是非常可惜的。


二、光热发电在我国的发展前景


尽管第一批项目实施遇到了一些困难,但是,光热发电在我国的未来发展前景依然非常美好的


首先看我国能源发展目标,到2030年,我国的非化石能源占一次能源消费比重要达到20%,到2050年要达到50%。为了确保这个目标,国家发改委能源局发布了《能源生产消费革命战略(2016-2030)》,《战略》里提出到2030年非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%,要实现这个目标是非常具有挑战性的。



如果非化石能源发电量占比达到50%,它的装机容量要高出5个百分点以上。预测2030年总装机规模达到30亿千瓦,其中55%是非化石能源发电装机。其中太阳能发电可能要达到5亿千瓦,去年年底达到1.3亿千瓦,还有接近4亿千瓦的装机容量。其中,光热发电要占相当大的比重。因为在没有储能的情况下,光伏发电的弃光问题难以得到很好的解决,而光热发电具有稳定的功率输出和可调节特性,这就决定了它在我国未来非化石能源发电里占有重要位置。



这张图大家都熟悉,西班牙Gemasolar光热电站,由于有储热系统,电力输出不会受到光照变化强度影响,一周可以连续稳定的保持电力输出。


光热发电通过配置储热系统,可以保持机组稳定的电力输出不受光照强度变化的影响,如果热系统容量足够大,机组可以实现24小时连续发电,同时,它可以根据电网负荷的变化要求快速的调节汽轮发电机组处理,参与电网一次调频和二次调频。光热发电机组可以作为电力系统主力机组承担基本负荷,也可以作为电力系统中的调峰机组承担高峰负荷。同时,由于光热发电机组的调节能力比燃煤机组强的多,所以,在装设光热发电机组系统中,由于光热机组调节作用,会提高电力系统接纳风电和光伏的能力。


我国具备大规模发展光热发电的资源条件。初步估算,我国拥有可利用的法向直接辐射量大于1700千瓦时的土地面积有97万平方公里,分布在内蒙古、西藏、青海、新疆、甘肃这些地方。拿出10万平方公里来,光热发电的装机容量可以达到13.5亿千瓦。现在这几个地方政府对光热发电非常重视,都开展了相应的光热发电基地的规划,到2030年,玉门规划560万千瓦,阿克塞规划容量将达到1200万千瓦,哈密规划容量将达到2000万千瓦,资源量可以支撑2亿千瓦。“十三五”期间,要建一条青海电力外送通道,在配套光热发电200万千瓦。内蒙的阿拉善盟发展潜力也很大,装机规模可以达到1600万千瓦。


三、后续光热发电项目开发的注意事项


1、在选址上需要注意的有:要选择太阳法向直接辐射量比较高的地区,最好利用戈壁、荒漠这些未利用土地,不要占用林地、耕地。不同的聚光方式,对土地要求是不一样的,应该注意区分,特别这里强调的是对于槽式机组目前要求的南北坡度要小于1%,个别公司可以做到1.5%,一定要引起投资方的注意,如果南北坡度过大,建设槽式机组是不适宜的,为了满足集热器的坡度要求,势必要将整个场地修成几个台阶,土石方量很大,造成地表形态的严重破坏,也增加了项目的投资。另一方面,近期国际上新项目大部分单机容量在10万千瓦以上,我国第一批示范项目大部分是5万千万,一台10万千瓦机组比2台5万千瓦机组的投资更低、经济效益更好,拿地之前一定要研究好,因为对地的要求是不一样的。拿地之前最好请设计单位根据单机容量和你选择的聚光集热方式对用地进行初步规划。


2、系统容量匹配,就是怎么优化汽轮机的容量、聚光集热系统规模与储热系统容量,由于时间关系,我不细说了。概括的讲,就是按照发电成本最低,找到一个最合理的匹配


3、汽轮机发电机组在整个光热电站里投资比重比较低,基本3%左右,但是,如果它的效率高出1个百分点,全年发电量就高出2%点几,对经济效益影响非常大。所以,招标过程中绝不能低价中标,不能只看报价,应该把热耗指标差异给机组运行造成的经济损失逐年折现,加到报价上,这样才能做出合理的选择。


4、空冷系统要进行优化,空冷系统优化并不是一个新的课题,在燃煤机组上都做过,但是,光热发电的边界条件发生了很大的变化,电价很高,是燃煤机组的3、4倍,所以,它的空冷面积比燃煤机组多的多,同时,它的迎面风速,要比燃煤机组低的多。很多项目在前面没有做好这方面优化,把优化交给了空冷系统供应商,为了低价中标,空冷系统供应商做出的空冷面积都比较小,迎面风速偏高,对机组的经济运行十分不利。


5、高温熔盐储罐,在国际上投运的项目上都相继发生问题,对电站经济性造成非常大的影响,有时候可能影响机组半年时间不能运行,主要是它有一些特殊工作条件,设计、施工要求较高。针对国际上熔盐储罐出现的问题,中国成达公司开发了双壁储罐,有望可以解决存在的问题,在第一批示范项目中,已有项目采用了这一方按。


在地方政府的积极支持下,投资方非常积极的开展了后续项目的可研工作,特别是在甘肃的玉门市和新疆的哈密市项目较多,我院每个月的可研评审工作都在3——4个项目,大家都在积极准备申请第二批项目。我相信:光热发电必将为实现我国的能源转型发挥重要作用,为我国的西部大开发增添新的动力。


时间关系,我讲的比较匆忙。谢谢大家!


光热发电相关活动:2018 CSP Focus光热发电西班牙考察(6月16-23 西班牙)




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