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四个方面道尽光热示范项目建设艰难背后的原因!

光热发电  来源:中国能源报  作者:张子瑞  2018/10/23 13:43:22  我要投稿  

北极星太阳能光伏网讯:日前,在青海省海西州德令哈市举行的2018第三届德令哈光热大会上,德令哈、格尔木、玉门、敦煌及张家口五市政府联合发出推动“光热+”多元化发展的倡议。倡议称,将做好光热技术多元化应用试验田,全力支持光热技术的多元化应用实践和示范,研究对光热发电项目采取多项支持政策,帮助降低光热发电的非技术成本,进一步促进光热发电项目开发。

2016年的9月,我国首批20个光热示范项目及1.15元/千瓦时的光热标杆电价相继落地。两年来,20个示范项目中有4个项目因种种因素退出,真正建成投运的项目只有1个,目前不排除余下的示范项目仍有退出的可能。示范项目在遭遇“先行者困境”的背景下,更渴求在税收、土地和绿色信贷等政策配套方面得到政府及相关部门的支持。

德令哈率先破局

10月10日,我国首个大型商业化光热示范电站——中广核德令哈50MW槽式光热示范项目正式投运,成为国家能源局批准的首批光热示范项目中第一个建成并网的电站。

“中广核德令哈光热项目在突破技术壁垒的同时,还成功摸索出一系列高海拔寒冷地区的光热项目技术实施方案,开创了全球光热电站冬季低温环境下注油的先例,改进了太阳岛集热器基础精度控制的测量工装,极大地缩短了建设工期。”中广核太阳能德令哈有限公司副总经理赵雄说。

除了中广核德令哈项目外,中控50MW塔式光热项目已完成80%工程量,预计年底全面建成,这两个项目的建成将使德令哈市率先完成国家光热示范项目任务,为未来大规模建设光热电站、多路径应用光热技术、多元推进“光热+”发展奠定坚实基础。

目前,德令哈新能源装机达900MW,在建装机950MW。海西州委常委、德令哈市委书记孙立明在会上表示,德令哈将同时围绕光热产业市场政策、多能互补、电站设计建设,“光热+”能源互联网等方面持续发力,利用新能源产业发展进一步助推德令哈的扶贫工作。同时,德令哈将全力助推国家零碳清洁能源示范基地、“领跑者”先进技术光伏发电示范基地、青海省新能源装备制造基地、全州“千万千瓦级新能源产业集群”建设,进一步打造“新能源应用示范城市”。

国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧透露,受德令哈市政府的委托,国网能源研究院承担了德令哈市新能源应用研究,明确了德令哈市打造“世界光热之都”新能源应用典范城市发展愿景,对德令哈市新能源应用领域及适用模式进行研究,提出德令哈新能源典范城市行动计划,实现光热光伏产业的多元化特色化发展。

目前,青海省、甘肃玉门和阿克塞、新疆哈密及内蒙古阿拉善盟结合当地资源优势,均已着手规划建设大型光热发电基地及电力外送通道,这将有力推进我国光热发电产业向前发展。

示范项目“卡”在哪

“光热发电机组可以作为电力系统中的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,光热发电机组在电力系统中替代燃煤机组,可显著提高电力系统接纳风电和光伏发电的能力。”电力规划设计总院副院长孙锐表示。

中国电力发展促进会副会长谢长军认为,光热发电具有光电转化率高、储能效率高、连续稳定发电、调峰能力强等多种优势,可提供基础电力支撑,对解决清洁可再生能源消纳问题,提升清洁可再生能源结构比例具有重要作用。同时,光热电站建成后,可减少地表土壤所接收到的辐照量,减缓地表风速,降低地表水分蒸发量,有利于植被生长,改善生态环境。光热发电的这些优势,使之具备在能源、农业、供暖、旅游等多场景应用的条件。

光热项目优势不言自喻,但在实际推进过程中却不如人意。原因何在?

根据国家能源局要求,首批光热示范项目原则上应在2018年底前建成投产。而从目前的示范项目整体进展来看,困难远比想象的大。有观点认为,光热示范项目建设艰难,很大程度来自技术上的不确定性。

一位与会业内人士告诉记者,首批示范项目推进进度整体延迟,主要有四方面因素:

  • 一是国外的技术封锁;

  • 二是部分设备和原材料暂不能实现国产化;

  • 三是部分示范项目在技术路线选择上出现偏差;

  • 四是项目的整体经济性欠佳。

有专家认为,一方面投资方自身对项目前期准备和论证不够充分,决策不够周密;另一方面,光热技术属于新技术,尤其在示范阶段,技术设计缺乏规范,指标设计标准不完善,无可参考借鉴的成功范例,增加了项目实施的不确定性,示范的意义正在于这是一个不断试错修正的过程。

项目投运越早,可享受的电价越高。示范项目并网投运时间滞后于国家能源局建成投运的时限要求,意味着将无法享受1.15元/千瓦时的光热发电标杆电价。业主不得不接受项目延期与电价联动机制的相关规定,上网电价依次退坡为1.14元/千瓦时、1.12元/千瓦时、1.07元/千瓦时。

“做光热项目,同一个项目让10个人做方案,可能做出15种方案;做火电项目,10个人做100个项目,也是同一种方案。这表明光热技术仍处于起步发展中,需要不断探索和试错。”北京首航艾启威节能技术股份有限公司总经理高峰说。

显然,首批示范项目即使遭遇“先行者困境”,这些走过的“弯路”无疑也将为后续示范项目的有序推进积攒有益经验。

找准降本发力点

现阶段光热发电项目的工程造价在2.5万-3万元/千瓦之间,未来,光热发电的工程造价和发电成本将随着产业规模的发展大幅下降,这一趋势尤其在产业化初期特别明显,有研究显示,预计到2020年,光热工程造价能降到1.5万元/千瓦以下。

“我国光热发电正处于技术研发及集成示范的产业化导入期,一是要进行技术路线探索,二是要进一步提升项目的经济性。而经济性的实现,有赖于技术装备的国产化和产业的规模化。”与会人士认为。

业内人士纷纷表示,目前,降低非技术性成本同样迫切。需要地方政府在加快项目审批制度改革、简化建设项目审批程序、缩短项目审批环节、压缩审批时间、优化审批流程等方面给予大力支持,同时,在土地利用、设备运输、并网和消纳方面给予更多保障。

此外,光热项目投资大,民营企业参与热情高,希望降低项目融资成本、解决融资难的呼声也很高。

国家能源局在2016年12月16日正式印发的《太阳能发展“十三五”规划》中,明确提出,到2020年底,太阳能热发电装机达到500万千瓦。这一装机目标,若没有项目的经济性支撑,则很难实现。

浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥认为,未来,光热电站成本下降将经历四个阶段。

  • 第一阶段,2-3年后,电价达到0.95元/千瓦时,每年新增装机3-5GW;

  • 第二阶段,5-6年后,电价达到0.8元/千瓦时,每年新增装机5-10GW;

  • 第三阶段,7-9年后,电价达到0.65元/千瓦时,每年新增装机10GW以上;

  • 第四阶段,10年后,电价达到0.35-0.45元/千瓦时,平价上网取代部分火电,成为基荷电源和调峰电源。而这一降价路线图的实现,前提条件是不弃光、补贴不拖欠。



原标题:光热示范项目静待“破茧成蝶” 四个方面道尽“建设艰难”背后的原因!

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