Title

目前国内的光热发电现状如何,为什么热度远不如光伏发电?

4079次浏览

问题描述

光热发电相比光伏发电,具有并网难度小,环境友好(全周期)这两大优点,为什么国内的光热发电发展远远落后于光伏发电,是因为技术上有难点抑或政策扶植力度原因?目前国内光热发电现状如何?

欢迎大神畅所欲言,红包奉上

头像

菲戈·0.00

2017-02-12提问

请您登录后进行评论!

分数   时间  

全部答案 9

0

帮忙问了一下学微电子的同学,专门做这个的

说的是发电的话技术成熟,然后效率高,用处广(因为电还能转热,还能各种用途等等)

但是发热技术的话

效率相对不高,用处比较局限(这部分热基本上就是用来热水什么吧)

说的不太学术

谢谢

评论 (0)条评论
头像555

  朔夕茂·40.00

2017-05-10回答

1

   其实说白了,光热的主要技术难点在于材料,尤其是生产制造原材料及产品精度要求都非常高,国内目前还没有达到能够独立生产光热发电的设备,这是其发展的最大制约因素,同时,光热需要的作业空间比较大,同时会给周边的环境及生物造成一定的影响,使得其广泛应用有了很大的局限性,所以,光热的发展道路还很漫长。

评论 (0)条评论
头像555

  栗峰·40.00

2017-03-01回答

1

 一、太阳能光伏和光热发电原理及其优缺点比较

  (一)光伏发电

  光伏发电是利用光生伏特效应,吸收入射的太阳光,产生电子-空穴对,在半导体p-n结内建电场的作用下,电子、空穴分别向正负两个电极运动,以此形成电流。它由组件阵列、逆变器、控制器等组成。根据所使用的电池组件类型不同,又可分为晶硅电池、薄膜电池、聚光电池等。

  光伏发电的主要特点在于可作为分布式电源,安装在负荷中心,无需远距离输送,就地发电就地使用。同时,可模块化安装,规模大小随意,可安装于屋顶和墙面,不占地,光伏出力与白天用电高峰相重合,既可享受峰值电价也可为电网削峰。

  (二)光热发电

  光热发电是利用发射镜等聚光系统将太阳能聚集起来,加热某种工质,然后经过换热交换器产生高温高压的过热蒸汽,驱动汽轮机并带动发电机发电。它由聚光子系统、集热子系统、发电子系统、蓄热子系统和换热子系统五部分组成。根据聚光子系统的不同,太阳能热发电又分为槽式发电、塔式发电、碟式发电等。

  光热发电的特点是,先将太阳能转化为热能再进行发电,一定程度上可以平抑日照波动,对电网相对友好,同时热能可以有效储存且具有一定的经济性,热源可与火电等热电厂互补,提高发电小时数和调峰,并提供可供调度的电力。

  (三)优缺点比较

  光热发电投资成本远高于光伏电站。目前我国建设的大型光伏电站单位造价约为8000元/千瓦,光热约为22000元/千瓦,美国的光伏电站则为2400-3000美元/千瓦,光热约为5100-6200美元/千瓦,光热造价基本上是光伏的2-3倍。此外,光热电站对规模的敏感度较高,只有在规模足够大的前提下,才能有效实现经济效益。同时,其整体投资门槛较高,百兆瓦电站投资需要近5亿美元。正是由于光热电站的投资大、风险高,即使达到平价上网水平,与光伏电站相比,其投资者还是非常少,这在客观上也会相应延缓其成本下降。光热电站对建设条件要求较高,光伏的安装弹性则相对较大。太阳能热发电主要安装在太阳能直接辐射(DNI)较好的地方,沙漠地区是最好的选择,但这些地方往往较为偏远,电力需求较弱,需要为其建设输电通道将电力送出,这不仅会增加成本,并且也只能享受发电侧电价。同时,由于光热电站属于跟踪系统,对当地气候条件要求也比较高。光伏电站则可同时利用直射光和散射光,安装区域选择较大,比如可安装在负荷中心、屋顶或工业厂房上,享受用户侧电价。因此,相对于光热电站,它以发电侧电价出售会更具竞争力。

  光热电站需要大量的土地和水,对环保的要求也较高。根据美国现在光热电站的建设情况,每MW大概需要40-50亩土地,几乎是光伏电站的两倍,并且要求土地十分平坦。在用水方面,虽然光伏和光热都需要水对组件或镜面清洗,但光热电站还需要额外的水用于冷却,耗水量约为2.9-3.2升/kwh,几乎是天然气发电的4倍。虽然现在也在开发干法冷却技术,比如,用空气冷却可以解决水的问题,但一方面是技术尚未成熟,另一方面可能降低发电量,并增加大约3%-8%的发电成本。此外,由于光热电站占用空间较大,会对当地的野生动物、生物多样性等造成影响,也容易引发环保争端。

 二、太阳能光伏和光热电站发展现状

  (一)光伏装机规模和发展速度远高于光热

  在光伏电站方面,截至2014年底,全球光伏累计装机量约为178.4GW,几乎是光热电站的42倍,近十年市场平均增速在40%以上。光伏电站在全球呈现出多元化发展态势,欧盟累计装机量约为88GW,占比49.3%;我国约为28GW,占比15.7%;日本和美国占比分别为12.7%和10.3%。上百个国家都在不同程度地使用太阳能光伏发电,产业发展呈现全面开花态势。

  在光热电站方面,截至2014年底,全球光热电站总装机约为4.1GW,主要集中于西班牙和美国,分别占据全球总装机量的51%和40%。值得关注的是,西班牙近2.1GW的装机量主要集中于2007年西班牙出台上网电价后,而美国则是自上世纪80年代安装了9个共计400MW的光热电站后,一直处于停滞状态,直到2007年才陆续建设6个共计1217MW的光热电站。目前我国光热电站装机量仅为10MW。

  (二)光伏发电经济性比光热更优

  在光伏电站方面,光伏装机成本呈明显下降趋势。目前,我国大型光伏电站的投资成本在8-9元/瓦左右。就运营成本而言,美国光伏电站年运营成本约为17-26美元/千瓦,我国大约为24元/千瓦。就度电成本而言,根据国际可再生能源署的数据,美国光伏发电成本目前约为0.08美元/kWh。我国光伏发电系统投资成本降至8元/瓦以下,度电成本降至0.6-0.9元/kWh。

  在光热电站方面,根据美国劳伦兹实验室对2013-2014年建设的6个光热电站统计数据,2013年建设的装机规模为250MW且带有6小时储能装置的槽式光热电站装机成本为6.67美元/瓦,2014年建设的两个不带储能的250MW槽式光热电站装机成本分别为5.1美元/瓦和6.16美元/瓦,2014年建设的370MW塔式发电装机成本为6.01美元/瓦。我国光热电站较少,根据黄河上游水电公司开展前期工作的塔式发电可研报告看,装机成本约为22元/瓦。度电成本方面,美国近期建设的太阳能热发电度电成本约为0.19美元/千瓦时。2015年11月,在我国1000MW太阳能光热发电示范招标项目中,投标的109个业主报价也大多在1.18-1.24元/千瓦时区间。

  根据美国SunShot计划,到2020年,光热和光伏的造价将分别降至3.6美元/瓦和1美元/瓦,光伏依然对光热发电保持有优势。

  (三)光伏技术比光热更为成熟

  在光伏发电方面,晶体硅、薄膜和聚光电池等三种电池技术已经成功实现商业化,生产成本近十年降幅达到90%,电池转换率也以每年0.5个百分点的速度提升。在这三种电池中,晶体硅电池技术最为成熟,产业化配套最为完善,市场参与者也最多,并且其可靠性已经通过多年验证,发电成本也降至较低水平,未来仍将是市场主流。薄膜电池如CIGS、CdTe虽然发展潜力较大,但受制于其原材料特性(如毒性或稀缺性等)和市场参与者逐年减少,未来的重点将集中在一些细分市场。聚光电池受制于气候环境,导致双轴跟踪的运营成本较高,特别是在晶体硅电池转换效率逐年提升、成本逐年下降的情况下,其在主流市场就更难与晶体硅竞争。总体而言,随着分布式发电的发展,光伏市场门槛将会更低,市场参与者也会更多,能够更加有效地促进光伏技术在更大范围内的创新和应用。

在光热发电方面,槽式系统在目前商业化中技术最为成熟,国外已建成的光热电站主要是槽式发电,但由于槽式系统的抗风性能差,美国已经商业运营的光热电站主要建立在加州沙漠地区,风沙很小,而我国阳光富足的地方往往多风、大风,要想开展电站建设,就必须加强槽式系统的抗风性,成本必然会有所增加。带有储能装置的槽式发电由于其HTF最高温度限制了其发电效率的提升,度电成本几乎没有下降空间,而塔式和碟式则由于技术尚未成熟,也遭遇较高的融资门槛。此外,由于光热发电投资较大、风险高,致使市场参与者较少,这也将极大地限制光热技术的发展。

  三、太阳能光伏和光热电站发展前景

  (一)从未来发展看,两者都有较大的发展潜力,但近中期光伏电站发展规模会更大

  在2030年以前,由于光伏装机成本和度电成本均低于光热发电,且光伏出力与白天用电高峰和峰值电价曲线相吻合,在光伏渗透率较低情况下,光伏装机规模将远大于光热。在2030年后,光伏装机由于渗透率高,且基本能满足白天的用电需求,发展速度会放缓;光热则会充分利用其储热优势,能满足日落后的用电高峰,从而得到较快发展。根据美国Sunshot计划,到2030年,美国太阳能累计装机将达到330GW。其中,光伏装机为302GW,光热装机为28GW,光伏是光热的11倍。到2050年,光热装机将达到83GW,光伏则为632GW,光伏下降是光热的8倍。

  (二)从发展方式看,两者是协同互补关系,而非替代关系

  光热和光伏发电都面临火电等传统能源的竞争,承载着代替化石能源的使命,只有光伏和光热更好地协同互补,才能完成这项任务,满足用电需求。同时,由于大型风电、光伏和光热电站等可再生能源主要建设在沙漠、戈壁滩等地区,需要远距离输送,但风电、光伏等利用小时数低,单独远距离传输经济性差,为提高输送电网的利用率,不得不通过火电打捆等方式输送。如果光热电站成熟之后,则完全可以通过储热方式替代火电,解决电网利用率低问题,同时也可解决可再生能源发电不稳定的问题。

  (三)从应用领域看,光伏和光热应用领域各有侧重,主战场并不重合

  光伏发电优势在于分布式。在负荷中心建设方面,结合储能等产业发展,可实现就地发电就地使用。同时,光伏也可作为移动电源,充分满足消费市场需求,这是光热电站难以企及的。光热发电优势在于规模化,适合在条件适宜地区建设大型光热电站,然后远距离输送。在这些地区,也可适当发展大型光伏电站,将光伏光热打捆送出,实现可再生能源最大限度的消纳。

 一、太阳能光伏和光热发电原理及其优缺点比较

  (一)光伏发电

  光伏发电是利用光生伏特效应,吸收入射的太阳光,产生电子-空穴对,在半导体p-n结内建电场的作用下,电子、空穴分别向正负两个电极运动,以此形成电流。它由组件阵列、逆变器、控制器等组成。根据所使用的电池组件类型不同,又可分为晶硅电池、薄膜电池、聚光电池等。

  光伏发电的主要特点在于可作为分布式电源,安装在负荷中心,无需远距离输送,就地发电就地使用。同时,可模块化安装,规模大小随意,可安装于屋顶和墙面,不占地,光伏出力与白天用电高峰相重合,既可享受峰值电价也可为电网削峰。

  (二)光热发电

  光热发电是利用发射镜等聚光系统将太阳能聚集起来,加热某种工质,然后经过换热交换器产生高温高压的过热蒸汽,驱动汽轮机并带动发电机发电。它由聚光子系统、集热子系统、发电子系统、蓄热子系统和换热子系统五部分组成。根据聚光子系统的不同,太阳能热发电又分为槽式发电、塔式发电、碟式发电等。

  光热发电的特点是,先将太阳能转化为热能再进行发电,一定程度上可以平抑日照波动,对电网相对友好,同时热能可以有效储存且具有一定的经济性,热源可与火电等热电厂互补,提高发电小时数和调峰,并提供可供调度的电力。

  (三)优缺点比较

  光热发电投资成本远高于光伏电站。目前我国建设的大型光伏电站单位造价约为8000元/千瓦,光热约为22000元/千瓦,美国的光伏电站则为2400-3000美元/千瓦,光热约为5100-6200美元/千瓦,光热造价基本上是光伏的2-3倍。此外,光热电站对规模的敏感度较高,只有在规模足够大的前提下,才能有效实现经济效益。同时,其整体投资门槛较高,百兆瓦电站投资需要近5亿美元。正是由于光热电站的投资大、风险高,即使达到平价上网水平,与光伏电站相比,其投资者还是非常少,这在客观上也会相应延缓其成本下降。光热电站对建设条件要求较高,光伏的安装弹性则相对较大。太阳能热发电主要安装在太阳能直接辐射(DNI)较好的地方,沙漠地区是最好的选择,但这些地方往往较为偏远,电力需求较弱,需要为其建设输电通道将电力送出,这不仅会增加成本,并且也只能享受发电侧电价。同时,由于光热电站属于跟踪系统,对当地气候条件要求也比较高。光伏电站则可同时利用直射光和散射光,安装区域选择较大,比如可安装在负荷中心、屋顶或工业厂房上,享受用户侧电价。因此,相对于光热电站,它以发电侧电价出售会更具竞争力。

  光热电站需要大量的土地和水,对环保的要求也较高。根据美国现在光热电站的建设情况,每MW大概需要40-50亩土地,几乎是光伏电站的两倍,并且要求土地十分平坦。在用水方面,虽然光伏和光热都需要水对组件或镜面清洗,但光热电站还需要额外的水用于冷却,耗水量约为2.9-3.2升/kwh,几乎是天然气发电的4倍。虽然现在也在开发干法冷却技术,比如,用空气冷却可以解决水的问题,但一方面是技术尚未成熟,另一方面可能降低发电量,并增加大约3%-8%的发电成本。此外,由于光热电站占用空间较大,会对当地的野生动物、生物多样性等造成影响,也容易引发环保争端。

 二、太阳能光伏和光热电站发展现状

  (一)光伏装机规模和发展速度远高于光热

  在光伏电站方面,截至2014年底,全球光伏累计装机量约为178.4GW,几乎是光热电站的42倍,近十年市场平均增速在40%以上。光伏电站在全球呈现出多元化发展态势,欧盟累计装机量约为88GW,占比49.3%;我国约为28GW,占比15.7%;日本和美国占比分别为12.7%和10.3%。上百个国家都在不同程度地使用太阳能光伏发电,产业发展呈现全面开花态势。

  在光热电站方面,截至2014年底,全球光热电站总装机约为4.1GW,主要集中于西班牙和美国,分别占据全球总装机量的51%和40%。值得关注的是,西班牙近2.1GW的装机量主要集中于2007年西班牙出台上网电价后,而美国则是自上世纪80年代安装了9个共计400MW的光热电站后,一直处于停滞状态,直到2007年才陆续建设6个共计1217MW的光热电站。目前我国光热电站装机量仅为10MW。

  (二)光伏发电经济性比光热更优

  在光伏电站方面,光伏装机成本呈明显下降趋势。目前,我国大型光伏电站的投资成本在8-9元/瓦左右。就运营成本而言,美国光伏电站年运营成本约为17-26美元/千瓦,我国大约为24元/千瓦。就度电成本而言,根据国际可再生能源署的数据,美国光伏发电成本目前约为0.08美元/kWh。我国光伏发电系统投资成本降至8元/瓦以下,度电成本降至0.6-0.9元/kWh。

  在光热电站方面,根据美国劳伦兹实验室对2013-2014年建设的6个光热电站统计数据,2013年建设的装机规模为250MW且带有6小时储能装置的槽式光热电站装机成本为6.67美元/瓦,2014年建设的两个不带储能的250MW槽式光热电站装机成本分别为5.1美元/瓦和6.16美元/瓦,2014年建设的370MW塔式发电装机成本为6.01美元/瓦。我国光热电站较少,根据黄河上游水电公司开展前期工作的塔式发电可研报告看,装机成本约为22元/瓦。度电成本方面,美国近期建设的太阳能热发电度电成本约为0.19美元/千瓦时。2015年11月,在我国1000MW太阳能光热发电示范招标项目中,投标的109个业主报价也大多在1.18-1.24元/千瓦时区间。

  根据美国SunShot计划,到2020年,光热和光伏的造价将分别降至3.6美元/瓦和1美元/瓦,光伏依然对光热发电保持有优势。

  (三)光伏技术比光热更为成熟

  在光伏发电方面,晶体硅、薄膜和聚光电池等三种电池技术已经成功实现商业化,生产成本近十年降幅达到90%,电池转换率也以每年0.5个百分点的速度提升。在这三种电池中,晶体硅电池技术最为成熟,产业化配套最为完善,市场参与者也最多,并且其可靠性已经通过多年验证,发电成本也降至较低水平,未来仍将是市场主流。薄膜电池如CIGS、CdTe虽然发展潜力较大,但受制于其原材料特性(如毒性或稀缺性等)和市场参与者逐年减少,未来的重点将集中在一些细分市场。聚光电池受制于气候环境,导致双轴跟踪的运营成本较高,特别是在晶体硅电池转换效率逐年提升、成本逐年下降的情况下,其在主流市场就更难与晶体硅竞争。总体而言,随着分布式发电的发展,光伏市场门槛将会更低,市场参与者也会更多,能够更加有效地促进光伏技术在更大范围内的创新和应用。

在光热发电方面,槽式系统在目前商业化中技术最为成熟,国外已建成的光热电站主要是槽式发电,但由于槽式系统的抗风性能差,美国已经商业运营的光热电站主要建立在加州沙漠地区,风沙很小,而我国阳光富足的地方往往多风、大风,要想开展电站建设,就必须加强槽式系统的抗风性,成本必然会有所增加。带有储能装置的槽式发电由于其HTF最高温度限制了其发电效率的提升,度电成本几乎没有下降空间,而塔式和碟式则由于技术尚未成熟,也遭遇较高的融资门槛。此外,由于光热发电投资较大、风险高,致使市场参与者较少,这也将极大地限制光热技术的发展。

  三、太阳能光伏和光热电站发展前景

  (一)从未来发展看,两者都有较大的发展潜力,但近中期光伏电站发展规模会更大

  在2030年以前,由于光伏装机成本和度电成本均低于光热发电,且光伏出力与白天用电高峰和峰值电价曲线相吻合,在光伏渗透率较低情况下,光伏装机规模将远大于光热。在2030年后,光伏装机由于渗透率高,且基本能满足白天的用电需求,发展速度会放缓;光热则会充分利用其储热优势,能满足日落后的用电高峰,从而得到较快发展。根据美国Sunshot计划,到2030年,美国太阳能累计装机将达到330GW。其中,光伏装机为302GW,光热装机为28GW,光伏是光热的11倍。到2050年,光热装机将达到83GW,光伏则为632GW,光伏下降是光热的8倍。

  (二)从发展方式看,两者是协同互补关系,而非替代关系

  光热和光伏发电都面临火电等传统能源的竞争,承载着代替化石能源的使命,只有光伏和光热更好地协同互补,才能完成这项任务,满足用电需求。同时,由于大型风电、光伏和光热电站等可再生能源主要建设在沙漠、戈壁滩等地区,需要远距离输送,但风电、光伏等利用小时数低,单独远距离传输经济性差,为提高输送电网的利用率,不得不通过火电打捆等方式输送。如果光热电站成熟之后,则完全可以通过储热方式替代火电,解决电网利用率低问题,同时也可解决可再生能源发电不稳定的问题。

  (三)从应用领域看,光伏和光热应用领域各有侧重,主战场并不重合

  光伏发电优势在于分布式。在负荷中心建设方面,结合储能等产业发展,可实现就地发电就地使用。同时,光伏也可作为移动电源,充分满足消费市场需求,这是光热电站难以企及的。光热发电优势在于规模化,适合在条件适宜地区建设大型光热电站,然后远距离输送。在这些地区,也可适当发展大型光伏电站,将光伏光热打捆送出,实现可再生能源最大限度的消纳。


目前国内的光热发电现在做的非常多,未来5-10年仍是发展大势,尤其是随着分布式光伏电站应用越来越广,成本及融资问题会慢慢得到解决。光热项目在目前还处在试验研究阶段,技术上毕竟还需要突破。光伏每天大概只有10小时工作发电(看地域),光热项目理论上可以做到24小时发电,但是就目前来看,除了阿联酋一个20小时发电项目,还没有一个声称可以24小时发电的项目。


评论 (0)条评论
头像555

  0001·0.00

2017-02-15回答

1
已采纳

已采纳

(1)     光伏发电与光热发电的原理不同,系统形式有较大的区别。

(2)     光伏发电产生的是直流电,如需并网需利用逆变器转换成交流电。而光热发电产生的是交流电,可直接并网,虽然经过二次转换增加了系统的难度、成本等,但也扩大了其技术的应用领域。

(3)     两者之间最重要的区别在储能方式上。光伏发电是储电,储存在电池上,而电池技术目前发展得并不尽如人意,使用寿命短,损耗大。光热发电是储热,因此可以通过一些介质如溶融盐,水等材料进行热储存,使用寿命长,损耗小。

(4)     模块化光伏电池组件的成熟发展与应用,使得它非常适合分布式小型发电。而光热发电系统中模块化技术的缺少,使得它更适合集中式大型发电。

(5)     相对光伏发电系统,光热发电系统更适合温度较高的地区,在建造和使用维护过程中对环境的影响小,污染少。同时,它的单位土地利用率相对更高些,土地斜率和平整度的要求也较高。

二者都有各自的优势和发展前景,并没有直接冲突。在太阳能发电发展比较好的地方应该既有光热发电系统,又有光伏发电系统,因此两者长期来看是互补关系。


发展现状:

2.1. 国际光热发电产业现状

2007 年,西班牙建成了首座光热电站,带领全球光热发电产业进入新一轮快速发展期,美国、阿联酋、摩洛哥、伊朗、澳大利亚、意大利、泰国、德国等都开始大力发展太阳能光热发电,全球的太阳能光热发电呈现一种“星火燎原”的态势,每年新增装机容量成倍增长,截至2012年底,全球已建成的光热发电站运装机容量已达2574.25MW,并且还在快速增长。

 

2.2. 光热发电产业链概况

完整的光热发电产业链包括基本材料、主机设备的供应、系统的设计集成、电站的管理运营等部分。其中,基本材料主要包括钢铁、玻璃、导热物质和储热材料,这些材料需要满足一定指标要求,如玻璃的透光率、储热材料的工作温度范围等;设备方面,太阳能光热电站的最重要设备包括反光镜、接收器、涡轮机以及储热储能设备等。光热发电的关键技术也主要集中在上述环节,包括高反射率高精度反射镜、高温吸热器技术、高温储热技术、高热流密度下的传热以及各种相应设备的制造工艺和电站系统的设计、集成和控制技术等。目前,我国太阳能光热发电处于产业化起步阶段。

评论 (0)条评论
头像555

  等待·0.00

2017-02-13回答

4
已采纳

已采纳

行业内消息:

光伏补贴:约0.85元/kwh,IRR回报率约12%左右。可以做到全部设备100%国产自给自足。

光热补贴:不到1.05元/kwh,回报率较低,不到8%。且有10%的设备必须依赖进口。

评论 (0)条评论
头像555

  Enron.H·430.00

2017-02-13回答

2
已采纳

已采纳

太阳能是目前地球上可以开发的最大可再生能源。根据对到达地球上的太阳辐射能量进行转化形式的不同,太阳能的利用可以分为光伏和光热两大类别。

截至 2013年底,全球已装机光伏发电达到135GW,目前仍以每天约100MW 的速度增加,这主要是受益于光伏发电成本在过去五年的大幅削减、光伏市场的崛起和分布式光伏发电的显著增长等因素影响。但当光伏装机达到一定的较高份额后,对光热这种可在晚间持续供电的技术的需求就会显著增加。光热的能量存储是十分高效的,比电能存储要廉价的多,这也是光热发电的最大竞争优势。

太阳能光热发电是新能源利用的一个重要方向。太阳能光热发电正在成为世界范围内可再生能源领域的投资热点。一年可发电量来讲,我国潜在的太阳能光热发电年发电潜力为42000TW·h/年。这意味着,即便在未来,所有的化石能源枯竭之后,我国仍然有着丰富的稳定的太阳能光热发电资源。而且发展太阳能光热发电产业也是我国经济发展的有效支点。

下面从对太阳能光热发电的概念、类别、与光伏的区别、国内外发展现状、国内发展缓慢的因素等方面来阐述光热发电相关问题。


1.      什么是太阳能光热发电?与光伏发电的区别在哪?

太阳能光热发电(也称聚光太阳能发电CSP),是指利用大规模阵列抛物或碟形镜面收集太阳热能,通过换热装置提供蒸汽,结合传统汽轮发电机的工艺,从而达到发电的目的。

而光伏发电是指利用半导体界面的光生伏特效应原理,通过太阳能电池将太阳光能直接转化成电能的一种技术。

一般来说,太阳能光热发电形式有槽式、塔式、碟式(盘式)三种系统。

槽式太阳能热发电系统全称为槽式抛物面反射镜太阳能热发电系统, 是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串并联的排列,加热工质,产生过热蒸汽,驱动汽轮机发电机组发电。

塔式系统是利用众多的定日镜,将太阳热辐射反射到置于高塔顶部的高温集热器 (太阳锅炉)上,加热工质产生过热蒸汽,或直接加热集热器中的水产生过热蒸汽,驱动汽轮机发电机组发电。

碟式系统利用曲面聚光反射镜,将入射阳光聚集在焦点处,在焦点处直接放置斯特林发动机发电。如下图所示,分别是槽式、塔式、碟式的示意图。

 l  区别:

(1)     光伏发电与光热发电的原理不同,系统形式有较大的区别。

(2)     光伏发电产生的是直流电,如需并网需利用逆变器转换成交流电。而光热发电产生的是交流电,可直接并网,虽然经过二次转换增加了系统的难度、成本等,但也扩大了其技术的应用领域。

(3)     两者之间最重要的区别在储能方式上。光伏发电是储电,储存在电池上,而电池技术目前发展得并不尽如人意,使用寿命短,损耗大。光热发电是储热,因此可以通过一些介质如溶融盐,水等材料进行热储存,使用寿命长,损耗小。

(4)     模块化光伏电池组件的成熟发展与应用,使得它非常适合分布式小型发电。而光热发电系统中模块化技术的缺少,使得它更适合集中式大型发电。

(5)     相对光伏发电系统,光热发电系统更适合温度较高的地区,在建造和使用维护过程中对环境的影响小,污染少。同时,它的单位土地利用率相对更高些,土地斜率和平整度的要求也较高。

二者都有各自的优势和发展前景,并没有直接冲突。在太阳能发电发展比较好的地方应该既有光热发电系统,又有光伏发电系统,因此两者长期来看是互补关系。


 2.      国内光热发电发展现状

2.1. 国际光热发电产业现状

2007 年,西班牙建成了首座光热电站,带领全球光热发电产业进入新一轮快速发展期,美国、阿联酋、摩洛哥、伊朗、澳大利亚、意大利、泰国、德国等都开始大力发展太阳能光热发电,全球的太阳能光热发电呈现一种“星火燎原”的态势,每年新增装机容量成倍增长,截至2012年底,全球已建成的光热发电站运装机容量已达2574.25MW,并且还在快速增长。

 

2.2. 光热发电产业链概况

完整的光热发电产业链包括基本材料、主机设备的供应、系统的设计集成、电站的管理运营等部分。其中,基本材料主要包括钢铁、玻璃、导热物质和储热材料,这些材料需要满足一定指标要求,如玻璃的透光率、储热材料的工作温度范围等;设备方面,太阳能光热电站的最重要设备包括反光镜、接收器、涡轮机以及储热储能设备等。光热发电的关键技术也主要集中在上述环节,包括高反射率高精度反射镜、高温吸热器技术、高温储热技术、高热流密度下的传热以及各种相应设备的制造工艺和电站系统的设计、集成和控制技术等。目前,我国太阳能光热发电处于产业化起步阶段。

 

2.3. 国内光热发电产业现状

虽然我国太阳能光热发电技术的实际应用尚在起步,但国家从“七五”期间就已经开始设立有关太阳能集热发电技术项目以对其进行技术跟踪,因而在太阳能集热发电的单元技术和人才培养上,积累了一定的基础。我国科学家目前已经掌握了一批太阳能光热发电的关键技术。我国企业敏锐嗅到光热发电的市场前景,在光热产业链上下游元件生产方面高速成长,已基本具备全产业链生产能力。在我国政府特许招标权的政策引导下,五大电力集团牵头投资,整体产业链已经初步形成。

A.      政策推动产业发展

纵观我国太阳能光热发电产业政策的历史演变,会发现进入“十一五”之前,我国并没有专门针对太阳能光热发电产业的政策措施,只是制定了一些鼓励新能源和可再生能源的政策和规划。但是,这些政策客观上对于太阳能光热发电的发展起到了非常积极的推动作用。

“十一五”之后,国家针对可再生能源相继出台了一系列的法律法规、专项规划,并在科技投入上给予了有力支撑,可再生能源进入了飞速发展阶段。这个时期开始,涉及到太阳能的政策逐渐开始多起来,也越来越有针对性。在太阳能利用领域的政策,开始区分太阳能热利用,太阳能光伏发电和太阳能光热发电,政策针对性越来越强,目标也开始逐步明确。《可再生能源法》及相关配套规章和政策的出台,证明了国家对可再生能源的重视,有利于各项可再生能源法律制度在全国的实施。《可再生能源中长期发展规划》中,首次要求建设太阳能光热发电站,并对2010年和2020年太阳能光热发电装机总容量的目标提出了具体、明确的要求。在重大的国家科技计划,“863”、“973”计划中也安排了太阳能光热发电技术及系统示范的项目。太阳能光热发电技术和产业在“十一五”期间得到了快速发展。

进入“十二五”之后,《产业结构调整指导目录(2011年本)》把太阳能光热发电放在了鼓励类突出的位置。2012年太阳能光热发电国家标准的颁布实施,将对我国太阳能光热发电技术和产业发展起到积极的规范和指导作用。2013年《战略性新兴产业重点产品和服务指导目录》中,涉及新能源产业约300项,其中涉及了太阳能光热发电行业数十项相关产业和装备、技术服务,他们的出台意味着太阳能光热发电产业将更加收到鼓励。《可再生能源“十二五”规划》、《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》的颁布,为太阳能光热发电产业的发展提出了更高的目标要求。《太阳能发电发展“十二五”规划》、《太阳能发电科技发展“十二五”规划》两个专题规划的制定,不仅再次明确了太阳能发电的目标要求,而且对“十二五”期间的重点发展任务进行了详细的部署。  

国家能源局也正在制订《可再生能源供热实施方案》,方案重点落在供热应用上,以太阳能、地热和生物质能等供热方式为主。一份《太阳能供热制造意见》也在起草中,我国太阳能光热发电政策有望突破。

B.       产业起步晚,产业链初步形成

1981 年的美国SOLAR ONE 到SEGS(Solar Electric Generating System),国外技术先进国家已经有了数十年的经验。我国从2011 年延庆塔式太阳能光热发电站开始,已经着手了这方面的研究。我国太阳能光热发电技术研究经过30多年的发展,太阳能聚光、高温光热转换、碟式聚光器系统的设计、兆瓦级塔式电站系统设计集成等方面已实现技术上的突破,太阳能光热发电项目由科技部组织,进行自主技术的研发和示范电站建设,逐步从科研院所向企业转移,我国企业已进入光热发电产业链的上下游环节,目前国内已基本可全部生产光热发电的关键和主要装备,一些部件具备了商业生产条件,光热发电产业链逐步形成,独立建造大规模光热电站成为可能。

国家发改委、国家能源局和科技部也在持续关注和支持光热发电项目,支持光热发电用材料、聚光部件、吸热部件、储热装置、系统集成和项目开发等,而在关键部件的开发方面,已经涌现出一批企业公司。但是现阶段我国光热发电的产业链还相当不完善。

如下图所示,光热发电产业链的各个分支,包括太阳能光热发电用材料、聚光部件、吸热部件、储热装置、系统集成和项目开发等均有企业进入。在我国参与太阳能光热发电产业的企业有98家,其中参与项目开发有34家企业,主要有中广核太阳能、华能、大唐、中国国电、中电投等发电集团和企业。材料与设备共有48家企业,主要有北京有色院、中海洋新能源、北京京仪和浙江中控等企业,可见,我国光热发电的产业链正在形成之中。完整的光热发电产业链包括基本材料、主机设备的供应、系统的设计集成、电站的管理运营等部分,我们国家目前在前三个环节已初具雏形,但是产业链下游由于我国还没有出台相应的针对上网电价的政策,所以光热电站发展一直处于瓶颈期。

图 我国太阳能光热发电产业链现状

      C.      国内光热电站初步规划与建设

在国家发展新兴战略性产业的框架下,随着可再生能源配额制的实施,五大发电集团和地方能源公司高度重视太阳能光热发电项目的开发与技术储备。据不完全统计,我国已经搭建的太阳能高温集热系统共22个,其中2个为采用汽轮机发电系统:中科院电工所1MW塔式电站和上海益科博公司三亚电站。1个采用160kW螺杆机发电系统,由兰州大成科技公司建设,位于兰州新区。另外,青海中控太阳能公司也已经完成一期塔式系统的工程建设,并产汽,其容量为容量10MW。

2013年1月26日,由浙江中控太阳能技术有限公司(中控太阳能)投建的青海德令哈一期10MW塔式光热电站落成(总规划50MW),这是国内首个商业化运营的光热发电站项目,项目于7月5日并入青海电网发电,已顺利运行4个多月,标志着我国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实步伐,为我国建设并发展大规模应用的商业化太阳能光热发电站提供了强力的技术支撑与示范引领。2013年9月13日,由深圳市金帆能源科技有限公司投资建设的金帆能源甘肃阿克塞50兆瓦槽式太阳能光热发电项目,在阿克塞哈萨克族自治县正式开工建设,这是我国首个完全商业化槽式光热项目,将对我国光热发电的商业化进程起到重要的促进作用。目前国内电力开发企业已规划了十多个大型光热发电项目,光热发电已经在技术和产业上做好准备,即将迈入商业化应用的门槛。

 

3.      制约国内太阳能光热产业发展的因素

3.1 光热发电的政策环境障碍

我国对太阳能光热发电产业的各项支持政策在逐渐的增多。但是当前的政策主要集中在规划类的引导性政策、研发支持类政策、市场引导类政策方面。还没有专门针对太阳能光热出台强有力的经济激励政策,这也是目前制约我国光热发电产业发展的重要瓶颈。

对比光伏发电, 虽然20 年补贴电价并未形成法律法规,但是在2010 年国家已经给予1.15元/度上网电价,2011年给予1元/度上网电价,随着上网电价的明确,光伏装机量在国内从2010年上开始高速增长,截至2013年底我国光伏装机容量达到18.1GW,2013 年新增装机容量为11.300GW。而相比之下,光热发电行业缺乏明确的电价补贴政策予以支持。

3.2 光热发电技术障碍

太阳能光热发电是将太阳能转化为热能,通过热功转化过程发电的技术。目前商业化的太阳能光热发电项目在全球逐步推进。然而我国的太阳能光热发电处于产业化起步阶段,相关产业链上的产品还处于试制和产业化的前期阶段,关键技术产品仍需要进一步验证。从太阳能光热发电的产业链分析可以看出我国的太阳能光热发电产业在各个环节的发展还面临不同程度的挑战:

a)        光热发电站的系统集成技术缺乏:太阳能光热发电站涉及太阳能集热、常规发电、传热蓄热等多种系统集成,集合光学、热学、材料及其机械等多个技术领域,既不同于传统的电力生产,又不同于单纯的太阳能应用,需要跨学科、跨领域的系统集成技术,尤其需要系统的集成经验。我国目前还没有建成商业化的示范电站,仅仅有几个研究试验电站刚刚运行,国内对电站整体系统设计和系统集成没有经验,太阳能光热发电站系统模拟及仿真技术刚刚起步,缺乏电站整体建设、运营经验和能力。

b)        关键技术有待突破:我国太阳能光热发电处于产业化起步阶段,热电产业链上的核心技术在我国均是空白;而塔式集热系统众定日镜/场的精密控制技术、高性能聚光集热器设计与制造的相关工艺,碟式斯特林发动机的可靠性加工工艺均由国外大企业垄断;槽式真空集热管的制造技术主要是德国Schott公司和以色列Solel公司,所生产的真空集热管皆为熔封直通式金属- 玻璃真空集热管,均实行技术封锁,即使用市场份额也很难换回技术。而目前我国在这些关键技术和设备上还处于研发和试制阶段,直接关系着我国太阳能光热的产业化进程。

c)        无技术支撑体系、技术标准等产业服务体系:我国的太阳能光热发电还处于技术研发和示范阶段,相关产业链上的产品还处于试制和产业化的前期阶段,因此国内关于太阳能光热发电的相关技术标准和规范刚刚开始,国内对电站整体系统设计和系统集成没有经验,太阳能光热发电站系统模拟及仿真技术刚刚起步,缺乏电站整体建设、运营经验和能力。相关检测体系、标准体系也还是空白。对关键设备的检测能力还处于建设初期,因此对我国刚试制出的产品缺乏检测手段和能力,因此也就无法验证我国生产的产品的性能和可靠性,进而使国内电站的建设由于缺乏国内产业的支撑而进展缓慢,反过来电站建设缓慢又影响到产业产品的研究与开发,形成了一个恶性循环。

 

3.3光热发电的技术经济性

太阳能光热发电站除了技术产品方面的制约因素外,其发展缓慢的另外一个重要制约因素是其技术经济性。太阳能光热发电需要高额的初始投资,导致其电价与传统发电电价相比缺乏竞争力,这是太阳能光热发电在发展中一度徘徊不前的主要原因,也是未来能否真正得到广泛应用的关键。高额的初始投资使得太阳能光热发电系统的发电成本较高,是常规能源发电成本的2~3倍。

 

4.      结语

现阶段,太阳能光热发电是受项目及政策驱动的产业。由于缺乏大型太阳能光热发电技术示范工程和规模化并网发电的支持,我国光热发电的产业基础还是比较薄弱的,关键材料与设备的国产化程度较低。我国光热发电起步相对较晚,但光热发电产业发展迅速,五大电力集团和地方能源公司都高度重视光热发电项目的开发,并积极布局太阳能光热发电示范项目,积累经验,改进产品性能,对未来光热发电项目的大规模开发意义重大。

目前,我国企业已进入光热发电产业链的上下游环节,国内已基本可自主生产太阳能发电的关键和主要装备,一些部件具备了商业生产条件,产业链逐步形成,独立建造大规模太阳能光热电站成为可能。但是从政策环境、光热发电技术、技术经济性等方面来看,我国光热发电的全面开展还存在着一定的障碍,下一步应面向全产业链建设布局攻关,并建设完善的产业服务链体系。相信在我国政府和企业的共同努力下,太阳能光热发电产业必将在我国能源利用中发挥越来越重要的作用,未来发展前景广阔。


5.      参考文献

[1]    胡子轩, 张晓光. 太阳能光伏发电技术和光热转换技术比较[J]. 内蒙古科技与经济, 2014(17):82-83.

[2]    彭黎明. 论光热发电有望与光伏发电互补发展[J]. 工程技术:引文版, 2016(8):00019-00019.

[3]    高子涵, 乔婧, 黄裕荣. 浅析我国太阳能光热发电产业发展趋势[J]. 情报工程, 2015, 1(2):049-056.

[4]    陈林, 张鹏. 太阳能光伏与光热发电对比简析[J]. 黑龙江科学, 2015(18):32-32.

[5]    童伟, 孙庆. 光热发电资源市场分析及业务发展策略探讨[J]. 水电站设计, 2016, 32(2):48-52.


评论 (0)条评论
头像555

  阿路·10.00

2017-02-12回答

1
已采纳

已采纳

近年来,在应对全球气候变暖的大背景下,大力发展可再生能源以替代化石能源已成为众多国家能源转型的大势所趋,节能环保的发电方式越来越受到各国的青睐。在目前众多备选的可再生能源类型中,太阳能无疑是未来世界最理想的能源之一,在各国中长期能源战略中占有重要地位。

太阳能发电包括太阳能光伏发电和太阳能光热发电。目前,太阳能光伏发电技术日趋成熟,达到了商业使用所要求的能级。其优点是设备简单易行,但也有着电能难以储存,太阳光不稳定对电网产生冲击的缺点,这也是单一的光伏发电,甚至水力发电、风力发电等其他常规可再生能源发电共同面临的发展瓶颈。而太阳能光热发电可与储热系统或火力发电结合,从而实现连续发电,并且稳定性高,兼容性强,便于调节。此外,光热发电设备生产过程绿色环保,光热发电产业链中基本不会出现光伏电池板生产过程中的高耗能、高污染等问题,这也是其他发电方式不可比拟的优势。因此,太阳能光热发电被视为未来取代煤电的最佳备选方案之一,已成为可再生能源领域开发应用的热点。

尤其是最近十年,光热发电发展步伐迅速。太阳能资源开发相对较早的美国、西班牙两国,无论在技术上还是商业化进程,都在全球位列前茅。其他太阳能资源国也相继出台了各种经济扶持和激励政策,宣布建设更多新的光热电站,大力发展光热发电产业。从目前形势来看,在全球范围内已经掀起了新的投资和建设热潮,并且不断有新的市场加入,全球太阳能光热发电总装机规模持续上升,世界各国宣布建设的光热装机规模爆发式增长,太阳能光热发电行业呈现出一派蓬勃发展的繁荣景象。

一、国际太阳能光热发电产业发展现状

(一)国际太阳能光热发电产业发展总体概况

1.全球太阳能光热发电产业发展状况

从上世纪50年代光热发电技术诞生至今,全球太阳能光热发电产业经历了多个发展阶段。

当前全球太阳能光热发电市场呈现出美国、西班牙装机总量领跑,新兴市场装机开始释放,整个产业全球范围蓬勃发展的局面。尽管不同来源数据略有出入,但粗略算来,截至2015年12月底,全球已建成投运的光热电站已接近5吉瓦(见图1)。

图1全球太阳能光热发电累计装机容量(2006~2015年)

2.世界各国太阳能光热发电发展状况

丰富的太阳能资源是发展太阳能光热发电的首要条件。根据国际太阳能热利用区域分类,全世界太阳能辐射强度和日照时间最佳的区域包括北非、中东地区、美国西南部和墨西哥、南欧、澳大利亚、南非、南美洲东、西海岸和中国西部地区等。目前全世界在运、在建和规划发展的太阳能光热发电站都位于上述国家和地区。其中,西班牙、美国光热发电产业发展最早也最成熟,光热发电规模居世界前两位;印度、摩洛哥、南非、智利等国家光热开发相对较晚,在运的光热发电容量也相对较少,但在建的光热装机容量已大幅增加,并且还宣布将开发更多新的光热发电项目;中国也开始开发光热发电项目,虽然进入该市场的步伐较晚,但在建和规划的光热发电装机容量已位居世界前列。

(1)各国在运太阳能光热发电站装机规模

国际可再生能源署(IRENA)统计数据显示,截至2015年12月底,西班牙在运光热电站总装机容量为2300MW,占全球总装机容量近一半,位居世界第一,美国第二,总装机量为1777MW,两者合计光热装机超过4吉瓦,约占全球光热装机的88%。其后是印度、南非、阿联酋、阿尔及利亚、摩洛哥等国(见图2)。中国截至2015年底已建成光热装机约14MW(与国内统计数据略有出入),其中最大为青海中控德令哈50MW太阳能热发电一期10MW光热发电项目,其他项目多不足1MW,处于商业规模化的前期阶段。

图2各国在运太阳能光热发电站装机容量(截至2015年12月)

2015年全球太阳能光热发电新增装机容量主要来自于摩洛哥、南非和美国,并且来自新兴市场的装机增长首次超过美国和西班牙两大传统市场。

新增装机容量最大的为摩洛哥,实现160MW新增容量,这得益于摩洛哥2015年建成的NOOR1槽式光热电站,该项目于2015年下半年建成。但由于项目方原定于12月27日举办的并网投运仪式被临时叫停,并且官方对此未给予任何解释,因此IRENA的统计数据中未将NOOR1电站列入2015年新增装机。

紧随其后的是南非,南非市场在2015年取得很大进展,装机100MW的KaXuSolarOne槽式光热电站于2015年3月并网投运,装机50MW的Bokpoort槽式光热电站于2015年12月正式投运。

美国市场最受瞩目的为110MW的新月沙丘(CrescentDunes)塔式熔盐电站的建成。该电站于2015年第四季度并网试运行,并于今年2月正式实现商业化运转。

(2)各国在建太阳能光热发电站装机规模

根据国际能源署太阳能热发电和热化学组织(SolarPACES)统计,截至2016年2月底,全球在建太阳能光热发电站装机容量约1.4吉瓦。其中摩洛哥在建装机容量最高,达350MW,包括装机200MW的NOORII槽式光热电站和装机150MW的NOORIII塔式光热电站;中国近几年也开始发展光热发电产业,在建装机容量位居第二位,为300MW(与国内统计数据略有出入);印度尼赫鲁国家太阳能计划推动了国内光热发电产业发展,AbhijeetSolarProject、Diwakar、GujaratSolarOne、KVKEnergySolarProject等在建项目的装机容量达278MW,位居第三位;其后是南非、以色列、智利等国(见图3)。

图3各国在建太阳能光热发电站装机容量(截至2016年2月)

(3)各国规划建设太阳能光热发电站装机规模

随着太阳能光热发电产业在越来越多的太阳能资源国相继启动,南非、摩洛哥、印度、智利等新兴市场开始崛起。凭借较好的光照条件、丰富的太阳能资源和巨大的太阳能热发电潜能,这些国家规划、宣布建设更多新的太阳能光热发电站,正在成为未来太阳能光热发电装机的主要增长市场。

(二)太阳能热发电主要技术和代表性电站介绍

1.太阳能热发电主要技术

太阳能热发电,通常叫做聚光式太阳能发电,通过聚集太阳辐射获得热能,将热能转化成高温蒸汽,蒸汽驱动汽轮机发电。采用太阳能热发电技术,避免了昂贵的硅晶光电转换工艺,可以大大降低太阳能发电成本。而且,这种形式的太阳能利用还有一个其他形式的太阳能转换所无法比拟的优势,即太阳能所加热的水可以储存在巨大的容器中,在太阳落山后几个小时仍能够带动汽轮机发电。当前太阳能热发电按照太阳能采集方式主要可划分为槽式发电、塔式发电和菲涅尔式发电等。

粗略统计,截至2016年2月,在全球建成和在建的太阳能光热发电站中,槽式电站数量最多,约占建成和在建光热电站总数的80%,塔式电站占比超过11%,菲涅尔式电站最少,占比不足9%。

由于塔式光热发电系统综合效率高,更适合于大规模、大容量商业化应用,在规划建设的光热电站项目中,塔式所占的比例已经超出了槽式技术。综合判断,未来塔式光热发电技术可能是光热发电的主要技术流派。

2.代表性电站

(1)西班牙Andasol太阳能光热发电站

Andasol太阳能光热发电站位于西班牙阳光资源丰富的Andalusia的Guadix附近,是欧洲第一个商业运行的太阳能槽式导热油电站,由三个50MW装机的项目组成。Andasol1号电站开建于2006年7月,2009年3月实现并网投运;Andasol2号电站开建于2007年2月,2009年中期建成;3号电站则开建于2008年8月,2011年9月建成投运。Andasol1&2号电站的开发商为ACSCobra(75%)和太阳千年(25%),太阳千年破产后转为ACSCobra全资持有。3号电站的开发商为Ferrostaal/SolarMillennium/RWE/RheinE./SWM五家德国公司组成的联合体。

Andasol槽式电站的经典意义在于,其是全球首个配置了大规模熔盐储热系统的商业化光热电站,通过增加7.5小时的储热系统,电站的年发电小时数大大增加,容量因子达到了38.8%。此后西班牙很多槽式电站的储热容量设置都和Andasol一样为7.5小时。

(2)西班牙Gemasolar太阳能光热发电站

Gemasolar太阳能光热发电站位于西班牙塞维利亚附近的FuentesdeAndalucía,是TorresolEnergy旗下的标志性发电站,装机容量达19.9MW,于2011年5月开始试运行。

Gemasolar采用创新的熔盐传热技术,储热系统可在没有阳光的情况下持续发电15小时,帮助避免供电波动,电站能够在一年中的多个月份实现24小时不间断发电,即使是在黑夜或日照不足的冬季。作为全球首个将塔式系统和熔盐传热储热介质结合的商业化光热电站,Gemasolar的运行成为熔盐型塔式光热发电技术发展的重要里程碑。

(3)美国Solana太阳能光热发电站

Solana太阳能光热发电站位于美国亚利桑那州凤凰城西南70英里的GilaBend附近,于2010年底开始建设,2013年完工,是当时世界上最大的槽式电站,也是美国第一个带熔盐储热的太阳能光热发电站。

电站由西班牙AbengoaSolar公司建设,装机总容量280MW,年发电量高达9.44亿kWh,可满足7万个家庭的用电需求。电站总投资额高达20亿美元,美国能源部贷款担保提供14.5亿美元融资支持。亚利桑那州最大的电力公司APS为该项目的PPA签约方,签约电价为14美分/kWh,承购期为30年,30年内的总售电收入可达40亿美元。

(4)美国Ivanpah太阳能光热发电站

Ivanpah太阳能光热发电站位于美国加利福尼亚的Mojave沙漠,洛杉矶西南64千米处,项目由BrightSource能源公司开发,2014年2月投产,总规划容量为392MW,由三座装机分别为133MW、133MW和126MW的塔式电站构成,占当时美国总投运光热电站装机容量的30%左右,也是全球目前最大规模装机的光热电站。

项目总计投资达22亿美元,获得美国能源部16亿美元的贷款担保。科技巨头Google投资1.68亿美元,NRG太阳能公司投资3亿美元。这也使其成为历史上投资额度最大的光热发电项目。Ivanpah光热电站与太平洋燃气和电力公司(PGE)以及南加州爱迪生电力公司(SCE)签订了PPA购电协议,1号电站装机126MW,2号和3号电站各装机133MW.1号电站和3号电站所发电能由PGE收购,2号电站所发电能由SCE收购。

(5)美国CrescentDunes太阳能光热发电站

CrescentDunes太阳能光热发电站位于美国内华达州的托诺帕,装机容量110MW,是全球第一个大规模采用熔盐塔式光热发电技术的电站。电站由SolarReserve公司负责开发运营,2015年投运,可以满足7.5万个家庭的用电需求。

该项目的投运证明塔式熔盐技术在100MW级大型电站上应用的可靠性,是熔盐型塔式光热发电技术发展中跨越性的一步。

(6)摩洛哥Noor系列太阳能光热发电站

Noor系列太阳能光热发电站位于摩洛哥南部地区,是摩洛哥首个大型商业化光热发电项目,光热发电总装机容量高达510MW。装机160MW的一期工程Noor1槽式电站已于2016年2月正式投运,而后续项目Noor2(200MW,槽式)和Noor3(150MW,塔式)电站正在建设中,整体投运后产生的电能将足够满足100万个摩洛哥家庭的用电需求。上述三个光热电站均配置了熔盐储热系统,其中Noor1项目储热时长为3小时,Noor2项目储热时长为7小时,Noor3项目储热时长为8小时,可以满足太阳落山之后的电力需求。

评论 (0)条评论
头像555

  滴答·110.00

2017-02-12回答

9 条记录 1/2 页 12 下一页
Document