太陽能熱發(fā)電比光伏發(fā)電的價值更高

2017-08-31 10:04:40 太陽能光熱產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟　點擊量：評論 (0)

國際能源署在其發(fā)布的《太陽能熱發(fā)電技術(shù)路線圖》(2014版)中指出，太陽能熱發(fā)電(CSP)電站產(chǎn)生的太陽能熱電力還不具備廣泛的競爭力，但是按需供應(yīng)的太陽能熱電力比光伏電力具有更高的價值。即使一些地方下午峰值時

國際能源署在其發(fā)布的《太陽能熱發(fā)電技術(shù)路線圖》(2014版)中指出，“太陽能熱發(fā)電(CSP)電站產(chǎn)生的太陽能熱電力還不具備廣泛的競爭力，但是按需供應(yīng)的太陽能熱電力比光伏電力具有更高的價值。即使一些地方下午峰值時段與光伏輸出匹配的很好，但隨著光伏和風電(兩者都是變量可再生能源)在電力結(jié)構(gòu)中的比例提升，太陽能熱發(fā)電電站所能提供的多樣化配套服務(wù)正變得越來越有價值。”

美國國家可再生能源實驗室(NREL)的研究人員對加州帶有儲熱的太陽能熱電力(STE)和光伏電力(PV)未來總價值(運行價值+容量價值)進行了研究。研究共設(shè)定兩個情景：一是電力結(jié)構(gòu)中33%來自可再生能源(2020年底的可再生能源配額標準)，其中光伏電力11%;二是電力結(jié)構(gòu)中40%來自可再生能源(加州州長正考慮這一比例)，其中光伏電力14%。在兩種情況下，電網(wǎng)可用儲電量超過1GW。研究主要結(jié)果表明，33%可再生能源滲透情景，傾向太陽能熱發(fā)電的大部分原因是源于其更大的容量價值，這避免了為滿足需求而增建熱電廠的成本(表1)。在40%可再生能源滲透下，太陽能熱發(fā)電的價值略微增加，但光伏發(fā)電的價值下降顯著，主要反映其自身容量價值的下跌(Jorgenson等，2014)。對于投資決策和規(guī)劃來說，系統(tǒng)價值和LCOE(平準化電力成本)一樣重要。

表1：加州兩種可再生能源滲透情景中光熱和光伏總價值對比(單位：美元/MWh)

研究指出，太陽能熱發(fā)電站的熱慣性和一定時間的儲熱容量足夠提供這些服務(wù)。儲熱的概念很簡單：白天，多余的熱量被轉(zhuǎn)移到一種儲熱材料中(例如，熔融鹽)。當日落后有生產(chǎn)需求時，儲存的熱量被釋放到蒸汽循環(huán)中，電站持續(xù)發(fā)電。圖1示例了12:00-23:00期間太陽能熱發(fā)電站的日資源變化(DNI)和從太陽場到透平機和儲熱，以及從太陽場和儲熱到透平機的流向。儲熱可以將發(fā)電和太陽能收集分開。

當儲熱被用來提高容量因子，其可以降低太陽能熱電力的均化成本(LCOE)。所需的額外投資——更大的聚光場和儲熱系統(tǒng)——將被更多的kWh覆蓋，因為發(fā)電模塊(渦輪和發(fā)電機)，電站平衡和連接可以運行更多的小時數(shù)。相比之下，一開始從電網(wǎng)獲取電力的儲能(例如抽水蓄能水電站，或電池儲能)總是經(jīng)過一段時間后提高所轉(zhuǎn)移電力的均化成本。儲熱也具有卓越的“返還”效率，尤其是當儲熱介質(zhì)也被用作為傳熱介質(zhì)的時候。這可能實現(xiàn)98%的返還效率——即將能量損失限制在2%左右。一定程度上，這些附加價值能夠彌補太陽能熱發(fā)電較高的投資成本。美國西南部公共事業(yè)機構(gòu)選擇太陽能熱發(fā)電站來履行可再生能源配額標準似乎正是意識到太陽能熱電力的這些優(yōu)點，以及光伏系統(tǒng)變量輸出產(chǎn)生的潛在不良風險。

圖1：儲熱系統(tǒng)的優(yōu)勢

在沒有經(jīng)濟實惠的蓄電容量下，太陽能熱發(fā)電可以在光伏系統(tǒng)不能發(fā)電的時候進行發(fā)電。太陽能熱發(fā)電內(nèi)置的存儲能力比電池存儲和抽水蓄能更便宜，更有效(超過95%的返回效率，而大多數(shù)競爭技術(shù)只有約80%)。儲熱可以使熱量收集(白天)和發(fā)電(隨意)分開，這一能力在日落后用電需求顯著增加的國家具有直接價值，部分是照明需求驅(qū)動。在許多這樣的國家，白天通常以煤為主，其電力結(jié)構(gòu)成為由調(diào)峰技術(shù)為主導，通常基于天然氣或石油產(chǎn)品。在發(fā)展中經(jīng)濟體中，其電容往往非常緊張，高峰時段將電力系統(tǒng)拉伸至極限。在這種時候，電力的邊際值可以猛增，通常到正常的兩倍或三倍。

在下午和傍晚為用電高峰的國家，最大比重可能面向光伏。然而在部署光伏以后，當晚上高峰增加時光伏的負荷曲線變得更有利于太陽能熱發(fā)電。太陽能熱發(fā)電能夠很好地對這些變化作出響應(yīng)(圖2)。關(guān)鍵點在于太陽能熱發(fā)電站根據(jù)高峰和中峰需求發(fā)電;日落后，其容量補充當天早些時候的光伏發(fā)電量。

圖2：年光伏電力份額18%和不同太陽能熱發(fā)電份額的程式化系統(tǒng)的日調(diào)度曲線(左：12%;右：24%)

這一潛力在澳大利亞完成可以充分應(yīng)用。下圖是2013年南澳在不同月份中不同時間段的電力價格情況。可以看出早上的電價最便宜，但夏天下午4點至6點，冬天晚上6點至8點電價都很高。由于太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)可以進行廉價儲熱，從而避免用電負荷較低時間發(fā)電，而留在高峰需求時候按需發(fā)電。

圖3：2013年南澳在不同月份中不同時間段的電力價格情況

在南非，基礎(chǔ)負荷電力由廉價的煤炭產(chǎn)生，不斷增長的高峰需求要求額外的調(diào)峰能力。為此，正在規(guī)劃建設(shè)5GW以柴油驅(qū)動的開式循環(huán)燃氣輪機(OCGT)，同時天然氣是不可用的。這為帶儲熱的太陽能熱發(fā)電提供了重大機會，太陽能熱發(fā)電可以在高峰時段提供80%的電力，其它20%由OCGT提供。

南非能源部提供了一個極好的如何鼓勵帶儲熱的太陽能熱發(fā)電在高峰時段發(fā)電的政策范本。近來南非能源部在第三輪可再生能源發(fā)電招標中推出了一個按時交付(time-of-delivery,TOD)的電價。基礎(chǔ)電價適用于白天，一個更高的電價——基礎(chǔ)電價乘以2.7——將適用于在高峰時段下午4:30到晚上9:30的電力供應(yīng)。競爭者只需要競爭一個價格——高峰時段的價格就是簡單的將中標價格乘以倍數(shù)。因此，這種時間交付確保了最佳競標價格選擇的簡單化。

然而，按時交付的電價并不新鮮：沒有按時交付的購電協(xié)議，第一批商業(yè)化太陽能熱發(fā)電將不可能于上個世紀80年度在美國加州建設(shè)，而太陽能熱發(fā)電技術(shù)也不可能實現(xiàn)今天的商業(yè)化。基于1978年公共事業(yè)管理政策條例界定的可避免成本，包括“能源”和“能力”支付，這些PPA提供了隨季節(jié)和每天時刻大幅變動的酬報水平，范圍從冬天非高峰期約60美元/MWh到夏天高峰期360美元/MWh，反映出電力公司可以避免的成本。

國際能源署預測，2020年以前太陽能熱發(fā)電的部署速度都相對緩慢。但隨著技術(shù)逐漸成熟以及投資成本逐步下降。2030年全球CSP裝機容量將可能一躍至260GW;2050年，達到980GW。這意味著平均每年裝機容量增長27GW，2040年-2050年為高峰5年，每年40GW。目前，太陽能熱發(fā)電落后于光伏發(fā)電，但長期來看，太陽能熱發(fā)電可以隨意輸送電力的能力，最后隨著光伏發(fā)電容量的趨于平穩(wěn)，其所占比重增多。然而，雖然這兩種技術(shù)目前在一些市場處于競爭狀態(tài)，但長期來看，協(xié)同效應(yīng)將占上風。例如，在摩洛哥，雖然已有多邊和雙邊開發(fā)銀行提供的低成本融資，但主要在白天運行的在建太陽能熱發(fā)電站仍將需要來自政府的持續(xù)支持。然而，如果太陽能熱發(fā)電主要用于日落之后，光伏主要用于白天，這種組合將為政府節(jié)省資金;這些技術(shù)比目前預測的替代技術(shù)——白天用天然氣加上日落后用柴油的邊際成本更便宜。