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太陽能光熱發電的未來成本趨勢

發布者：本網記者Jason | 來源：CSPPLAZA光熱發電網 | 2評論 | 12814查看 | 2012-10-23 07:41:00

　　CSPPLAZA光熱發電網報道：以研發提升價值鏈、以工業化拉動組件成本下降，以規模化推動規模經濟效應的實現，光熱發電的未來成本走向決定于此。

　　不可否認的是，盡管光熱發電技術已經誕生多年，但直到今天，其商業化應用還處于初級發展階段，離平價上網的目標還有較遠距離。降低成本是光熱發電產業界共同的責任和目標。

　　圖表1指出了2010年~2020年十年間，各種CSP技術的成本下降趨勢。從中可以看出，采用水冷冷卻且無儲熱的槽式技術預計到2015年成本將下降20%，而采用空冷冷卻且配置儲熱的塔式技術成本將下降53%。

圖表1：光熱發電技術成本下降趨勢

　　上述數據的預測基于一系列的假定情景，所采用的相關參數可能并不適合于某些國家或一些其他的技術環境。但其在整體上是具有代表性的，可以說明光熱發電在未來十年內的成本下降趨勢。

　　相關研究表明，光熱發電的成本下降主要有三大驅動因素：一是研發和示范項目所帶來的技術創新和提升；二是工業化的大規模生產帶來的產品組件成本的下降；三是更大規模電站的開發帶來的規模化效應。

　　研發和示范項目所帶來的技術上的革新是最基礎的推動因素，評估和測定研發和成本下降之間的因果關系客觀上來講是比較困難的。對此，不同的業內專家的預測也不同，他們統一認同的是增加研發支持則可以有效降低成本。在對16個歐洲光熱發電專家進行調查后，我們得出了圖表2所列出的平均估值。

　　圖表2顯示，在當前的研發情景（指對光熱發電技術研發的政策支持、研發機構和研發項目的數量和質量等整體的研發環境）下，光熱發電成本在2030年可降至10.1美分/千瓦時，而在增加50%的研發情境下，預期到2030年可降至8.9美分/千瓦時，若增加100%的研發情境，預期到2030年可降至8.1美分/千瓦時。

圖表2：專家給出的平均預測-研發對光熱發電成本的影響

　　而上述預期都與美國能源部到2020年將成本降低至6美分/千瓦時的目標相去甚遠,但與國際能源署給出的成本預期大致相同。

　　工業化是成本下降的第二個重要推動力。光熱電站涉及到的組件裝備眾多，大規模的工業化生產則可以降低單位組件的成本。比如光場系統的集熱管、反光鏡等各種組件，傳熱介質的規模化生產，儲熱系統的規模化，空冷設備的批量化，發電機系統的大規模生產等等都可以有效拉低系統成本。

　　雖然關鍵的組件故障是相似的，但必須指出不同技術所應用到的組件也是不同的。

　　光場系統是光熱電站最大的投資構成之一，這同時也意味著其成本下降潛力是最大的，通過規模化生產和優化安裝技術來拉低成本是可行的，以降低材料的消耗量和所需要勞動力的人數和成本。研究表明，反射鏡的反射率如果增加一個百分點，則可以使光熱電站最終的LCOE降低一個百分點。

　　反射涂層的質量也可以在減少清潔用水量的同時增加反射鏡的耐用性。材料用量的減少和設計上的優化也是集熱系統的主要目標，對于塔式電站來說，這尤其重要。

　　更高的運行溫度將有效提高光熱電站的熱電轉化效率，而若想獲得更高的運行溫度，就需要提供傳熱介質的性能。在槽式電站中，熔鹽作為傳熱介質或直接蒸汽發生將逐步替代傳統的以導熱油作傳熱介質的方案。而對塔式電站來說，水和熔鹽作為傳熱介質已經在多個電站中應用。

　　更深入的研究在于對傳熱管道系統的改進，通過對傳熱管道系統的鑄造材料進行改進，使其可以適應超過1000攝氏度的高溫，以適應更高效傳熱介質的應用。

　　采用何種傳熱介質將直接影響儲熱系統的設計。儲熱系統已經在成熟的商業化電站中有所應用，當前的典型解決方案是雙罐熔鹽儲熱。儲熱系統的成本下降在于提升其耐用性，提高冷罐和熱罐之間的溫差，這可以通過提升儲熱系統的設計水平，改進熔鹽的成分組成來實現。

　　空冷系統取決于水資源的可利用量以及環境和政策方面的要求，如果可能，采用水冷技術價格更加低廉，冷卻效果也更好。雖然大多數光熱電站都不具備這樣的條件。空冷系統成本的降低主要依賴于設計上的提升，一些光熱電站開發商自愿選擇采用空冷技術以降低水耗量。

　　發電系統如蒸汽輪機、發電機都是比較成熟的技術。目前的系統多采用傳統的郎肯循環，最具效果的成本削減應是增大發電機組的裝機容量。這將降低單位MW的維護運營成本。一些研究者進行的相關研究表明，發電機的功率翻番，其帶來的成本增加僅約60%~70%。

　　由于更大規模的電站可以帶來更大的設備組件需求量，這在采購時將更易獲得更為優惠的采購價格。因此，增加電站規模可有效降低成本。但是，電站的規模也并非完全是越大越好，開發商也要考慮到增加電站規模也會帶來一些額外的成本增加，比如擴大光場系統的規模則可能帶來更多的寄生性支出，比如更多的管道建設支出，更多的電力消耗，都將對LCOE產生反面影響。

　　更大規模的電站有更好的規模經濟效益。但最理想的CSP電站的規模大小需要在擴大規模的最大收益點和缺點最小化之間找到平衡點。對55MW和275MW兩種電站進行的成本仿真分析對比結果顯示，槽式電站最合適的裝機規模為220MW，相對110MW的參照槽式電站模型來看，其LCOE可下降6%~8%；而塔式電站最合適的裝機規模為250MW，相對于100MW的塔式電站參照模型來看，其LCOE可下降20%。這是一個臨界點，如果繼續增加裝機規模，其LCOE不降反升。

　　運營和維護成本盡管與一個光熱電站的建設成本并無直接關聯，但運維依然是光熱電站生命周期內重要的成本構成。雖然目前還沒有足夠長的實際電站運行經驗來考量一個光熱電站的實際運營成本。但我們大致可以從以下幾個方面考慮：一是反光鏡損壞率，二是集熱管失效率，三是運維自動化程度，四是電站設計。

　　圖表3和圖表4展示了美國能源部SunShot計劃給出的當前成本和預期成本。其中2010年的成本數據是基于一個100MW的無儲熱槽式電站作出的計算，2015年的成本預測是基于一個250MW的帶6小時儲熱的槽式電站和一個100MW的熔鹽作傳熱介質的帶6小時儲熱的塔式電站作出的計算。

圖表3:美國DOE對光熱發電的成本預測

圖表4:美國DOE對光熱發電的成本預測

　　圖表5則展示了增加一個槽式電站的裝機規模（50MW~200MW）將帶來的成本下降。

圖表5：大規模對一個槽式電站的成本影響（50~200MW）

　　研發、工業化生產和規模化經濟效應是光熱發電成本下降的三大驅動因素。如果我們重視這三個方面的持續改進，在未來十年內，光熱發電將完全有能力實現平價上網。

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