专访德国SolEngCo公司副总经理Miroslav Dolejsi
发布者:本网记者Summer | 来源:CSPPLAZA光热发电网 | 0评论 | 3678查看 | 2015-07-06 16:52:00    
  CSPPLAZA光热发电网报道:自1980年代美国开建全球首个商业化光热发电项目至今,全球光热发电产业已历经30余年的跌宕与变迁,30年来,这个产业在全球建起了约5GW的在运行装机,30年来,全球光热发电的市场版图从传统市场转至新兴市场,但不变的,是人,是那些长期以来,无论外在环境如何改变,仍执著于践行光热发电梦想的逐梦者。

  德国光热发电工程咨询公司SolEngCo的副总经理Miroslav Dolejsi就是这样一位逐梦者,他当然更是光热发电行业的一位资深专家。在6月25~26日在京召开的中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会2015上,参会代表们聆听了Miroslav Dolejsi分享的他所参与的西班牙经典槽式光热发电项目的开发经验。而为了更进一步地听取他对更多行业相关问题的看法,CSPPLAZA记者在6月26日的会议期间专访了Miroslav Dolejsi。

  CSPPLAZA: 光热发电市场在过去的几年间从西班牙和美国为代表的传统市场转向以中东和非洲为代表的新兴市场,您如何看待这种转变?

  Miroslav: 是的,由于政策和法规的改变,西班牙和美国等传统市场的光热发电市场衰竭,并逐渐转向转向了摩洛哥、科威特、阿联酋、沙特阿拉伯、南非和智利等新兴市场。

  据我了解,美国电网可以接纳更大规模的PV和风电等非可调度可再生电能,目前其上网价格比储能型光热电站的电更便宜。目前在该地区就价格而言,光热发电技术无法与其它发电技术竞争。但是,电网一旦到达其非可调度上网的技术上限,或者美国下一步的能源政策框架有所改善,光热发电的优势就会再次显现。

图:Miroslav Dolejsi在CPC2015大会上发表演讲


  然而对于新兴市场,政策和技术是未来几年驱动能源产业和能源技术发展前景的首要力量。新兴市场在应对日益增长的能源需求时,也在加强政策的核心作用,对能源安全、成本和能源相关的环境问题给予更多关注。

  在这样的情景下,储能型光热发电技术就将有其一席之地。因此我希望各国政府意识到一点,从而颁布相关法律法规大力支持光热发电技术的破茧,助其爆发,造福人类,保护我们唯一的家园-地球。

  众多金融机构意识到光热发电技术在储能和电力调节方面的优势和在新兴市场的巨大商机,对该产业予以大力支持,使得光热发电技术已吸引了很多国际投资者的眼球。

  我认为国际银行的参与仍然是推动光热发电产业在新兴市场持续发展的重要因素之一。因为他们的参与会带动地方商业银行的参与,这能吸引政府的注意力,对国家光热能源政策的出台有一定的激励作用。

  此外,光热电站项目的建设所需的本土人力资源比其它任何形式电站的建设都多得多。因此我认为,光热市场能大力推进项目本土化成分和技术转接。一些产品生产商根据产品采购商的需求在采购商所在国设立工厂,这一举措能有力拉动采购商所在国的社会经济环境的发展。

  我认为新兴市场进入者的参与能够拉动光热电站成本的降低。举个例子,摩洛哥NOORII和NOORIII项目就接纳各类光热玩家的加入。

  近年来,技术的发展、市场的扩大以及能源领域相关的活动已经向全球能源系统注入了影响巨大的力量。因此我认为光热发电在技术和产品上的革新是非常必要的。创新技术要在电站开发阶段就开始应用,并贯穿整个建设实施过程。

  CSPPLAZA: 您对全球光热发电市场的发展前景有何预判?国际能源署预计到2050年光热发电将占全球供电比例的11%,对这一判断,您的看法是?在SolEngCo的网站上,我看到你们的Vision是到2025年让太阳能热发电满足全世界1亿人的用电需求,相当于完成40GW的光热发电装机,这听起来是一个很宏伟的目标。今年是2015年,全球光热发电的在运行装机仍不到5GW,未来10年要实现8倍的增速?

  Miroslav: IEA(国际能源署)的这个规划蓝图似乎有些滞后。然而,IEA2010年能源蓝图规划2050年实现太阳能热发电量占全球发电总量11%的目标是保持不变的。

  从整个发电系统的角度看,光热发电优于光伏发电和风电,这是由光热电站的内置储能能力决定的。因此光热发电技术在可再生能源发电技术中的地位是首屈一指的,这也是我们SolEngco公司所坚信的。我们的愿景——到2025年光热发电量达到100TWh (占全球发电量约5%)的目标是在2012年就设立的了。我们知道,很多国家的能源规划政策中都有一定的光热发电比例。比如,科威特规划到2020年可再生能源供电比例达10%,摩洛哥规划到2020年实现太阳能发电装机2GW,南非规划到2030年实现光热发电装机1200MW,沙特阿拉伯王国规划到2032年实现光热发电装机25GW。

  我们深知到2025年实现发电量100TWh是一个宏伟的目标,听起来让人感觉雄心勃勃,但促成成就的往往也正是雄心勃勃的宏大目标。我们的目的是让地球变得更加美好,通过我们的愿景、我们的积极行动、动力、技术、知识和不断努力减少排放和垃圾污染给我们的健康带来的负面影响。我们相信在实现这一目标的征程上,我们会遇到志同道合的伙伴,一起推进光热产业的蒸蒸日上。

  展望光热产业前景,要实现这一宏伟目标的关键之至就是降低系统成本,当然这也是巨大的挑战。然而,追求这些宏伟的目标的过程能大力推进光热发电技术的不断进步和革新,从而通过技术途径(包括技术研发、研究和检测等)和非技术途径(包括产品生产、电网传输、土地利用、许可和融资等)让光热技术的竞争优势超过火力发电。

  CSPPLAZA: 光热发电技术的商业化应用目前仍以槽式为主,但塔式熔盐技术的应用正在加速,有观点认为塔式熔盐技术是最具成本下降潜力的技术,您的看法呢?

  Miroslav: 我认为相对于其它已经投入商业化运营的光热技术而言,塔式熔盐技术在成本降低方面的潜力最大。

  但是,塔式技术只有在高DNI值和空气质量良好的地区(如南非、智利,美国等)其优势才能充分发挥出来。而在低DNI值和空气污染的区域则反之。

  我认为美国能源部出台的SunShot文件中标明的到2020年实现6美分的度电电价(无ITC政策支持的电价)也是一个宏大的目标。技术研发需要有一定的运行经验基础,而光热产业的项目运行经验目前是很缺乏的。

  CSPPLAZA: 光热发电的成本正在下跌,但相对于风电和光伏,其成本仍太过高昂,您认为如何才能更快地推动光热发电的成本削减?

  Miroslav: 我认为降低光热成本具体就是要降低投资成本、运维成本和提高性能。我认为提高性能主要表现在两个方面:最优选址和最佳电站布局(比如槽式电站的布局为方形的光场、发电岛设于光场中央)、增加容量因子和扩大电站规模(比如槽式电站装机容量超过100MW,配备7小时以上储热系统)。再就是通过技术研发不断地突破技术障碍,这非常必要(例如提高储热材料性能从而减少其使用量、在提高储热能力的基础上减少储热相关成本)、延长储热时长(比如延长为12小时)能够维持基荷负载运行。对于塔式技术而言,应加强配备超临界蒸汽循环或者超临界二氧化碳高温吸热器的研发工作,加强定日镜清洁技术的研究等。

  对于降低建设成本,我认为主要是设备生产成本和安装成本。降低光场系统成本的关键是项目场地支架、反射镜、吸热器和回路方面成本的降低。我认为最大的成本降低潜力在于发电岛与增大光场规模方面。同一场地范围的多个光热电站(如NOORⅠ、NOORⅡ、NOORⅢ)可以共享设施,诸如设备运输路线,变电站、各种用途的建筑物、运维人员和设备装配场地等。

  对于降低运维成本,我认为最大的潜力在于实现自动化的维护。当然增加容量因子和扩大电站规模也很重要。

  CSPPLAZA:您和Georg Brakmann称得上是ISCC技术的鼻祖,是你们推动了世界上首批ISCC电站的成功开发,但截至目前,ISCC电站并未在全球范围内获得大范围推广,您认为主要原因是什么?

  Miroslav: 是的,目前只有5个ISCC槽式项目在运行、1个在建、2个暂停
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