太阳能光热发电的未来成本趋势
发布者：本网记者Jason | 来源：CSPPLAZA光热发电网 | 2评论 | 12554查看 | 2012-10-23 07:41:00
CSPPLAZA光热发电网报道：以研发提升价值链、以工业化拉动组件成本下降，以规模化推动规模经济效应的实现，光热发电的未来成本走向决定于此。
不可否认的是，尽管光热发电技术已经诞生多年，但直到今天，其商业化应用还处于初级发展阶段，离平价上网的目标还有较远距离。降低成本是光热发电产业界共同的责任和目标。
图表1指出了2010年~2020年十年间，各种CSP技术的成本下降趋势。从中可以看出，采用水冷冷却且无储热的槽式技术预计到2015年成本将下降20%，而采用空冷冷却且配置储热的塔式技术成本将下降53%。
图表1：光热发电技术成本下降趋势
上述数据的预测基于一系列的假定情景，所采用的相关参数可能并不适合于某些国家或一些其他的技术环境。但其在整体上是具有代表性的，可以说明光热发电在未来十年内的成本下降趋势。
相关研究表明，光热发电的成本下降主要有三大驱动因素：一是研发和示范项目所带来的技术创新和提升；二是工业化的大规模生产带来的产品组件成本的下降；三是更大规模电站的开发带来的规模化效应。
研发和示范项目所带来的技术上的革新是最基础的推动因素，评估和测定研发和成本下降之间的因果关系客观上来讲是比较困难的。对此，不同的业内专家的预测也不同，他们统一认同的是增加研发支持则可以有效降低成本。在对16个欧洲光热发电专家进行调查后，我们得出了图表2所列出的平均估值。
图表2显示，在当前的研发情景（指对光热发电技术研发的政策支持、研发机构和研发项目的数量和质量等整体的研发环境）下，光热发电成本在2030年可降至10.1美分/千瓦时，而在增加50%的研发情境下，预期到2030年可降至8.9美分/千瓦时，若增加100%的研发情境，预期到2030年可降至8.1美分/千瓦时。
图表2：专家给出的平均预测-研发对光热发电成本的影响
而上述预期都与美国能源部到2020年将成本降低至6美分/千瓦时的目标相去甚远,但与国际能源署给出的成本预期大致相同。
工业化是成本下降的第二个重要推动力。光热电站涉及到的组件装备众多，大规模的工业化生产则可以降低单位组件的成本。比如光场系统的集热管、反光镜等各种组件，传热介质的规模化生产，储热系统的规模化，空冷设备的批量化，发电机系统的大规模生产等等都可以有效拉低系统成本。
虽然关键的组件故障是相似的，但必须指出不同技术所应用到的组件也是不同的。
光场系统是光热电站最大的投资构成之一，这同时也意味着其成本下降潜力是最大的，通过规模化生产和优化安装技术来拉低成本是可行的，以降低材料的消耗量和所需要劳动力的人数和成本。研究表明，反射镜的反射率如果增加一个百分点，则可以使光热电站最终的LCOE降低一个百分点。
反射涂层的质量也可以在减少清洁用水量的同时增加反射镜的耐用性。材料用量的减少和设计上的优化也是集热系统的主要目标，对于塔式电站来说，这尤其重要。
更高的运行温度将有效提高光热电站的热电转化效率，而若想获得更高的运行温度，就需要提供传热介质的性能。在槽式电站中，熔盐作为传热介质或直接蒸汽发生将逐步替代传统的以导热油作传热介质的方案。而对塔式电站来说，水和熔盐作为传热介质已经在多个电站中应用。
更深入的研究在于对传热管道系统的改进，通过对传热管道系统的铸造材料进行改进，使其可以适应超过1000摄氏度的高温，以适应更高效传热介质的应用。
采用何种传热介质将直接影响储热系统的设计。储热系统已经在成熟的商业化电站中有所应用，当前的典型解决方案是双罐熔盐储热。储热系统的成本下降在于提升其耐用性，提高冷罐和热罐之间的温差，这可以通过提升储热系统的设计水平，改进熔盐的成分组成来实现。
空冷系统取决于水资源的可利用量以及环境和政策方面的要求，如果可能，采用水冷技术价格更加低廉，冷却效果也更好。虽然大多数光热电站都不具备这样的条件。空冷系统成本的降低主要依赖于设计上的提升，一些光热电站开发商自愿选择采用空冷技术以降低水耗量。
发电系统如蒸汽轮机、发电机都是比较成熟的技术。目前的系统多采用传统的郎肯循环，最具效果的成本削减应是增大发电机组的装机容量。这将降低单位MW的维护运营成本。一些研究者进行的相关研究表明，发电机的功率翻番，其带来的成本增加仅约60%~70%。
由于更大规模的电站可以带来更大的设备组件需求量，这在采购时将更易获得更为优惠的采购价格。因此，增加电站规模可有效降低成本。但是，电站的规模也并非完全是越大越好，开发商也要考虑到增加电站规模也会带来一些额外的成本增加，比如扩大光场系统的规模则可能带来更多的寄生性支出，比如更多的管道建设支出，更多的电力消耗，都将对LCOE产生反面影响。
更大规模的电站有更好的规模经济效益。但最理想的CSP电站的规模大小需要在扩大规模的最大收益点和缺点最小化之间找到平衡点。对55MW和275MW两种电站进行的成本仿真分析对比结果显示，槽式电站最合适的装机规模为220MW，相对110MW的参照槽式电站模型来看，其LCOE可下降6%~8%；而塔式电站最合适的装机规模为250MW，相对于100MW的塔式电站参照模型来看，其LCOE可下降20%。这是一个临界点，如果继续增加装机规模，其LCOE不降反升。
运营和维护成本尽管与一个光热电站的建设成本并无直接关联，但运维依然是光热电站生命周期内重要的成本构成。虽然目前还没有足够长的实际电站运行经验来考量一个光热电站的实际运营成本。但我们大致可以从以下几个方面考虑：一是反光镜损坏率，二是集热管失效率，三是运维自动化程度，四是电站设计。
图表3和图表4展示了美国能源部SunShot计划给出的当前成本和预期成本。其中2010年的成本数据是基于一个100MW的无储热槽式电站作出的计算，2015年的成本预测是基于一个250MW的带6小时储热的槽式电站和一个100MW的熔盐作传热介质的带6小时储热的塔式电站作出的计算。
图表3:美国DOE对光热发电的成本预测
图表4:美国DOE对光热发电的成本预测
图表5则展示了增加一个槽式电站的装机规模（50MW~200MW）将带来的成本下降。
图表5：大规模对一个槽式电站的成本影响（50~200MW）
研发、工业化生产和规模化经济效应是光热发电成本下降的三大驱动因素。如果我们重视这三个方面的持续改进，在未来十年内，光热发电将完全有能力实现平价上网。
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最新评论
2人参与
cspsun
<div class="quote"><blockquote>李俊: 据闻中控已经可以讲成本做到1元人民币/度了。不知是真是假？</blockquote></div>没听说？中控的人说的吗？
2012-10-24 21:57:25
0
李俊
据闻中控已经可以讲成本做到1元人民币/度了。不知是真是假？
2012-10-23 13:38:02
0
马上参与
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