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促光热发电健康发展 助能源转型稳步实施

发布日期:2020-06-17 17:56来源:未知

为了实现中国能源增长的战略方针,“十四五”期间太阳能发电和风力发电的装机比例必将进一步提高。然而,由于光伏发电和风力发电的间歇性特点,要求辅助储能电站承担电力保障。因此,电力系统对储能电站容量的需求也将增加。光热发电是发电和储能的结合。它是一种可再生能源发电,可以提供可靠的电力和快速调整其特点。这是我国实现能源转换的主要技术手段。

  一、成长光热发电的需要性

1.集中、储存和发电的技术优势

光热发电最重要的技术优势是通过安装储热系统。机组的发电量不是随机和可靠的。它基本上不受光强变化的影响。可实现24小时连续发电,具有良好的调节功能。它是一种具有巨大发展前景的可再生能源发电技术。

(1)输出不乱

光热发电机组具有蓄热系统,发电不是随机和可靠的。当蓄热系统的容量足够大时,光热发电机组可以实现24小时不间断发电。因此,它可以承受电网中的基本负荷。

(2)卓越的调峰功能

光热发电机组的启动时间、负荷调节范围等功能优于燃煤机组,可参与电网调峰。光热发电机组卓越的调峰功能,可提高电力系统吸收新能源的能力,减少废弃空气和光的损失。

(3)干预电力系统调频

光热发电可以根据电网负荷需求快速调整汽轮发电机组的输出,介入电力系统的一次调频和二次调频,同时也为电力系统保持系统频率不变提供动态惯性支持。

(4)应对极端天气前提

在风力发电和太阳能发电比例较大的电网中,在一系列极端场景的前提下,当电力系统发电能力不足时,光热发电机组可作为应急保障发电机组运行天然气加热熔盐(或导热油),实现无级满负荷发电。为了具备这种发电模式,光热发电机组只需在有天然气供应的前提下,配备备用的天然气熔盐(或导热油)加热炉,备用成本低。

(5)也可用作储能电站

光热发电机组配有大容量熔盐蓄热系统,其前提是利用夜间废气动力加热熔盐储能。它利用蓄热系统在第二天的早脊期发电,从而充当储能电站。在这种模式下,新增的投资成本只是新增的熔盐电加热设备。

2.世界光热发电的最新发展

截至2020年3月底,全球火力发电能力约为6550兆瓦,主要分布在西班牙、美国、中国、摩洛哥、南非、印度、以色列和阿拉伯联合酋长国等国家。世界上正在建设的光热发电机主要分布在阿联酋、摩洛哥、智利、中国、希腊等国家。全球各部门的光热发电项目见表1。

3.中国光热发电在国际市场中的地位

“十三五”时期,中国光热发电产业发展迅速。其核心技术和设备已进入国际市场。它具有巨大的成本优势,已成为国际光热发电产业链中的一个重要环节。它大大降低了国际光热发电的成本。

摩洛哥努尔二期200兆瓦槽式光热发电机组和努尔三期150兆瓦熔盐塔式光热发电项目是目前世界上最大的单机组槽式和塔式光热发电项目

中国葛洲坝集团国际工程有限公司和浙江中央控制太阳能技术有限公司联合中标希腊MINOS 50MW熔盐塔光热发电项目总承包,开创了中国光热发电产业以“技术装备工程”模式进入国际市场的先例。

  二、我国成长光热发电的有利前提

1.中国的资源前提

中国有丰富的直接太阳辐射资源,主要分布在内蒙古自治区西北部、甘肃省西部、青海省柴达木盆地和新疆维吾尔自治区东部。同时,这些地区拥有广阔的未开发场地资源,具备大规模发展光热发电基地的前提。目前,当地政府已经规划了10多个光热发电基地,总规划容量为60GW。第十四个五年计划期间的发展规模为8千兆瓦。

根据对上述地区场地资源、水资源和用水指标的调查,内蒙古、甘肃、青海、哈密、新疆和新疆兵团十三师光热发电的增长规模见表2。

2.中国光热发电产业的近期发展及优势

经过十多年的技术发展,中国已经抓住了光热发电的重点。特别是“十三五”时期,在国家能源局组织的首批光热发电示范项目的带动下,中国光热发电产业发展迅速,形成了完整的产业链。大量专门从事光热发电技术开发和设备制造的企业涌现出来,开发出一系列具有自主常识产权的技术和专用设备。通过国外第三方检测,国内光热发电关键设备(集热管、集热器、定日镜等)的技术参数和环节技术指标。)相当于成熟的国际供应商。吸热器、热交换器、汽轮发电机组及其辅助设备的制造技术与传统的火力发电行业没有区别。国内相关企业开发了火力发电相关设备,以满足火力发电大规模增长的市场需求。第一批光热发电示范工程所用设备和材料的国产化率提高了90%。光热发电项目的设计、设备制造、安装、运行维护和功能验收标准正在陆续制定,光热发电规模体系正在逐步建立和完善。

经过约半年的改造工作,2018年的并网发电示范工程已投入商业运行,运行环境良好。以苏共德令哈50MW为例。生产从2019年9月底开始转移,并进入一年的职能审计期。截至2020年3月26日,除了天气的影响,没有设备故障影响发电。实际运行158天,累计发电量7486.9万千瓦时,平均发电停堆率为97.06%,其中2020年前三个月发电停堆率高100%。我国自主开发的光热发电技术和设备的可靠性和先进性得到了验证。一些从事光热发电技术开发、设备制造、工程设计、建筑安装的企业已经进入国际市场竞争,一些企业已经成为国际光热发电项目的供应商。中国的光热发电产业已经成为实施“一带一路”战略的优势。

3.我国光热发电的成本降低趋势

2018年12月31日前投产的第一批光热发电示范项目含税电价为1.15元/千瓦时。通过示范项目的支持,国内光热发电产业初步实现了设备材料的批量生产和生产工艺流程的优化。光热发电项目的初期投资

1.提高可再生能源在跨区域传输中的比例

结合我国西电东送战略,在西北输电通道的送电端设置相同比例的光热发电机组。在此过程中设置12小时或更长时间的蓄热系统,可替代燃煤机组向系统提供恒定的电力供应,并可显著提高可再生能源电力在输电通道中的比例。与设置光伏电池储能电站相比,具有更好的可靠性和经济性。同时,光热发电作为同步发电机的电源,可以为系统提供传递惯性和所需的频率和电压响应,从而为系统的不间断运行提供技术保障。

2.满足电力系统调峰的迫切需求

与燃煤发电机组相比,光热发电机组具有启停时间短、负荷调节范围广、负荷调节速度快、调节功能好等优点。

当光伏发电的输出在电力系统中较高时,光热发电单元能够以热能的形式将太阳能资源储存在储存罐中,并且该单元以降低的输出运行,从而为光伏发电腾出空间。在高峰时段后期,通过蓄热系统发电,以满足电网的高峰负荷需求。夜间电网进入低负荷时代,光热发电机组可能关闭,为风力发电腾出空间。因此,通过调峰运行,光热发电可以增加电力系统吸收可再生能源的能力,并减少由风力和风力废弃引起的功率损失。

3.燃煤发电设备制造业产能过剩

近年来,中国整个煤电产业链都面临产能过剩。“十四五”时期,预计新增煤电装机容量有限。然而,国内主要电厂,如哈尔滨电气、东方电气和上海电气,以及配套燃煤电厂的辅助设备和材料制造商,年生产能力超过1亿千瓦。煤电装机容量正在下降,国内电力设备制造业面临巨大的产能过剩压力。

光热发电的吸热器、热交换器、汽轮发电机组及其辅助设备的制造技术与传统的火力发电行业差别不大。国内相关企业开发了光热发电设备。第一批光热发电示范工程所用设备和材料的国产化率已超过90%。这些设备和材料都来自中国煤电产业链中的产能过剩企业。光热发电项目有效地推动了燃煤发电设备制造业剩余产能的转化。

4.提高中国机电设备的国际市场份额

长期以来,我国与“一带一路”沿岸国家在电力方面的合作主要是煤电合作。近年来,燃煤机组的出口能力为每年600 ~ 1000万千瓦。为了减缓全球变暖,控制温室气体排放已经成为国际共识。随着其他国家碳减排力度的加大,可再生能源发电的发展趋势将得到大力推动,中国出口海外的燃煤发电设备和项目也将被削减。

在北非和中东地区,南部非洲、澳大利亚、北美西南部、南美中南部等地区拥有丰富的直接太阳辐射资源和未利用的场地资源。随着光热发电在高比例可再生能源发电系统中的突出作用,上述地区的国家对光热发电越来越感兴趣,工程项目的数量也将日益增加。

“十四五”时期将连接我国光热发电所需的新增装机容量,促进我国光热发电技术的提高,降低边际成本。它将进一步提升国际竞争力

中国的甘肃西部、新疆东部、青海西北部和内蒙古西部拥有丰富的太阳能和风能资源。自2006年以来,风力发电、光伏发电和其他新能源发电迅速增加。然而,伴随而来的问题,如弃风和轻度弃风已经变得越来越突出。为了实施西电东送战略,国家计划支持一批超高压输电通道(如酒泉-湖南邵琪线、哈密-郑州哈正线、沪宁-山东超高压直流输电线路、青海-河南超高压直流输电线路等)。)。由于目前国内燃煤发电机组过剩,输电端燃煤发电机组部门出现延误,导致超高压电力通道的输电功率达不到设计容量。同时,由于调峰电源的短缺,可再生能源电力的输送受到了影响。

光热发电是一种集发电和储能于一体的可再生能源发电系统。它可以完全取代燃煤发电机组,在电力输送渠道中发挥作用,没有无序的电力和幼稚的监管。因此,建议在输电通道的送电端有序安装光热发电机,用光热发电机代替燃煤机组,可显著提高可再生能源的输送比例。

2.增长规模

为了充分发挥光热发电技术的优势,促进新能源的吸收,帮助实现国家能源转换政策,同时促进光热发电家庭链的持续健康发展,光热发电累计装机容量力争到2025年达到6.3千兆瓦。其中,青海海西、海南2个,甘肃酒泉、张掖、金昌、武威2个,新疆哈密2个,内蒙古阿拉善盟、巴彦淖尔0.3个。

3.项目的土地使用政策

虽然光热发电项目使用的地点是戈壁、沙漠等国家,但根据目前光热发电项目的实施情况,有些项目的土地使用成本约占发电成本的5.72%,比其他国家高出0.075元/千瓦时。为了降低光热发电的土地成本,建议采取以下措施:

(1)建议为光热发电项目提供永久土地,并提供优惠的土地使用政策和场地税收减免政策。

(2)水土连接补偿费根据塔式光热发电工程镜面场地定日镜的基本面积减免或只征收。

4.优惠融资政策

由于光热发电项目投资高、贷款金额大,贷款利率对光热发电成本的影响不容忽视。目前,中国贸易银行提供的光热发电项目贷款利率为5%,融资成本占发电成本的20%以上。与中国贸易银行为海外项目提供的2%贷款利率相比,电价上限提高了约0.14元/千瓦时。因此,建议主管部门出台政策,为国家政策性银行在“十四五”时期启动的光热发电项目提供优惠贷款,以降低光热发电项目的融资成本。

5.税收优惠政策

根据现行的企业所得税政策,约10.16%的所得税、城市建设税和教育费用被加到光热发电的不含税电价中。如果对“十四五”时期开始培育的光热发电企业给予所得税减半的优惠政策,最高电价可降低0.02元/千瓦时。

根据现行增值税政策,如果对“十四五”时期启动的光热发电项目给予50%的增值税退税优惠政策,电价可降低约0.03元/千瓦时。

6.支付电价的政策

目前,我国光热发电的总装机容量

目前,中国的电价机制是基于电力投资的基准收益率。这种定价方法不能反映电力质量,也不能反映市场需求。在电力市场中,电网公司和电力用户都需要可靠和灵活的电力供应。随着中国风电和光伏发电在系统中所占比例的增加,这一矛盾将会加倍,参与调峰的燃煤机组将会遭受损失。为了解决这一问题,近半数省份出台了峰谷分时电价政策,有效调节了电力供需矛盾。不幸的是,这种有效的市场调节方法还没有在电源侧实施。

建议在“十四五”时期,首先,在西部地区输电通道的供电侧,上述电价的形成机制应在受电区域峰谷电价的基础上进行研究和实施,排除电网的投资和运行成本,并推回到供电侧,使上述电价能够充分代表电能质量和市场需求。如果实施上述定价机制,并在长期购电和谈判中确定峰谷分时电价,光热发电可以将发电完全集中在峰谷时段,从而满足电力系统的峰谷需求,使投资者获得合理的投资回报。(作者孙芮在通用电力规划设计院工作)

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