目前，备受关注的装机150MW的摩洛哥NOORIII塔式光热项目已进入太阳岛调试阶段，即将于今年10月份正式并网发电。 该项目也是继美国新月沙丘光热电站(装机110MW)之后即将投运的全球第二座百兆瓦级商业化熔盐塔式光热电站。一旦投运，其将为摩洛哥电网提供140MW的净发电功率，其余10MW装机则用于满足电站自身用电需求。 该项目储热时长达7.5小时，可为摩洛哥电网日均长达5小时的用电高峰时段(电价溢价率达18%)提供调峰电力。这是西班牙知名工程公司SENER开发的第29个光热发电项目，但却是目前世界上在建的单机容量最大的商业化塔式光热发电项目。 世界上第一个商业化塔式光热发电项目Gemasolar同样由SENER承建，自2011年投运以来，该项目一直保持着良好的运行记录。 图：Noor光热发电园区，左侧为NoorIII塔式光热电站 据Sener公司的质量保证经理SergioRelloso此前介绍，由该公司与山东电建三公司一起合作开发的NoorIII项目的吸热器目前已安装完成，也已经进入调试阶段，目标是在今年夏天实现首次并网。 SergioRelloso表示，在今年1月份的第一周，NoorII槽式光热发电项目发电机首次并网一次成功，此后又逐步将产能提至200MW的最高负荷，目前已经达到商业化运行的水平。 SergioRelloso指出，在国际范围内，塔式技术的现有装机规模仍无法与相对更加成熟的槽式相比。目前全球光热发电总装机规模约为5GW，其中槽式光热电站约占4.5GW，占比90%左右。 但是塔式光热发电技术凭借更高的效率和更大的成本下降空间正在逐步发力，在建光热项目更多开始采用该技术路线。 单就NOOR项目来说，得益于槽塔结合的技术优势与规模效应的影响，NOOR系列项目电价实现了突破性下跌，并且NOORIII塔式项目的电价基本上与NOORII槽式项目持平。 Relloso对此表示，“如果在塔式项目占比如此小的情况下，我们能够实现塔式与槽式电价的持平，那就意味着，当塔式项目占比扩大时，我们可以获得更大程度的降本空间。” NOORIII电价较Gemasolar大幅下降50%左右 与西班牙Gemasolar光热电站相比，NoorIII项目的签约电价下降了一半左右【GemasolarPPA为27欧分/kWh，约合0.33美元/kWh(按当日汇率计算)，NoorIII项目PPA则为0.15美元/kWh)】。 对此，Relloso表示，“规模效应是一个影响因素，NOORIII的吸热器热功率为600MWth，而Gemasolar的吸热器热效率仅为120MWth，发电功率仅20MWe，前者是后者的5倍，这对降低发电成本将造成巨大积极影响。” 图：规模效应导致NoorIII项目的电价比Gemasolar大幅降低 实际上，除规模经济外，研发、经验教训总结、效率提升与组件的工业化等其他因素也为减少NOORIII项目的CAPEX带来了很大的帮助。 尽管如此，NOORIII15美分/kWh的电价与ACWAPower700MW光热项目的7.3美分/kWh破纪录低价仍然存在一定差距。 Relloso对此表示，规模经济同样是驱动迪拜光热电价下降的主因，700MW的装机量是350MWNoorII/NoorIII项目装机量的足足两倍。但迪拜项目电价属于离群值，由于纬度等众多其它因素，目前光热成本在全球范围内也有很大差异。 另外，Relloso强调，将迪拜项目的电价视为塔式项目电价的新标杆是不合理的，因为7.3美分/kWh的电价为700MW项目一塔三槽混合后的平均水平，塔式装机量仅仅占其中的100MW。 熔盐储能很关键，但降成本是终极目标 光热发电技术作为唯一可同时实现友好并网与有效调峰的可再生能源发电技术，完全有能力满足全球范围内的电力需求，并有效减少二氧化碳的排放量。且光热发电技术可与其他可再生能源发电技术混合发电，发电效果理想。 基于此，Relloso将熔盐储能视为光热发电未来的大趋势，因为它是光热发电实现有效调峰的关键。 Relloso表示，熔盐在约290°C-565°C的温度区间完成工作循环。关于更高工作温度的熔盐储能系统的相关研究一直在进行中，因为熔盐工作温度越高，熔盐储能系统的工作效率将会越理想。 不过关键问题总是LCOE。如果工作效率提高1％，成本也随之增加1％，那么我们将一无所获。熔盐温度上升固然很好，但我们必须在实现经济平衡的前提下找到适用于电站的原料。 总体原则就是，投入更少的钱，来实现更多的电力收入。 |
