储能型光热电站收益能否达到最优？

一些业界专家认为，光热发电项目开发商必须根据市场的实际需求，从更长时间的调度能力和获得更高容量因子的角度考虑，来确定电站的储能容量，以将光热发电的成本优势最大化。


事实上，储能系统在当今光热电站中的应用已十分普遍。作为光热发电技术的主要优势，配置储能系统可以使光热发电相比其他可再生能源发电技术为电网提供更为稳定的电力供应。

据统计，目前全球共有17个公用事业规模的光热发电项目在建，其中15个项目都配备了储热系统。9月13日，国家能源局发布了首批光热示范项目名单，共有20个项目入选，其中18个项目都采用了熔盐储热技术。 



瑞典皇家理工学院(KTH)的高级研究员RafaelGuedez表示：“光热电站在整合了储能系统(TES)后，的确能够显著降低电力平准化成本(LCOE)，当然，要使成本效益达到最优化，储热系统的设计方案必须综合考量太阳岛、发电岛的实际规模以及具体的电力调度策略。”

“满负载储热时长每增加一小时，就意味着投资成本需提高大约3%~4%，具体的增加数额将取决于不同的光热发电技术路线、储热材质和运行策略等等，但随着输出电力的增加，额外的投资成本也相应增多，”西班牙动力工程和技术咨询公司Araner的储热技术专家KatlynAvery介绍道，“通过提高储热容量，光热电站就能持续运行更长时间，发电成本自然会降低，这对项目开发商来说是很划算的。”

塔式熔盐传储热或将成为主流

据一些业内专家介绍，应用熔盐储热系统的塔式光热电站能够在更高温度下运行，该储热系统的安装和操作更简便，换热效率也更高，因此，业界对熔盐储热技术的认可度颇高。

从西班牙Torresol能源公司开发的装机20MW的Gemasolar光热电站到美国Sola Reserve装机110MW的新月沙丘电站，再到Abengoa在智利开发建设的装机110MW的Atacama1电站(与新月沙丘电站配置相似)，以及ACWA电力公司在摩洛哥建设的150MW级NoorIII电站，都无一例外地选择了熔盐储热型塔式光热发电技术路线。

据了解，使用导热油作为传热流体(HTF)的塔式光热电站的最高运行温度是565摄氏度，相比之下，槽式导热油光热电站的运行温度最高只限于385摄氏度。

“更高的工作温度带来的将是成本相对更低同时效率更高的储热系统，而这又会很快地转化为收益。”Avery表示。

Guedez则补充表示，如果将熔盐同时作为塔式光热电站的传储热介质，相当于将熔盐储热系统和熔盐塔无缝连接起来，不但简化了整个电站的设备组成，还有利于电站后期的运维控制。

槽式传热介质：由导热油到熔盐的探索

目前，全球众多槽式光热电站开发商正纷纷进行试验，探索将传热介质由导热油转换为熔盐的可能性，希望通过进一步提高技术水平，以提高系统的运行温度，从而缩短与塔式熔盐储热光热电站之间的差距。

根据国际可再生能源机构(IRENA)的报告显示，槽式光热电站的传热介质若由导热油转换为熔盐，整个槽式光热电站储热系统的安装成本将会减半。另外，到2025年，储热系统的安装成本预计会下降到16美元/kWth。

近年来，很多中国光热企业也在研究槽式熔盐传储热技术，而在首批光热示范项目名单中，7个槽式光热项目中有2个将熔盐作为传热介质，而且这两个项目的储热时长均远远超出其它5个项目。


影响储热规模的主要因素

一般来说，在光热电站公开竞标时，项目开发商往往会更加青睐具有持续储热能力的项目，因为这些项目不仅有利于履行招标要求，其电力购买价格也会更具竞争力。“储热系统的最佳规模取决于承购方或者市场给予的条件，比如电力购买计划、激励措施等。”Guedez指出。

瑞典皇家理工学院KTH在2014年曾做过一项研究，发现当光热电站采用调峰运行策略时，业主更倾向于选择小规模的储热单元和光场;如果需要连续基荷发电，业主则往往会选择较大规模的储热单元和光场。

该研究结论表明，对于一个坐落于像西班牙南部塞维利亚等地的100MW级光热电站而言，要获得最高的收益率，则电站的储热时长最好为12个小时，同时太阳倍数要按照2.75来计算。

此外，Avery还指出，如果将以可用电力为准的支付方案应用于可再生能源项目，那么这在一定程度上，会不可避免的对光热电站的储能系统的规模产生影响。

对于传统发电方式来说，容量电价是根据电厂的发电量或是可用电量来制定的，其目的是为了鼓励发电站有效发挥自身的电力调配作用。“输电系统理应给配有更大储能容量的光热发电站一种更好地付费方式，因为他们在调度电力方面要可靠的多。”Avery表示。