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        光伏最佳拍檔?最新研報:光熱熔鹽儲能比鋰電池儲能更具經濟性

        放大字體??縮小字體 光伏產業網訊 發布日期:2022-10-24??
        核心提示:光伏最佳拍檔?最新研報:光熱熔鹽儲能比鋰電池儲能更具經濟性
        10月20日,西部證券發布名為《光熱儲能經濟性提升,“十四五”裝機加速》的最新研究報告。
        在建光熱項目規模近3GW
        報告指出,據不完全統計,至截至2022年10月15日,我國正處于前期準備/可研/備案階段的光熱項目合計裝機規模達到2300MW,招投標項目規模1005MW,在建項目規模2695MW,在建規模為已投運規模589MW的4.6倍,光熱發展大大提速。
        新增的在建項目基本為風光熱儲多能互補項目,總裝機規模更大,涉及的資金規模、企業范圍更廣,在國家政策鼓勵、多方合力推動下,落地可能性大大提高。
        在建項目中,根據目前的項目進度及平均建設周期進行估計,預計2023/2024年將分別有1110/1585MW光熱項目建成投運
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        表:國內光熱裝機規模預測(單位:萬千瓦)
        報告預測,受到光照資源、地理條件等因素的限制,我國適合發展光熱的地區主要為內蒙古、新疆、青海、甘肅四省,以這四省到2030年的新增新能源裝機規模來測算光熱未來的發展空間,計算得到2030年國內新增光熱裝機規模將達到13GW。
        “光伏+光熱儲能”經濟性優于“光伏+鋰電池”
        報告指出,光熱與光伏、風電配建,縮小鏡場投資可提高投資回報率。
        風光熱一體化項目中,光熱憑借其儲熱系統起到調峰作用,同時可以將棄風棄光的能量通過電加熱儲存起來;光熱通過與光伏、風電配建,可以縮小鏡場投資,從而提高項目整體的經濟性。
        1)調峰作用:在電力系統中光伏發電出力較高時,光熱發電機組可將太陽能資源以熱能的形式儲存在儲罐中,機組降低出力運行,為光伏發電讓出發電空間;晚高峰時段,光熱通過儲熱系統發電,滿足電網晚高峰負荷需求;電網夜間進入低谷負荷期間,光熱發電機組可以停機,給風電讓出發電空間。
        在多能互補項目中,光熱與風電、光伏配合,即白天由光伏作為發電主力,光熱主要在晚高峰期間發電,發電量有所減少,因此其聚光鏡場可以適當縮小,減少項目投資額。
        過往單獨的100MW光熱電站需要接近30億元投資額,而目前多能互補中的100MW光熱電站通過縮小鏡場,僅需要16~20億元左右的投資額。
        2)通過電加熱儲存棄風、棄光的能量:風光熱(儲)相互調節的大基地項目中的儲熱,首先是用光熱發電的鏡場聚熱實現儲能和發電,其次是用光伏、風電在棄風棄光時段所產生的電力加熱熔鹽儲熱,該環節是用棄掉的電力儲熱。如果電網無棄風棄光,所產生的電力將直接并網銷售。
        電力規劃設計總院以目前新疆電網為例進行過模擬計算,假定建設100萬千瓦~500萬千瓦不同規模的太陽能熱發電機組,可減少棄風棄光電量10.2%~37.6%。
        與目前應用最為普遍的電化學儲能對比來看,光熱儲能的成本低于電化學儲能。以新疆為例,新建的新能源項目需要配置裝機規模25%*4h的電化學儲能,或配置裝機規模1/9的光熱儲能,若新建900MW的光伏項目,則需要225MW/900MWh的鋰電池儲能系統或100MW/900MWh的光熱系統。
        1)初始投資來看,光熱高于鋰電池:按當前鋰電池儲能系統1800元/千瓦時的成本計算,則需要16.2億元的儲能系統投資。而建設一個100MW*9小時儲能的光熱發電項目,投資預估為16~20億元。
        2)項目整體度電成本來看,光熱低于鋰電池:第一,考慮到鋰電池充放次數的限制,在電站25年的生命周期內大約需要更換1~2次電芯,更換成本大約為900元/kWh;
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        表:光熱儲能與鋰電池儲能度電成本對比
        而光熱電站的生命周期一般可達25~30年,后期基本無需進行設備、材料的更換,只需要少量的運營維護成本;第二,光熱集發電與儲能于一身,其發電能夠帶來一部分收入。
        在上網電價0.262元/度(不考慮調峰電價),折現率6%,自有資金比例20%,貸款利率4.9%,還款周期15年的假設下,計算得到“900MW光伏+100MW*9h光熱”的項目整體度電成本為0.2861元/度,“900MW光伏+225MW*4h鋰電池”的項目整體度電成本為為0.2967元/度,光熱儲能比鋰電池儲能更具有經濟性。
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        關鍵詞: 光熱發電
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