100MW光热电厂项目建议

100MW光热电厂项目建议太阳能光热发电是继光伏发电后的又一项在全世界进行推广的可再生新能源发电技术。十二五期间，该技术在我国尚处于小规模示范引领阶段，进入十三五后，随着国家新能源政策的进一步调整，集热和储热技术的不断提升，光热发电项目将成为国家能源局重点核准扶持项目。陕煤化作为陕西省的能源龙头企业，建设一定规模的太阳能光热电站，有利于集团的多元化发展和产业互补。并且作为填补陕西片区新能源空白的规模化建设的太阳能光热电站，也将得到政府相关部门的大力支持。榆北煤业作为陕煤化在陕北十三五发展规划重点建设的子公司，计划利用曹家滩、小保当井田的备采区土地，建设100MW太阳能光热电站示范项目，作为整个榆北矿区产业结构的有益补充。一、光热发电的概念太阳能光热发电是指利用大规模阵列抛物或碟形镜面收集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽，结合传统汽轮发电机的工艺，从而达到发电的目的。采用太阳能光热发电技术，避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，可以大大降低太阳能发电的成本。而且，这种形式的太阳能利用还有一个其他形式的太阳能转换所无法比拟的优势，即白天的热能可以储存在巨大的容器中，在太阳落山后仍然能够带动汽轮发电。光热发电技术，是不同于光伏发电的全新的新能源应用技术。它是一个将太阳能转化为热能，再将热能转化为电能的过程。利

用聚光镜等聚热器采集的太阳热能，将传热介质加热到几百度的高温，传热介质经过换热器后产生高温蒸汽，从而带动汽轮机产生电能。此处的传热介质多为导热油与熔盐。通常我们将整个的光热发电系统分成四部分：集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统（如下光热发电流程示意图）。E热与热交换系统电能E热与热交换系统电能太阳能光热发电形式有槽式、塔式、碟式（盘式）、菲涅尔式四种系统。目前集中大型化的为槽式和塔式。目前光热发电项目中，槽式发电系统占比为84.7%，塔式发电系统占比为12.4%，其他发电技术占比为3%。世界范围内槽式光热发电系统占比最高，但塔式光热发电系统综合效率高，非常适合于大规模、大容量商业化应用，在规划建设的光热电站项目中塔式所占的比例已经超出了槽式技术。二、光热电厂的发展现状和国家的相关政策全球光热资源丰富。全球光热发电市场主要分布在南欧、北非、中东、南非、南亚、中国、澳洲、北美与南美。截止2014年4月底，全球已投入运行的光热电站约4000MW,其中约93%集中于西班牙与美国；在建约1600MW,主要分布在美国、西班牙、印度、南非、伊朗、摩洛哥、澳大利亚、中国等国家。IEA预测到2060年光热直接发电及采用光热化工合成燃料发电共占全球电力结构约30%。在我国，2015年9月30日国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，鼓励尽快启动一批装机单机不低于50MW，项目资本金比例比低于总投资20%的示范工程，计划在2014~2016年通过示范电价政策扶持完成一批商业化示范项目建设。2016年8月29日国家发改委核准光热上网标杆电价为1.15元/KWh（发改价格[2016]1881号）。9月13日国家能源局下发了《国家能源局关于太阳能热发电示范项目的通知》（国能新能[2016]223号），核准了第一批20个光热发电示范项目共计134.9万千瓦，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙古和新疆。除了此次134.9万千瓦的光热示范项目之外，据《太阳能发电十三五规划》牵头编制机构水电水利规划设计总院方面的消息，“十三五”期间（2016-2020）光热发电的装机目标将定为10GW。太阳能热利用集热面积保有量达到8亿平方米的目标。三、榆北煤业建设光热电厂的可行性1、符合集团和公司可持续多元化发展的思路陕煤化集团在十三五规划以及中长期规划中，都提出了发展新能源的思路和目标。但目前在新能源开发利用上，陕煤化集团落后于其它同类型煤电企业。2、 光热条件上的优势根据西北电力设计院所做的《榆北煤业500MW光伏发电项目可行性研究报告》中的描述：陕北属于光照很丰富带【1400〜1750kWh/(m'a)】，北部长城沿线年太阳总辐射量为5300〜5700MJ/m2，适宜于光伏以及光热发电。3、 地理位置上的优势榆北煤业所属曹家滩、小保当矿区矿区均位于毛乌素沙漠边缘，井田备采区时间长达70年以上，井田面积300多平方公里，井田范围内土地相对较为平坦，国家重点保护类林区较少，适合于进行开发。4、 综合利用、可持续发展上的优势光热电厂建成后，一方面可以利用抽汽技术(抽汽式汽轮机或热交换器)为附近榆北煤业所属的三对矿井供热，减少矿区因燃煤锅炉排放而带来的环保压力。另一方面曹家滩、小保当一号井建成后，矿井日涌水量均达到20000立方米以上，可以综合利用这些矿井水作为光热电厂生产用水，减少矿井水外排。第三、可以将光热发电作为500MW光伏电站的调峰电源和2X600MW低热值电厂的启动蒸汽源。5、 经济效益上的优势在国际上，沙特水电项目公司（ACWA）业务发展执行董事AndreaLovato表示：“带四小时锂离子储能电池的光伏系统目前的发电成本约为10美分/kWh，而储能型光热发电系统的发电成本则为14美分/kWh。”此前，ACWA联合体于2015年签署的NoorII和NoorIII电力购买协议（PPA）的价格分别为$157/MWh和$163/MWh，这与ACWA电力主导的联合体在2012年签订的装机160MW的NoorI项目$189/MWh的PPA相比，分别下降了15.6%和12.2%。2015年11月，在我国1000MW太阳能光热发电示范招标项目中，投标的109个业主报价大多数在1.18~1.24元/千瓦的区间。目前发改委最新核准光热上网标杆电价为1.15元/千瓦，基本符合光热电站投资回报的利润诉求（目前专家预测光热发电完全成本在0.90元/千瓦左右）。但是随着光热技术以及热存储技术的进一步发展，十三五期间成本将有望进一步降至0.59~0.81元/千瓦时。而且光热电站在收回投资后其创利空间非常巨大。同时，光热电站的另一个优势是在设计寿命到达年限后（25年左右），可以通过技术升级改造（汽轮机、发、供电系统、工业广场等不用改造），达到延长使用周期的功能（国外已经有这方面的实例）。6、 环境保护上的优势与风电和光伏发电相比，光热发电是唯一能稳定输出的可再生能源。在整个生命周期中，光热发电每千瓦时二氧化碳排放量的中位数仅有18克，是真正的清洁能源。同时如果通过供热替代附近几个矿井、化工园区的燃煤锅炉，将进一步促进整个矿区的清洁化生产。7、 建设区位和时机上的优势目前陕西地区没有建成、在建和国家审批的光热电站项目，如果我们能够以示范园区（光伏、光热、低热值电厂一体化建设）或者示范点的形式做初可研提出申请，可以大大缩短项目核准的时间，且作为第一家填补了陕西在新能源建设领域里面的空白，也将得到陕西省有关部门的大力支持。8、 较光伏电站具有并网和电压稳定上的优势目前太阳能光热发电系统可以通过增加储热单元或通过补燃或与常规火电联合运行改善出力特性，输出电力稳定，电力具有可调节性。而光伏发电受日光照射强度影响较大，上网后给电网带来较大压力，其发电形式独特，和传统电厂合并难度大。就并网难易程度来看，光热发电比常规的光伏发电更具有优势。通过储热改善光热发电出力特性（槽式和塔式光热发电）。白天将多余热量储存，晚间再用储存的热量释放发电，这样可以实现光热发电连续供电，保证电流稳定，避免了光伏发电与风力发电难以解决的入网调峰问题。根据不同的储热模式，可一定程度上提高电站利用小时数和发电量，提高电站调节性能。四、需要考虑的几个方面1、 项目建设前期资金投入较大如果配备10小时以上的熔盐储热，建设100MW光热电站约需资金20~22亿元，且建设期一般在24个月以上。2、 项目占地面积较大，且对土地的平整度有一定要求光热发电项目土地占用面积约为同装机容量光伏电站的1.2倍左右，建设建设100MW光热电站约需土地面积4000亩左右。同时，因为集光集热的需要，要求场地相对平整。而榆北煤业所属的几个矿井井田范围土地属沙丘地貌，较为起伏，需要征得政府平整土地的许可。综上所述，作为国有大型能源企业，新能源领域是一个必须介入的