1、 光热电站常见问题及解析 经济性问题 发电量问题 中控德令哈太阳能光热电站运行数据分析 目 录 如何评估光热电站经济性？ 单位千瓦投资、单位千瓦时投资、度电成本、发电成本、上网电价的 区别？ 影响光热电站经济性的因素有哪些？它们的影响力和敏感性分别如何？ 实际电站的经济性（投资回报）风险主要在哪？经济性问题 单位千瓦投资：电站单位装机量的总投资（元/kW）（电站总投资/电站汽轮机额定功率） 适用于同种类型发电站比较，可评价不带储能光热电站 不适用不同类型发电站间比较（发电能力、利用小时数不同） 不适用储能光热电站，不同储能时长单位千瓦投资不同 50MW及以上规模不带储能的塔式光热电站造价为90
2、00-10000元/kW 每增加一小时储能时长，塔式光热电站的单位造价约增加1000元/kW单位千瓦投资 单位千瓦时投资（度电投资）：电站单位年发电量的总投资（元/kWh） （电站总投资/电站设计年发电量） 在单位投资基础上，综合考虑了电站的发电能力，基本决定了电站的经济性（但未考虑财务、运维费用及收益率），适用于不同技术类型电站的经济性比较单位千瓦时投资 vs 单位千瓦投资德 令 哈 地 区 典 型 太 阳 能电 站 光 伏 电 站 光 伏 电 站（ 弃 光 20%） 无 储 能 光 热 电 站 带 7小 时 储 能 光 热 电站 带 12小 时 储 能 光 热 电站单 位 千 瓦 投 资
3、（ 元 /kW） 6500-8000 6500-8000 10000-12000 18400-21800 24400-28500单 位 千 瓦 时 投 资 （ 元/kWh） 3.8-4.7 4.8-5.9 6.4-7.7 6.1-7.2 6.0-7.1单 位 土 地 装 机 量（ MW/km2） 30 30 38 20 15单 位 土 地 年 发 电 量（ kWh/km2） 5100万 4100万 5900万 6000万 6000万光 伏 年 发 电 量 考 虑 全 寿 命 周 期 内 效 率 衰 减 的 平 均 年 发 电 量 上网电价（price of electricity）：向电网售电
4、的价格（含补贴、增值税） 度电成本（levelized cost of electricity, LCOE）：电站全寿命周期中满足一定资本金收益率（贴现率）条件下能够保证收支平衡的最低上网电价上网电价及度电成本国家能源局首批光热示范项目要求资本金收益率不低于10%度 电 成 本 发电成本（cost per kilowatt-hour）：单位发电量所发生的成本，包括固定资产折旧、项目运维成本、财务费用及税费 度电成本（LCOE） 发电成本 度电成本（LCOE）相比发电成本，还包含资本金收益率；发电成本比资本金收益率为10%的度电成本低25%-30% 度电成本（LCOE）相比单位千瓦时投资，从全寿
5、命周期考虑并包含运维费用、财务成本及资本金收益率度电成本 vs 发电成本影响度电成本（LCOE）的因素直 接 影 响 因 素 间 接 影 响 因 素 易 忽 视 的 一 些 因 素上 网 电 量 贷 款 比 率 建 设 期造 价 贷 款 利 息 逐 年 投 资 比运 维 费 用 厂 用 电 率 还 款 方 式 （ 等 金 、 等 息 ）资 本 金 内 部 收 益 率 增 值 税 、 所 得 税 贷 款 年 限运 营 期 年 数 装 机 量 折 旧 方 式 及 年 限储 能 时 长 土 地 成 本 在确定资本金内部收益率条件下反算项目度电成本（LCOE），用以建议该项目的上网电价（可研阶段，电价
6、不确定时） 在确定上网电价条件下计算电站的资本金收益率（IRR）， 以评价电站的经济性（投资回报率）光热电站经济性主要影响因素影响力对比变 化 因 素 资 本 金 内 部 收 益 率 影 响 因 子 影 响 力 排 名总 投 资 +5% 8.41% 3.49 3总 投 资 -5% 11.9%上 网 电 量 +5% 11.88% 3.61 2上 网 电 量 -5% 8.27%上 网 电 价 +5% 11.99% 3.82 1上 网 电 价 -5% 8.17%运 营 费 用 +5% 9.57% 0.87 5运 营 费 用 -5% 10.44%贷 款 利 息 +5%（ +30%） 9.56%（ 8.
7、34%） 0.89（ 4.17） 4（ 1）贷 款 利 息 -5%（ -30%） 10.45%（ 12.51%）前 提 条 件 ： 基 准 条 件 相 当 （ 1.15元 /kWh电 价 水 平 ， 80%贷 款 比 例 ） ； 变 化 幅 度 不 大 （ 20%之 内 ）影响光热电站经济性最主要因素：上网电价及发电量若贷款利息变化30%，则成为影响电站经济性首要因素 技术风险 年发电量达不到设计值 设备故障率高于预期（可靠性及环境适应性） 设备可用率低于预期（大风等天气导致停运） 成本风险 造价高于预期 运维费用高于预期 政策风险 补贴电价拖后到位实际光热电站经济性风险 中 控 10MW光
8、热 电 站 及 多 个首 批 示 范 项 目 招 标 结 果 已验 证 ： 基 本 没 有 成 本 或 政策 风 险 ， 实 际 成 本 和 费 用一 般 低 于 预 期实际光热电站经济性风险主要为：发电量不达标的技术风险 理论上发电量如何估算？取决于什么? 我国塔式光热电站与槽式电站对比 国外塔式电站发电量情况如何，与预期偏差如何 实际电站影响发电量的因素什么（导致偏离设计值） 中控太阳能掌握哪些核心技术能保证发电量 经10MW验证的技术是否适用于50/100MW规模 发电量问题 塔式光热电站发电量估算塔式电站发电量取决于：1.采光面积（定日镜数量），2.太阳辐射量，3.镜场效率，4.吸热器
9、效率，5.热电效率，6.弃光率塔式与槽式电站光热效率对比 槽式电站光热效率受季节影响和纬度影响大 槽式电站年均光热效率20和40纬度相差24%， 北纬40时槽式电站夏至和冬至光热效率相差一倍 塔式电站光热效率的季节性和纬度影响波动较小 影响槽式光热效率的因素为10个，而塔式光热效率影响因素仅6个 纬度小于35槽式年均光热效率更高，反之塔式光热效率更高 中国适合建设光热电站区域纬度一般大于36（共和、格尔木）数 据 根 据 SAM软 件 同 等 边 界 条 件 计 算 得 出塔式与槽式电站综合对比 中国（北纬36-43地区）槽式电站光热效率略低于塔式电站光热效率 槽式电站因蒸汽参数低，热电效率（
10、汽轮机效率）比塔式电站低12%-15% 槽式电站造价比同规模和储能的塔式电站造价高6%-9% 槽式电站光场与常规岛造价与塔式电站相当（根据首批示范项目招标公开信息） 槽式电站储换热系统造价约塔式电站的一倍（熔盐量大、储罐体积大、换热器换热面大） 目前国外槽式电站成熟度较高，多座已投运槽式电站实际发电量达成率超过90%在中国槽式电站光热、热电效率均低于塔式，成本则略高于塔式，因此理论上目前中国槽式电站度电成本比塔式高20%-25% 国外已投运规模化熔盐塔式光热电站仅2座 投运1-2年后发电量逐步增加，但均暂未达到设计值国外塔式光热电站实际发电量 3个吸热塔及汽轮机组，总装机量392MW，无储能
11、原预期年发电量1079GWh，最新供电协议中年发电量940GWh 2010年10月开工，2014年1月试运行，2014年2月正式投运美国Ivanpah水工质电站（DSG）数 据 来 源 于 ： 美 国 信 息 能 源 署 EIA官 网需4年学习期，发电量逐年提升，预计今年发电量达成率80%，2018年实现90%美国Crescent Dunes熔盐电站数 据 来 源 于 ： 美 国 信 息 能 源 署 EIA官 网 1个吸热塔及汽轮机组，总装机量110MW，储能10小时 预期年发电量500GWh 2011年9月开工，2015年9月试运行，2015年11月正式投运 因设备故障投运后8个月发电连续性
12、差，发电量低 2016年10月-2017年7月熔盐储罐泄露导致长时间停机维修 2016年7-9月三个月反推年发电量达成率67.47%西班牙Gemasolar熔盐电站数 据 来 源 于 ： 2014年 SOLARPACES北 京 ， Solarreserve公 布 数 据 2011年10月至2014年7月累计发电200GWh，其中因故障检修停运2个月实际发电32个月，平均年发电量约75GWh；原预期发电量110GWh， 发电量达成率68.2%；最新公布预期发电量80GWh，发电量达成率93.8% 1个吸热塔及汽轮机组，总装机量19.9MW，储能15小时 原预期年发电量110GWh，最新更新预期年
13、发电量80GWh 2009年2月开工，2011年5月试运行，2011年10月正式投运 2016年底，熔盐储罐基础及罐底损坏导致长时间停运维修 设计值（预期发电量）偏高 吸热器及热电年均效率设计值偏高 考虑因素不全导致弃光率设计偏低（SAM软件） 镜面清洁度考虑偏乐观 设备故障多，停运保养或检修时间长 运营维护技术不足 不同工况转换过程中弃光多 运营策略未优化导致子系统或关键装备效率低 厂用电率高，导致上网发电量减少 极端气候下特殊工况影响发电量 大风天气对镜场、吸热塔等影响预估不足 冰雪等极端天气后恢复时间长造成弃光率增加影响实际发电量的因素 自主知识产权全流程核心技术及装备 大规模定日镜聚光
14、集热技术 智能定日镜、控制系统等硬件、软件 太阳能热发电能量系统设计与优化 高温熔盐吸热、蓄热、换热技术和关键装备 塔式光热整体系统集成技术 设备高可靠性、低故障率及快速检修技术 高寒高海拔地区环境适应性技术 基于4年多现场经验的运营维护及发电优化技术中控太阳能核心技术保证发电量 镜场聚光技术及装备 定日镜跟踪精度满足50MW、100MW远距离聚光要求 定日镜数量控制规模满足50MW、100MW镜场控制要求10MW技术在50MW/100MW电站的应用1.65mrad光斑在吸热器上的范围10MW项目吸热器（设计偏大） 100MW项目吸热器50MW项目吸热器12.5m15.5m 21m20m5.8
15、m 5.4m0.51m 1.68m 2.83m塔高 80m 200m 240m最远定日镜距离 300m 1000m 1700m 高温熔盐热力工艺及装备 温度、压力等关键参数没有明显差异 难点：50MW/100MW电站吸热器、熔盐储罐体积的增加 汽轮发电工艺及运营维护技术没有明显差异10MW电站验证的聚光、熔盐吸热储换热及发电技术均适用50MW及以上规模指标 300MW亚临界火电机组 600MW超临界火电机组 1000MW超超临界火电机组蒸汽参数 16.7MPa/537/537 24.2MPa/566/566 27.1MPa/600/600指标 10MW高压光热机组 50MW超高压光热机组 10
16、0MW超高压光热机组蒸汽参数 8.83MPa/510 14.0MPa/540/540 14.0MPa/550/55010MW技术在50MW/100MW电站的应用 光热电站常见问题及解析 经济性问题 发电量问题 中控德令哈太阳能光热电站运行数据分析 目 录中控德令哈10MW熔盐储能电站概况指标 参数占地面积 250000m2年DNI 1950kWh/m2镜场采光面积 63000m2，其中2m2，21500台；20m2，1000台设计点（春分日）发电效率 15.9%熔盐最高工作温度 568过热器出口蒸汽参数 8.83MPa，510最大上网发电功率 8MW无日照储能时长 2小时年均效率 7.65%设
17、计年发电量 940万kWh中控德令哈10MW电站月发电数据实际发电量 理论发电量 发电量达成率=实际/理论发电量单位：万kWh 84.7% 82.5% 98.7% 95.2% 92.2% 84.6% 82.8% 93.9% 97.7% 95.2% 95.4% 96.4%9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月平 均 95.7%中控德令哈10MW电站持续稳定发电能力 2016年8月21日至2017年8月20日运行稳定，累计发电量稳定持续增加 累计发电251天，累计发电量866万kWh，达到年设计发电量的92.1% 2017年4-8月最近五个月，10MW电站发电
18、量达成率为95.7%10MW电站效率分析及50MW电站发电量预估指标 10MW电站 50MW电站聚光效率（镜场效率*反射率*清洁度*截断效率） 68.9%（设计点） 60.4%（设计点）吸热器效率 82%（为适应2平方及20平方两种规格定日镜，吸热器表面积偏大设计） 88%储换热效率 98% 99%汽轮机效率/蒸汽参数 28.7%（8MW工况），年均效率仅25%-26% / 510，8.83MPa 43.1% / 540，13.2MPa（进口汽轮机效率可达45%）设计点效率 15.9% 22.7%（采用进口汽轮机可达23.7%）设计年发电量 940万kWh 1.46亿kWh（采用进口汽轮机可达
19、1.52亿kWh）采光面积 63000m2 542700m2年均效率 7.65% 13.8%（采用进口汽轮机可达14.4%）国内外塔式光热电站发电量及效率对比西班牙Gemasolar（2011.10） 美国 Ivanpah（2014.2） 美国Crescent Dunes（2016.2） 中控德令哈10MW（2016.8） 中控德令哈50MW装机量 19.9MW 392MW 110MW 10MW 50MW年DNI 2172kWh/m2 2717kWh/m2 2685kWh/m2 1950kWh/m2 1950kWh/m2总采光面积 3 0 4 7 5 0 m2 2 4 3 7 1 4 4 m2
20、 1 1 9 7 1 4 8 m2 63000m2 542700m2设计发电量 8000万kWh（更新后） 9.4亿kWh 5亿kWh 940万kWh 1.46亿kWh（进口汽轮机1.52亿kWh）实际发电量（最近统计年） 7500万kWh 7.52亿kWh（2016下半年及2017上半年） 8434万kWh （3个月） 866万kWh -年均效率（设计值/实际值） 12.1%/11.34% 14.2%/11.3% 15.5%/10.5%（3个月） 7.65%/7.05% 13.8%（进口汽轮机14.4%）发电量达成率 93.75% 80.04% 67.47% 95.7% 95%（3-6个月试运行后）总 结l 储能塔式光热电站经济性主要通过单位千瓦时投资或度电成本进行评估l 影响度电成本的核心因素是上网发电量l 相对槽式电站，塔式光热电站在光热和热电效率上都具有优势l 国外塔式光热电站受设计值偏高、故障率高等影响发电量暂未达到设计值l 中控太阳能掌握塔式高精度规模聚光和高温熔盐储热核心技术，具有高可靠性及环境适应性，10MW电站发电量与设计值偏差小于5%l 中控德令哈10MW储能电站持续稳定发电一年多，实现了技术和装备的全面现场验证，能够实现50MW/100MW示范项目的成功投运，并确保发电量达到设计目标谢 谢 ！
