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北京工业大学赵耀华:太阳能热发电是否真有发展前景?

来源:未知 编辑:秘书处 时间:2022年08月07日 18:08

先看看下面实际图片,很大一部分反光镜已不是躺平,就是照沟渠了。正如本人2016年就国家发改委发布第一批20个中标项目时提出的批评中所预测:所谓的太阳能集热发电,实际上90%是用燃气补热发电。是劳命伤财,套的是国家高电价补贴!

所谓太阳能热发电,就是将太阳光通过反射镜聚光或者透射镜聚光的方式转化为高温热,再通过生产蒸汽推动汽轮机发电,或者通过热气机(例如斯特林机)发电。

从发电效率看,由于光热发电系统从太阳光能转化为电能需要多个转换过程,即聚光—集热—发电,每个过程都有损失,比如聚光效率80—90%,集热效率60–75%,汽轮机发电效率约30%,因此最好的系统峰值效率低于20%。与光伏发电比,光热发电系统不仅效率低,关键是初投资高,自耗电大,运行维护成本极高,应该是一无是处。

可是一直以来我们的科学家们讲的主要故事就是:太阳能热发电可以通过储热来实现太阳能的连续发电(是要说太阳能热发电可以优于光伏发电)。另一个故事就是通过开发新技术来降低系统成本(故事里总是说光伏以前很贵,由于科技进步现在很便宜了,热发电也会这样),看似很科学、合理,比光伏发电更有前景,真的是这样的吗?

对于连续发电的故事,实际上很容易证伪。太阳能保证率一直以来就是太阳能利用的核心问题,众所周知的家用太阳能热水器,全白天集热后,一般只是傍晚30分钟到一个小时的洗浴用,对太阳能的保证率要求极低,这种场景比较适合太阳能集热。而对于需要连续使用的采暖,太阳能集热一直无法产业化,不仅因为成本高,关键太阳能的保证率太低,绝大部分时间要考其它方式补热,得不偿失。而对于集热要求高得多的热发电,太阳能的保证率更是极大问题。科学家们现在讲用熔融盐储热来实现连续发电的故事,这是不切实际的想象而已。首先,以每天八小时的平均光照功率来定义发电机组峰值功率来说,本身就需要配置大量的储热系统来平衡八小时内的光照的变化,那么,八小时之外,如果全部用储热来解决无太阳能时的发电问题,就得用3倍的聚光镜场及熔融盐来集热及储能,不仅这个投资是不可想象的,而且熔融盐的蓄放热过程效率低下,自耗能巨大,得不偿失。有人说,可不可以白天开机,晚上停机?肯定不能。蒸汽机发电系统的开机和停机过程都是巨大的能源浪费,每天的开停机让发电效率丧失殆尽。关于讲的第二个故事—通过技术研发来实现热发电成本的下降,这也是不切实际的。和光伏热电不一样,光伏技术进步可以大幅降低光伏电池材料成本及提高光伏发电效率,从而实现光伏发电成本的大幅降低,而光热系统几乎与科技进步没有关系,都是由大宗基础材料制作成的镜场与成熟的发电机系统构成,反而随着今后施工成本与基础材料的成本的逐步升高,光热发电成本只升不降。

国家发改委、科技部、科学院等从“十一五”开始就拨付大量经费研发太阳能光热发电技术及其产业化,现在效果如何?

国家发改委在2016年制定的上网收购电价为1.15元/度,是平价上网的光伏电价的3倍多,即使国家花这么大的代价收购光热发的电,2016年中标的20个太阳能热发电项目中现在实际建成的少的可怜,而真正投运的又少之又少。是何原因?  

我们设想一下:做为中标单位,用地估计不应该是问题,最大的问题在于补热的燃气成本,如果没有低价的燃气辅热,估计任何项目都会赔的一塌糊涂。众所周知,一方天然气大约可发4度电,如果燃气价格设定为4元/方,则燃气发电的基本成本为1元/度(不记设备成本),也就是说,所谓的光热电站如果大量采用燃气产热发电,卖给国家的价格为1.15元/度,就不会亏。如果太阳能热发电的中标单位与地方签订的燃气价格原低于4元/方,则即使太阳能使用量为零,也是躺着赚国家的钱。有些地方政府为了拉项目落地,不仅给了免费用地,也给了很低的燃气价格,这也是目前仅有的几个太阳能热发电可以运行的前提。由于热发电系统设施投资昂贵,远比直接燃气轮机或者联合循环发电投资高的多,即使使用的低价燃气,热发电系统也不一定盈利。

一个最简单直接的检验太阳能热发电是否可行的方法就是:补热用燃气的价格不得低于3元/方,且国有企业投资不得亏损。或者通过使用的燃气量及发电量就能校核实际的太阳能发电量。我相信都会现原形。

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