在過去的幾十年里，印度電力行業發展突飛猛進，不僅發電量翻番，并且逐步從原有的煤電過渡到可再生能源發電。但這些變化可能會導致一系列的結果：一、燃煤熱電廠的負荷因子降低至58%；二、在印度中央電力管理局（CEA）擬定的2022-2027年國家電力計劃草案中燃煤電廠裝機零增加；三、由于一些地區新增的太陽能光伏及風力集中發電的間歇性，導致整個電網輸出不穩；四、太陽能光伏和風力發電調峰能力不足；五、傳統能源發電公司業務遇冷。

 

目前，印度光伏電價最低達到了2.44盧比/KWh（約合0.26元/KWh），創造了歷史新低，光伏產業發展成效顯著。

 

印度在光熱發電領域雖也有所發展，但在過去一段時間始終沒有成為焦點。然而，近期由沙特水電公司ACWA Power、上海電氣集團、美國Bright Source等組成的聯合體對迪拜水電局（DEWA）擬開發的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太陽能園區第一階段200MW塔式光熱發電項目投出歷史最低價9.45美元/KWh（約合0.64元/KWh），這一事件也引發了印度市場的關注。

 

據CSPPLAZA此前消息，DEWA招標時明確表示該200MW塔式光熱發電項目不涵蓋任何補貼，但該項目的土地使用費只是名義上收取，實際數額微乎其微。與此同時，該項目業主要求競標方保證電站在運營期內每天的下午4點至次日上午10點都能正常運行發電。這意味著，預計由兩個100MW的塔式發電機組構成的200MW Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太陽能園區光熱發電項目將通過其大型熔鹽儲熱系統，確保夜間電力的連續供應。

 

支持者們認為，此次0.64元/KWh的競標價足以證明熔鹽工質儲能型光熱發電的成本優于光伏加長效蓄電池的配置成本。

 

該消息在光熱業界引起的熱議對印度市場而言應該是個喜訊。由于各種原因，印度業內人士及其政府在初次涉足光熱發電遭遇挫折后便進展遲緩，此消息有望重新燃起印度光熱市場。

 

據悉，迪拜此次200MW塔式光熱發電項目要求16小時的儲能。印度方面表示若將儲能設計時長降低至8小時（根據實際需要，晚間和上午各四小時），可大幅度降低總成本并減小國內EPC成本壓力。因此印度方面認為4.5-5盧比/KWh（約合0.47-0.53元/KWh）的電價是可以實現的，屆時光熱發電成本將可與印度現階段燃煤發電廠成本媲美。

 

印度方面指出國內發展帶儲能光熱發電項目有以下優點：一、光熱發電屬于清潔能源發電，符合國內目前電力發展形勢；二、光熱發電輸出電力可分配；三、光熱發電基于傳統汽輪機技術，而印度恰恰在這方面技術成熟；四、整個設備的生產制造都可在國內加工完成；五、從制造、安裝至運營的整個產業鏈都將推動就業；六、電網電力輸出保持穩定。

 

此外，最大的益處在于光熱發電的調峰能力。印度現今電力需求無需電廠24小時不間斷的供給，事實上，和太陽能光伏發電裝置耦合的200GW燃煤電廠基本上可以滿足印度一天的用電需求，但用電高峰時段的調峰只有光熱發電機組才可以有效實現。對印度而言，熔鹽儲熱光熱發電是現今成本最低的調峰選擇。

 

然而，NTPC、NLC等一些印度公司此前的重點是推動光伏產業而非熔鹽儲能型的光熱電站開發。印度政府主推的大型太陽能產業園事實上最適宜發展的是大規模的光熱發電項目，光伏發電項目則適宜采用分布式開發。這是從中國光伏產業發展中可以得到的經驗和教訓，但印度現在似乎還在走中國的老路。

 

總之，在大型太陽能產業園規模化開發光熱發電項目實施大電網輸電，在村莊城鎮布局分布式光伏發電項目實現就地消納，兩策并舉才是推動印度能源結構向可再生能源調整的完美舉措。