在过去的几十年里，印度电力行业发展突飞猛进，不仅发电量翻番，并且逐步从原有的煤电过渡到可再生能源发电。但这些变化可能会导致一系列的结果：一、燃煤热电厂的负荷因子降低至58%;二、在印度中央电力管理局(CEA)拟定的2022-2027年国家电力计划草案中燃煤电厂装机零增加;三、由于一些地区新增的太阳能光伏及风力集中发电的间歇性，导致整个电网输出不稳;四、太阳能光伏和风力发电调峰能力不足;五、传统能源发电公司业务遇冷。
目前，印度光伏电价最低达到了2.44卢比/KWh(约合0.26元/KWh)，创造了历史新低，光伏产业发展成效显著。
印度在光热发电领域虽也有所发展，但在过去一段时间始终没有成为焦点。然而，近期由沙特水电公司ACWA Power、上海电气集团、美国Bright Source等组成的联合体对迪拜水电局(DEWA)拟开发的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太阳能园区第一阶段200MW塔式光热发电项目投出历史最低价9.45美元/KWh(约合0.64元/KWh)，这一事件也引发了印度市场的关注。
据CSPPLAZA此前消息，DEWA招标时明确表示该200MW塔式光热发电项目不涵盖任何补贴，但该项目的土地使用费只是名义上收取，实际数额微乎其微。与此同时，该项目业主要求竞标方保证电站在运营期内每天的下午4点至次日上午10点都能正常运行发电。这意味着，预计由两个100MW的塔式发电机组构成的200MW Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太阳能园区光热发电项目将通过其大型熔盐储热系统，确保夜间电力的连续供应。
支持者们认为，此次0.64元/KWh的竞标价足以证明熔盐工质储能型光热发电的成本优于光伏加长效蓄电池的配置成本。
该消息在光热业界引起的热议对印度市场而言应该是个喜讯。由于各种原因，印度业内人士及其政府在初次涉足光热发电遭遇挫折后便进展迟缓，此消息有望重新燃起印度光热市场。
据悉，迪拜此次200MW塔式光热发电项目要求16小时的储能。印度方面表示若将储能设计时长降低至8小时(根据实际需要，晚间和上午各四小时)，可大幅度降低总成本并减小国内EPC成本压力。因此印度方面认为4.5-5卢比/KWh(约合0.47-0.53元/KWh)的电价是可以实现的，届时光热发电成本将可与印度现阶段燃煤发电厂成本媲美。
印度方面指出国内发展带储能光热发电项目有以下优点：一、光热发电属于清洁能源发电，符合国内目前电力发展形势;二、光热发电输出电力可分配;三、光热发电基于传统汽轮机技术，而印度恰恰在这方面技术成熟;四、整个设备的生产制造都可在国内加工完成;五、从制造、安装至运营的整个产业链都将推动就业;六、电网电力输出保持稳定。
此外，最大的益处在于光热发电的调峰能力。印度现今电力需求无需电厂24小时不间断的供给，事实上，和太阳能光伏发电装置耦合的200GW燃煤电厂基本上可以满足印度一天的用电需求，但用电高峰时段的调峰只有光热发电机组才可以有效实现。对印度而言，熔盐储热光热发电是现今成本最低的调峰选择。
然而，NTPC、NLC等一些印度公司此前的重点是推动光伏产业而非熔盐储能型的光热电站开发。印度政府主推的大型太阳能产业园事实上最适宜发展的是大规模的光热发电项目，光伏发电项目则适宜采用分布式开发。这是从中国光伏产业发展中可以得到的经验和教训，但印度现在似乎还在走中国的老路。
总之，在大型太阳能产业园规模化开发光热发电项目实施大电网输电，在村庄城镇布局分布式光伏发电项目实现就地消纳，两策并举才是推动印度能源结构向可再生能源调整的完美举措。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201707/19/136607.html
