近日，在2019第六屆中國(guó)國(guó)際光熱大會(huì)暨CSPPLAZA年會(huì)上，電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院副院長(zhǎng)孫銳就建設(shè)光熱發(fā)電基地有利于實(shí)現(xiàn)高比例新能源電力外送作了主題發(fā)言。
孫銳在發(fā)言中指出，光熱發(fā)電主要有以下幾點(diǎn)優(yōu)勢(shì)：第一，出力穩(wěn)定，可連續(xù)發(fā)電;第二，可根據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷需求調(diào)峰;第三，作為同步發(fā)電機(jī)電源，可為系統(tǒng)提供短路容量，具備電壓支撐能力;第四，可參與一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，并為系統(tǒng)提供轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，增強(qiáng)系統(tǒng)穩(wěn)定性。
同時(shí)，孫銳就通過(guò)我國(guó)規(guī)劃建設(shè)的西電東送電力通道，實(shí)現(xiàn)高比例新能源電力外送給出了四種方案，即：煤電+風(fēng)電+光伏;少量煤電+風(fēng)電+光伏+電儲(chǔ)能;少量煤電+風(fēng)電+光熱發(fā)電;光熱發(fā)電+風(fēng)電。數(shù)據(jù)分析顯示，通過(guò)有序建設(shè)太陽(yáng)能光熱發(fā)電基地，充分利用這些電力外送通道，采用光熱發(fā)電全部替代燃煤發(fā)電，外送新能源電力比重可達(dá)到100%，而且經(jīng)濟(jì)性更好。
孫銳表示，根據(jù)我國(guó)能源發(fā)展戰(zhàn)略，要實(shí)現(xiàn)電力保障，必須要有可靠、靈活的電源或是儲(chǔ)能電站提供電力保障。在新能源電力中，光熱發(fā)電可以提供相應(yīng)的電力保障，且其具有調(diào)節(jié)的靈活性，在未來(lái)高比例新能源裝機(jī)的條件下，光熱發(fā)電必將發(fā)揮其應(yīng)有的作用。
更多精彩內(nèi)容，請(qǐng)閱讀下面刊出的孫銳的演講全文：
各位專家大家上午好!我今天主要匯報(bào)的內(nèi)容包括：第一，我國(guó)電力發(fā)展現(xiàn)狀和趨勢(shì);第二，光熱發(fā)電的優(yōu)勢(shì);第三，電力外送方案對(duì)比分析;第四，總結(jié)。
第一部分，關(guān)于我國(guó)能源發(fā)展現(xiàn)狀和戰(zhàn)略目標(biāo)。
2018年，全國(guó)能源消費(fèi)總量為46.4億噸標(biāo)準(zhǔn)煤，其中非化石能源消費(fèi)占比達(dá)14.3%。按照我國(guó)能源發(fā)展戰(zhàn)略——逐步采用非化石能源替代化石能源，計(jì)劃于2020年非化石能源在一次能源消費(fèi)占比中達(dá)到15%，2030年達(dá)到20%，2050年達(dá)到50%。在非化石能源中，非化石能源電力占比超過(guò)90%，那么要完成我國(guó)非化石能源發(fā)展戰(zhàn)略目標(biāo)，重點(diǎn)在于非化石能源發(fā)電。
關(guān)于我國(guó)電力發(fā)展現(xiàn)狀。2018年，全國(guó)電源總裝機(jī)19億千瓦，非化石能源發(fā)電裝機(jī)占比達(dá)40.7%，其中太陽(yáng)能發(fā)電占比達(dá)到9.2%;2018年全國(guó)總發(fā)電量6.99萬(wàn)億千瓦時(shí)，非化石能源發(fā)電量占比30.4%，其中太陽(yáng)能發(fā)電量占比僅為2.5%。由此可以看出來(lái)，非化石能源發(fā)電裝機(jī)占比(尤其是太陽(yáng)能發(fā)電)與發(fā)電量占比之間有很大的落差。目前，太陽(yáng)能發(fā)電主要是光伏發(fā)電，其平均利用小時(shí)數(shù)是1212小時(shí)。但是，我國(guó)非化石能源戰(zhàn)略要靠發(fā)電量，而非裝機(jī)量。
國(guó)家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命戰(zhàn)略(2016-2030)》提出，到2030年非化石能源發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重力爭(zhēng)要達(dá)到50%。按照這些能源發(fā)展戰(zhàn)略目標(biāo)，由中國(guó)電科院周孝信院士率領(lǐng)的課題組對(duì)未來(lái)的電力構(gòu)成進(jìn)行了預(yù)測(cè)。
按照周孝信院士課題組的預(yù)測(cè)，到2030年太陽(yáng)能發(fā)電量的占比近10%，太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)達(dá)到5.73億千瓦，占比達(dá)到20%;2050年太陽(yáng)能發(fā)電量占比將達(dá)到27%，太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)達(dá)到21.576億千瓦，占比將達(dá)到41%;2030年太陽(yáng)能發(fā)電與風(fēng)電的裝機(jī)容量之和將達(dá)到10億千瓦，占比達(dá)到35%;2050年太陽(yáng)能發(fā)電與風(fēng)電的裝機(jī)容量之和將達(dá)到36億千瓦，占比將達(dá)到68%。
如此高比例的新能源裝機(jī)容量，由誰(shuí)來(lái)保證電力的可靠供給?這是一個(gè)非常嚴(yán)峻的問(wèn)題。目前，光伏和風(fēng)電只能作為電量的補(bǔ)充，電力的保障要靠煤電，而按照預(yù)測(cè)，煤電到2030年裝機(jī)將下降到9億千瓦，2050年下降到4億千瓦，誰(shuí)來(lái)做電力保障?這個(gè)問(wèn)題必須要解決。所以，我們必須要有可靠、靈活的電源或是儲(chǔ)能電站提供電力保障。在新能源電力里面，光熱發(fā)電和生物質(zhì)發(fā)電是可以提供這樣的電力保障的，而且它具有調(diào)節(jié)的靈活性，所以在未來(lái)高比例新能源裝機(jī)的條件下，光熱發(fā)電和生物質(zhì)發(fā)電必將發(fā)揮其應(yīng)有的作用。
第二部分，光熱發(fā)電的優(yōu)勢(shì)。
光熱發(fā)電是首先把光變成熱，再通過(guò)熱能轉(zhuǎn)化產(chǎn)生高溫高壓蒸汽，帶動(dòng)汽輪機(jī)組發(fā)電，關(guān)鍵在于其配置儲(chǔ)熱系統(tǒng)。在夏季，光熱發(fā)電基本可以連續(xù)24小時(shí)發(fā)電，當(dāng)然，在中午時(shí)段或者晚高峰后可以降低出力(前提是不棄光)，這樣可以為光伏和風(fēng)電讓路。按照目前的可再生能源法，可再生能源應(yīng)該是100%收購(gòu)的，但是為什么風(fēng)電、光伏做不到?因?yàn)槠潆娏ζ焚|(zhì)達(dá)不到電網(wǎng)的要求，給電網(wǎng)造成很大的沖擊，盡管有法律的保障，但是它在技術(shù)層面是無(wú)法保證的。光熱發(fā)電是有保障的，是可以替代燃煤機(jī)組的，而光伏和風(fēng)電則無(wú)法替代燃煤機(jī)組。光熱發(fā)電的熔鹽儲(chǔ)能系統(tǒng)可以保證其實(shí)現(xiàn)電力供應(yīng)，按照當(dāng)前的可再生能源法，光熱發(fā)電應(yīng)該要100%收購(gòu)，其電力品質(zhì)是有技術(shù)做保障。
光熱發(fā)電還可以發(fā)揮調(diào)峰作用，但前提是需要有相應(yīng)的調(diào)峰電價(jià)。目前，1.15元/千瓦時(shí)的電價(jià)是可利用調(diào)度電價(jià)，按照整個(gè)生命周期25年可用的調(diào)度、投資資本回報(bào)率10%測(cè)算的電價(jià)。因此，光熱發(fā)電可以用來(lái)調(diào)峰，但是調(diào)峰電價(jià)就不一定按照1.15元/千瓦時(shí)，而是不同時(shí)間采取不同的電價(jià)。那么，光熱電站整個(gè)25周年的生命周期內(nèi)，每個(gè)小時(shí)的電價(jià)是多少?我們需要有法律保證，如果做不到這一點(diǎn)，電價(jià)便沒(méi)有保障。同時(shí)，電力輔助服務(wù)是隨著電力市場(chǎng)的變化而不斷調(diào)整的，如果沒(méi)有相應(yīng)的購(gòu)電協(xié)議，投資回報(bào)是無(wú)法預(yù)測(cè)的，這樣銀行也不可能提供貸款，那么光熱電站的建設(shè)無(wú)從談起。
光熱發(fā)電在春秋季節(jié)的調(diào)控作用更加明顯，它完全可以按照電力負(fù)荷的需求，實(shí)現(xiàn)從早高峰一直到晚高峰的出力，這樣對(duì)光伏和風(fēng)電更有利。因?yàn)槲覈?guó)所處緯度較高一點(diǎn)，光熱電站冬季每日的發(fā)電量通常是夏季一半的發(fā)電量，白天進(jìn)行儲(chǔ)能，晚高峰開(kāi)始發(fā)電。若遭遇極端天氣，譬如連續(xù)幾天沙塵暴，在沒(méi)有光照的條件下，儲(chǔ)能便無(wú)法實(shí)現(xiàn)。
但是，光熱發(fā)電機(jī)組在極端氣象條件下，系統(tǒng)缺少發(fā)電功率時(shí)，利用天然氣加熱熔鹽或?qū)嵊捅憧蓪?shí)現(xiàn)機(jī)組運(yùn)轉(zhuǎn)，備用成本非常低。對(duì)于光伏來(lái)講，即使配置蓄電池儲(chǔ)能，如果遇到類似情況，就不能夠發(fā)揮應(yīng)急作用了，此時(shí)我們不可能備整臺(tái)的燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組，常年不發(fā)電只是為了應(yīng)急，這樣備用成本太高了。所以，這也是光熱發(fā)電的優(yōu)勢(shì)，即便沒(méi)有光照條件仍然可以發(fā)揮應(yīng)急作用。
在這里，我想總結(jié)一下光熱發(fā)電的幾個(gè)主要優(yōu)勢(shì)：第一，出力穩(wěn)定，可連續(xù)發(fā)電;第二，可根據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷需求調(diào)峰;第三，作為同步發(fā)電機(jī)電源，可為系統(tǒng)提供短路容量，具備電壓支撐能力;第四，可參與一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，并為系統(tǒng)提供轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，增強(qiáng)系統(tǒng)穩(wěn)定性。
接下來(lái)，我想對(duì)比一下光熱發(fā)電和光伏發(fā)電。若光伏要作為調(diào)力保證的電源，一般要配置至少6小時(shí)的儲(chǔ)能，才能滿足晚高峰的電力需求。從發(fā)電量上來(lái)講，同容量的光熱發(fā)電機(jī)組的發(fā)電量是光伏發(fā)電的2.5倍，即一座裝機(jī)100MW的光熱電站的發(fā)電量相當(dāng)于裝機(jī)250MW的光伏電站再配置100MW電功率儲(chǔ)能6小時(shí)(配置60萬(wàn)千瓦時(shí)的儲(chǔ)能)的發(fā)電量。經(jīng)過(guò)這樣的對(duì)比，我們可以看到它的經(jīng)濟(jì)性。目前，經(jīng)過(guò)幾年的發(fā)展，光熱發(fā)電的上網(wǎng)電價(jià)已經(jīng)降到了約1.05元/千瓦時(shí)，現(xiàn)在光伏加蓄電池的電價(jià)約1.233元/千瓦時(shí)。
關(guān)于光熱發(fā)電的調(diào)峰作用。以新疆電網(wǎng)為例進(jìn)行模擬計(jì)算，如果目前新疆的電網(wǎng)裝設(shè)100萬(wàn)千瓦光熱發(fā)電機(jī)組，可以減少棄風(fēng)棄光電量10%;裝設(shè)500萬(wàn)千瓦光熱發(fā)電機(jī)組，可以減少棄風(fēng)棄光電量37.6%。
關(guān)于光熱發(fā)電的調(diào)頻作用。以西北電網(wǎng)為例，如果關(guān)停1200萬(wàn)千瓦的火電燃煤機(jī)組，采用等容量的新能源裝機(jī)替代，有兩種方案：一種是新增1200萬(wàn)千瓦的光熱發(fā)電;另一種是新增1200萬(wàn)千瓦的風(fēng)電和光伏。如果有一臺(tái)35萬(wàn)千瓦燃煤機(jī)組突然跳閘，通過(guò)模擬計(jì)算可以看出，在光熱發(fā)電機(jī)組轉(zhuǎn)動(dòng)慣量的支撐下，系統(tǒng)能夠維持頻率穩(wěn)定。
第三部分，電力外送方案對(duì)比分析。
在我國(guó)規(guī)劃的光熱發(fā)電基地區(qū)域，已投運(yùn)和規(guī)劃建設(shè)多個(gè)特高壓電力外送通道，這些區(qū)域也是我國(guó)光資源、土地資源比較豐富的地區(qū)，那么，如何利用這些電力外送通道實(shí)現(xiàn)更高比例的可再生能源輸送呢?有序建設(shè)太陽(yáng)能發(fā)電基地，充分利用這些電力外送通道，輸送可再生能源電力。
下面，我們通過(guò)不同的方案來(lái)對(duì)比分析：方案一：煤電+風(fēng)電+光伏，這是目前采用的方案;方案二：少量煤電+風(fēng)電+光伏+電儲(chǔ)能;方案三：少量煤電+風(fēng)電+光熱發(fā)電;方案四：光熱發(fā)電+風(fēng)電。
以±800kV的特高壓直流外送通道為例，選擇新疆哈密地區(qū)外送電力到江蘇，設(shè)計(jì)輸電功率800萬(wàn)千瓦，為保證受電地區(qū)的供電可靠性，電源配置原則為：可靠電源功率不低于600萬(wàn)千瓦，年輸電量約440億千瓦時(shí)。
方案一中，參考國(guó)內(nèi)目前類似的直流外送通道，配置煤電600萬(wàn)千瓦，風(fēng)電800萬(wàn)千瓦，光伏150萬(wàn)千瓦。這樣計(jì)算下來(lái)，通道新能源電量占比44.2%。酒泉-湖南特高壓輸電工程中，燃煤發(fā)電占比60%，現(xiàn)在已經(jīng)棄光棄電率高達(dá)12.5%了，因此，再增加新能源的配比，棄光棄電率還要上升。這種方案中，無(wú)碳捕捉和儲(chǔ)存(CCS)的情況下，不含稅綜合度電成本為318.7元/MWh，有CCS就會(huì)上漲到471.64元/MWh。
方案二中，風(fēng)電裝機(jī)容量同樣考慮800萬(wàn)千瓦，煤電裝機(jī)減少到200萬(wàn)千瓦，為保證與方案一同樣的送電電量和電力可靠性，需配置1000萬(wàn)千瓦光伏和功率為400萬(wàn)千瓦的儲(chǔ)能系統(tǒng)(儲(chǔ)能6小時(shí))。這樣算下來(lái)，新能源發(fā)電量占比就可以提升到78.4%，在沒(méi)有CCS的情況下，其不含稅綜合度電成本為395.9元/MWh，有CCS則上漲到456.7元/MWh。
方案三中，采用光熱發(fā)電替代光伏發(fā)電及電儲(chǔ)能，配置方案為200萬(wàn)千瓦燃煤裝機(jī)、800萬(wàn)千瓦風(fēng)電、400萬(wàn)千瓦光熱發(fā)電。這樣計(jì)算下來(lái)，新能源占比78.5%，和第二個(gè)方案基本相當(dāng)，在沒(méi)有CCS的情況下，其不含稅綜合度電成本為387.8元/MWh，有CCS則上漲到448元/MWh。
方案四中，采用光熱發(fā)電替代全部煤電機(jī)組，配置600萬(wàn)千瓦光熱發(fā)電，800萬(wàn)千瓦風(fēng)電。這種方案中不涉及燃煤機(jī)組，因此和CCS不相關(guān)，其不含稅綜合度電成本為436.1元/MWh。(注：上述成本預(yù)算是到按照2030年，包括光熱電價(jià)、光伏和蓄電池儲(chǔ)能電價(jià)都在下降的結(jié)果來(lái)算的。)
從這四種方案中我們可以看出，在目前這種輸電模式下(第一種方案)，新能源的電量占比約為44%，再提高就很難了。煤電在沒(méi)有CCS的情況下，發(fā)電成本是最低的，有了CCS以后成本大幅上升。
方案三與方案二對(duì)比，在相同的煤電和風(fēng)電裝機(jī)容量條件下，配置光熱發(fā)電機(jī)組方案比配置光伏+電儲(chǔ)能方案的經(jīng)濟(jì)性更好。雖然光伏發(fā)電的成本低于光熱發(fā)電，但是為保障通道電力供應(yīng)的可靠性，需要配置較大規(guī)模的電儲(chǔ)能，而電儲(chǔ)能的造價(jià)高，壽命周期短，使光伏+電儲(chǔ)能方案的經(jīng)濟(jì)性下降。
方案四與方案三對(duì)比，煤電采用CCS后，燃煤發(fā)電成本大幅增加，采用光熱發(fā)電全部替代燃煤發(fā)電，外送新能源電力比重可達(dá)到100%，而且經(jīng)濟(jì)性更好。
總體而言，采用煤電+風(fēng)電+光伏的電源配置方案，輸送新能源電力的比重難以繼續(xù)提高;增設(shè)光熱發(fā)電裝機(jī)以后，相比光伏+儲(chǔ)能的配置方案，它在輸電的可靠性和經(jīng)濟(jì)性上更好;若采用光熱發(fā)電替代全部的燃煤機(jī)組，則可實(shí)現(xiàn)100%的新能源電力輸送，其經(jīng)濟(jì)性是最好的。
第四部分，我想簡(jiǎn)單總結(jié)一下。
首先，光熱發(fā)電機(jī)組可以實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定可靠的電力輸出，調(diào)節(jié)性能優(yōu)越，可以作為電力系統(tǒng)中的主力機(jī)組承擔(dān)基本負(fù)荷，也可以作為調(diào)峰機(jī)組承擔(dān)高峰負(fù)荷，可參與電力系統(tǒng)的一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，并能減少電力系統(tǒng)對(duì)儲(chǔ)能電站容量的需求。
其次，如果新能源電力只作為電力系統(tǒng)的補(bǔ)充，那么不需要運(yùn)行光熱機(jī)組，但如果新能源裝機(jī)容量高比例得以實(shí)現(xiàn)，并承擔(dān)電力保證，那么光熱發(fā)電就可以發(fā)揮其價(jià)值了。光熱發(fā)電替代的不是光伏(光熱和光伏是互補(bǔ)的關(guān)系)，而是電力系統(tǒng)的儲(chǔ)能。相比光伏發(fā)電配置電池儲(chǔ)能系統(tǒng)，光熱發(fā)電機(jī)組不僅能為電力系統(tǒng)提供轉(zhuǎn)動(dòng)慣量的支持，有利于維持系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定，而且在極端天氣情況下，可以作為天然氣應(yīng)急發(fā)電機(jī)組使用。
第三，結(jié)合我國(guó)西電東輸戰(zhàn)略，在西北的電力外送通道送出端配置光熱發(fā)電機(jī)組，替代燃煤機(jī)組，可顯著提升通道的可再生能源電力比重，與配置光伏+蓄電池電站相比，具有更好的可靠性和經(jīng)濟(jì)性。
謝謝大家!
