我国为何要建多能互补项目？光热电站在系统中发挥哪些作用？

 

西北电力设计院新能源开发分公司主任工程师兼设总王莹玉女士主要负责可再生能源的开发和执行，并且主持玉门花海、酒泉等地区的光热规划，在光热及多能互补领域经验非常丰富。

在此前召开的CSP Focus光热发电创新大会上，王总发表了题为“基于太阳能光热发电的多能互补方式探讨”的专题报告，以下为具体内容分享：

主要是从几个方面来跟大家分享：一是为什么要建多能互补这样的一个项目，由什么来决定的，多能互补系统到底包含了什么?意义在哪里?光热电站在这个系统里面主要起哪些作用?第二是多能互补系统的含义。三是光热电站在多能互补系统中的作用。

第一，为什么要建多能互补项目?

首先由国家能源结构的调整、化石能源的不可持续性决定的，我们国家化石能源占比比较高，化石能源我们知道它是不可持续的、不可再生的，它在一次能源消费中的占比决定了我们国家能源转型的迫切性，也就是说提高可再生能源比例迫切性。同时在化石能源的占比比较高的情况下，环境问题比较突出，所以催生我们提高可再生能源比例的要求。

其次，我们国家单位GDP的能耗远没有达到世界的平均水平，同时跟发达国家的水平差别比较大。我们国家在巴黎协定里面对将来低碳、绿色、发展的政策上要求，所以这就呼吁着我们要发展可再生的清洁能源。

那么我们国家能源结构发展趋势是什么呢?

我们国家的非化石能源根据《能源生产和消费革命战略2016到2030》的战略里面，从我们国家情况看，我们国家确定目标是在2030年非化石能源占一次能源消费比重达到20%。也就是说我们能源结构发展趋势就是发展可再生的清洁、低碳的能源。

这是我们国家截止2017年统计出来的新能源，刚才说的是可再生能源里面含有水能，统计出来2017年新能源发展累计装机仅仅是风电和光伏，截止2017年我们国家风电和光伏总装机容量占到全国电源总装机17%，尤其是“十三五”头两年，也就是2016年以来的连续两年，我们国家风电和光伏新增装机首次超过了火电新增装机。

新能源发电量占比持续走高，持续走高同时带来了一个问题，由于我们国家的电力结构70%以煤电为主，煤电的调峰能力有一定限制，所以带来我们国家比较严重的弃风、弃光的现象。可以看到虽然新能源发电现在装机已经达到了17%，但是新能源在2017年发电量只占总发电量的6.6%，可以看出来年利用小时风电和光伏比较低。

右下角这张图是2017年我们国家电源结构，可以看出来火电占了62%，依然是比重最大的一种能源形式，水电是19%，风电和光伏加在一起是17%，还有一些核电，光热装机比较小，可能不太能够显出它的重要性。

因为大力发展了风电和光伏以后，同时水电、气电一些调峰比较灵活的电源形式容量占比比较小带来了弃风弃光问题的严重性，同时造成弃电还有一个重要的原因就是，从这张图上可以看到我们国家的资源条件，我们可以看得到绿色部分是我们国家风能、水能和太阳能比较富集的地区，基本上分布在西部和北部，我们国家的负荷重心是在中东部，也就是经济发达地区。

新能源发展的初期时候肯定是在资源最好的地方发展，也就是说在西北部集约型的发展，同时带来了比较严重的弃风、弃光。紧接着进入发展阶段的时候重心移到了中东部，进行了分布式能源的开发。但是因为中东部的资源其实有限，包括风能、水能和太阳能，所以大规模的大基地的新能源风电和光伏的开发一定是在我们的西北部地区。

西北部地区资源丰富，但是负荷又比较低，无法就地消纳，所以就造成了就地消纳不能够满足要求就造成了弃，就要外送。由于我们资源与负荷分配地域不均衡性，造成现在国家的西电东送，南电北供的电力发展基本格局。那么外送电源仅靠风电、光伏电源组成，由于他的可调能力差、仅有电量效应而无电力效应，不能作为外送通道的支撑电源，由此也就催生出我们要进行多种能源互补的外送通道的电源组成结构。

我们这些特高压外送通道从青海、甘肃、新疆向中东部地区送电的时候，出现了一个基荷电源选择问题，常规用煤电作为基荷电源，作为主力电源外送通道里面。酒湖直流当时要新建四台100万的燃煤机组，网间调度200万的燃煤机组，这样作为主力电源搭载风电、光伏等可再生能源外送，就是酒泉的新能源基地的风电和光伏的外送。因为是2017年去年投运，截止到目前为止，这条外送通道的设计能力是800万千瓦，截止目前仅仅能够送到200万千瓦。

这里面有很多问题，一个是风电机组暂态压升不能满足现在直流换向失败以后造成的电压抬升。还有一个问题是河西走廊网架瓶颈使送出受限，整个河西地区的网间调度还不是能够支撑酒湖直流送电的可靠性。经过一系列的改造，预计到2020年能达到400万，也就是这个时候依然不能达到线路送出的设计能力。还有一个原因就是除了刚才我说的那两条原因，还有一条是我们现在的煤电的停建和缓建。四台100万机组，新建的两台，还有缓建的两台，后面缓建的这两台还不知道什么时候能建，这时候搭载的主力电源就会缺失。

光热电站在这里面是否可以起到这样一个作用，这也是我们讨论不同的能源形式之间优势互补的一个比较重要的原因。

这是我们国家随着可再生能源的发展出现的一系列的问题，我们国家能源局综合司2016年就提出来了一种新型的能源开发模式，关于申报多能互补集成优化示范工程的一个通知，2017年国家能源局公布首批的多能互补示范项目，一共有23个项目，其中有6个项目我们有幸参与了。

第二，多能互补系统的含义。

整个电力系统结构决定了我们电力系统一边有电源，中间有电网，另外一侧是需求侧，也就是负荷侧，多能互补因为这样的电力系统结构可以分成两种类型，一种是在供给侧，供给侧就是电源侧，风、光、水、火、储，各种电源形式的多能优势互补。另外一种是终端，在用能侧，用水、用电、用气，热电冷气等等的一些能源阶梯化利用，这样子可以提高我们能源的能耗水平，也就是可以使我们国家的单位GDP的能耗水平进一步的降低，这是两种类型的多能互补形式。

说到多能互补的要素，我们知道多能互补有源、有网、有荷，怎么把这些东西串联起来，耦合起来，把这些东西集成起来那就需要储，储能是可以把各种电源耦合起来，或者把各种负荷耦合起来，而且电网侧也可以加一些储能作为调峰作用的工具。

多能互补集成系统里面技术发展趋势，这里面我说的是电源侧，在电源侧多能互补技术发展趋势，主要是如何来配比各种电源类型的容量，也就是说风光水火储要进行优化，模拟计算出模型，这样搭配出一个更合理的、更优的多能互补的模型。还有一个比较重要的，整个多能互补系统里面优化调度和控制技术，这是目前为止我们亟待解决和发展的一个技术发展方向。

第三，光热电站在多能互补系统中的作用。

今天早上包括下午一直在说光热电站的调峰作用，光热电站恰恰是因为它有了储热系统，具备这样的调峰能力，所以光热发电可以在我们多能互补系统里面起到一个主力电源的身份。

这张图有很多嘉宾都在分享，这是我们根据DNI值模拟出来的一个塔式熔盐的出力特性，包括储热量和光学效率等，可以看到黑虚线是储罐的储热容量，其实在没有储满的时候完全可以进行调峰，储满以后进行调峰可能就弃光了，这是今天下午一直在说的问题。光热电站可以根据不同的系统运行情况，可以进行降出力调峰，这是没有任何问题的，同时启停调峰成本比较低，仅仅消耗一些电量，有一些天然气的气量，同时还可以进行平移调峰，削峰填谷，光伏大发的时候储起来，这样进行一个平移调峰。

多能互补系统里面不仅仅局限于光热，整个多能互补系统起耦合作用的储能系统，现在常见的储能系统有机械类和电化学类的储能，在我们国家储能系统占比比较高的是抽水蓄能，虽然它具有调节容量比较大，调节速度比较快，这是一个优势，同时它又受地域和径流量的影响，不是我们想在哪里建就可以建的。

电化学储能，这几年发展势头还是比较快的。这里面电化学储能有两种类型，一种可以作为功率型的电池，这样子它有两个作用，一个可以放在光伏或者风电的电源点，可以使我光伏和风电的出力曲线进行平滑，这样子可以更好的适应调度对我的出力电能质量的要求。还有一个就是可以削峰填谷，放在电网也好，放在电源点也好，可以吸纳一部分的弃电。但是电池一个是目前成本比较高，再一个可能五到七年要更换一次，这样大规模的被我们电站淘汰掉的电池将来怎么回收利用，这将来也是一个比较严重的问题。

压缩空气储能，目前压缩空气储能一个是成本造价问题，而且并没有大规模、大容量的应用，仅仅是一些实验室，或者是一些示范电站小容量的应用，应用不是很成熟。光热电站储能系统，早上大家介绍了很多，目前为止主要的储能系统依然是熔盐储能系统。

从电源测研究多种电源互补形式，这是一个实际案例，目标是可以使多种能源组合的出力对电网造成调峰压力最小的一条曲线，从网端看，我认为它就是一个比较好的同步机的电源出力。这里面要做优化的时候可能有一些考虑。

首先如果光热电站不作为调峰机组，仅仅作为单一电源，那我们的储能容量、储能时长都是按照度电成本最优来控制的。但是这样不能发挥光热电站在多能互补中的优势。

如果光热电站作为调峰电源，在多能互补系统里进行应用，我们可能不仅仅考虑单一的某一个电源，我们要从整个系统，也就是说从整个风电、光伏，整个系统里所有电源的角度整体来考虑我们这个电站的经济性，当然是在保证我们技术可靠、安全运行的前提下，我们要根据当地的资源情况，比如说我现在是风电光伏+光热+电储能，我们就要搜集这个地区同时段、同时刻风资源，还要有总辐射资源，DNI等，把同时刻资源收集起来这样才可以知道所有电源在同一时刻每一年8760个小时的出力，这样子就知道在电源耦合上我们最后会耦合出什么样的出力。同时还要考虑负荷的情况，负荷对我的要求是什么样子，这样子综合考虑才可以出来整个多能互补系统里面各个电源的容量配比。

各个电源容量配比，在考虑技术的前提下还要考虑经济性，目前还有两种方式，一种是按照风电、光伏、光热现行的标杆电价来做，我们知道光热电价比较高，风电和光伏电价可能略微低一些，这样会整体考虑一个收益，就是满足技术可行的情况下，以这样的经济模型我们去配我们的风电、光伏和光热的容量。还有一种是我整个多能互补基地看成一个整体，做出一个综合电价来，这样才能真正体现出我的综合能源供应的这么一个理念。这个时候可能在储热容量优化上就有一个想法，因为我们知道光热电站整个集热系统投资占比比较高，我在满足多能互补的电源出力要求基础上，我们尽量的减少镜场的投资，这样子可以降低整个多能互补项目整体投资。然后把一部分的光伏风电加大，把我的储能系统加大，这样我依然可以满足电网对我出力的要求，但同时又降低了总投资，也就是说我降低了度电成本。

因为随着我们国家风电和光伏现在都是接近于平价上网的大趋势上，光热也有电价退坡的趋势，所以我觉得综合电价这种经济模型更适合于将来我们多能互补系统的经济评价的模型。

这是某一个项目多能互补一周运行模拟示意图，可以看到整个系统里面，这一周的系统，风、光模拟以后，这个弃电，只有一部分弃风，光伏光热经过储能系统的能量搬移以后，只有一部分弃风，弃风量非常小，不可能满足无弃风，如果无弃风我的储热系统可能会配的更大，这样是不经济的。

谢谢大家。

责任编辑：肖舟