CSPPLAZA光熱發電網訊：近日，在由中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司、國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟、CSPPLAZA光熱發電平臺共同主辦、首航高科能源技術股份有限公司聯合主辦的2022中國風光熱互補新能源基地開發大會上，全國工程設計大師、中國電機工程學會太陽能熱發電專委會副主任委員兼秘書長、電力規劃設計總院高級顧問孫銳就風光熱儲新能源基地的開發方式和技術原則作了主題報告。

圖：孫銳作主題發言

孫銳指出，在以新能源為主體的新型電力系統中，電網側儲能的主要作用是消納超出電力負荷需求的風電和光伏電力，并承擔系統調峰和電力支撐功能。光熱發電是集發電和儲能為一體的具有同步發電機輸出特性的非常寶貴的調節電源，具有長時儲能的優勢，可以連續24小時發電，持續的為電力系統提供轉動慣量和旋轉備用，它可以隨時根據電網的需求來調峰，在負荷高峰時段可以使出力達到百分之百，電網不需要的時候可以把功率降到15%，可以替代煤電機組。這些特性目前的抽水蓄能、壓縮空氣儲能和電池儲能都無法與之媲美。

圖：電網側儲能和光熱發電在系統中的作用示意圖

當前青海、甘肅、新疆、吉林等地正在推進一批包含光熱發電的風光熱儲一體化項目，對此孫銳表示，在缺乏光熱發電上網電價傳導機制的情況下，采用光熱、光伏、風電打捆的多能互補方式，按照當地的燃煤基準電價上網，通過風電和光伏發電的利潤空間來彌補光熱發電的虧損，這樣的做法可以短期解決光熱發電的市場需求，緩解光熱發電產業鏈發生斷裂的危機。同時孫銳也指出了目前采用的風光熱儲一體化項目建設模式，在投資方的投資收益、光熱發電機組的運行調度方式、光熱發電系統配置、電力送出線路的匯集等方面暴露出一些問題。

針對上述問題，對于風光熱儲一體化基地的開發，孫銳給出了一系列專業化建議：1）不能將零散的多能互補一體化項目的開發方式和技術原則照搬到新能源發電基地的開發上，而要把滿足發電基地整體電力輸出特性要求作為首要的目標，根據當地的資源條件，系統研究各種電源的合理配比，特別是對其中具有儲能和調節功能電源的容量和功能要研究清楚。2）要根據發電基地對不同電源的功能要求，分別進行各種電源的競價招標，通過市場競爭方式確定各種電源的上網電價。3）在電源的上網電價形成機制完成市場化改革之前，參照抽水蓄能兩部制電價模式，對光熱發電成本超出燃煤基準電價的部分給予容量電價補貼并傳導至電網的輸配電價中，這是簡單易行的解決辦法。【詳見如下演講全文】

更多精彩內容，請閱讀下面刊出的孫銳的演講全文：

孫銳：尊敬的各位專家，全體與會嘉賓，大家下午好！很高興接受會議主辦方的邀請，利用這次大會的機會，和大家共同探討一下風光熱儲新能源基地開發方式和技術原則。今天主要講三個問題：

第一、電力發展的趨勢以及面臨的挑戰

1、國家電力發展的現狀及趨勢

2021年底，全國電源總裝機容量達到了23.8億千瓦，其中非化石能源發電占比達到45%，風電和太陽能裝機容量占比達到了26.7%，但是從發電量上看，風電和太陽能發電量的占比為11.7%，這與裝機容量占比有一個差距，這個大家也能理解，就是風電和光伏發電的利用小時數比較低。

按照我們國家提出的2030年碳達峰，2060年碳中和的目標，清華大學牽頭組織的團隊對這個路徑進行了深入地研究，結論是：2050年全部的二氧化碳要實現凈零排放，電力系統要實現負排放。2050年能源總量需求約51噸標準煤，非化石能源占比超過85%。按照這樣的能源發展戰略目標，由周孝信院士牽頭的團隊對電力發展的目標進行了深入的研究，因為數據比較多，我簡單說一下：2050年風電和光電的發電量占比要達到60%，2050年風電和光電的裝機容量占比要達到79%。所以大家可以想象，在電力裝機里面接近80%是風電和光電，這對電力系統來說，是一個非常巨大的挑戰。所以，黨中央和國務院明確提出要構建以新能源為主體的新型電力系統。

2、儲能和光熱發電在電力系統中的作用

大家知道，光伏發電和風電的出力具有隨機性，波動性和間歇性。隨著容量占比的不斷增大，電力系統供電的可靠性不斷下；隨著火電機組裝機容量的下降，系統的轉動慣量越來越小，對電力系統安全性的不利影響越來越大；具有同步發電機輸出功率特性的靈活調節電源容量占比不斷下降，系統的電力平衡難以保證。

為了滿足電力系統安全穩定供電的需求，儲能將會與電源、電網、負荷并列，成為新型電力系統不可或缺的第四要素。傳統系統電力發供用同時完成的特性將被改變，原來電力負荷是剛性的，現在由于用戶側儲能的加入也變成了具有彈性；分布在電力系統各個環節的各種儲能設備和儲能系統，將創造電力電量平衡新的機制和模式。

具有同步發電機功率輸出特性的低碳靈活調節電源是構建新型電力系統不可或缺的重要支撐。抽水蓄能、光熱發電、壓縮空氣儲能、電池儲能等，這些都將在未來的新型電力系統中發揮重要的作用。這些儲能和光熱發電機組在系統中的主要作用是什么？按照安裝地點劃分，分成用戶側儲能（也叫負荷側的儲能）、電源側儲能和電網側儲能。

首先看用戶側的儲能，用戶側儲能的安裝位置在用戶計量關口表的用戶端，它的運行方式完全由用戶自己根據用電情況和峰谷分時電價的時段進行控制。在電力系統負荷低谷時段來儲能，在用戶需要電力時段釋能。這主要靠出臺的峰谷分時銷售電價作為激勵，用戶以節約用電成本為目的，可以根據當地的峰谷分時電價政策來決策是否安裝儲能以及它的運行策略，對電力系統而言，它可以起到削峰填谷的作用。比較適宜的儲能方式，目前來看就是蓄電池，也包括儲熱、蓄冰制冷，還包括電動車等。

再看電源側的儲能，電源側儲能的安裝位置在電源計量關口表的電源側。電源側的儲能應該說可以劃分成兩個階段，目前階段，因為儲能成本還是比較高的，所以現在很多省級電網公司已經提出風電和光伏項目必須配置10-20%容量、1-2小時的儲能。按照這樣的配比，目前電源側的儲能主要功能是消除風電和光伏的短時間、小幅度的功率波動，使出力曲線能夠變的平滑一些。由于電源側儲能容量占比較低，風電和光伏電源無法做到按照電網要求的定功率曲線上網。電源側儲能運行特點是儲能和釋能切換頻繁，所以比較適宜的儲能方式是蓄電池。電網調度是不直接單獨調用電源側儲能的，而是與風電、光伏電源整體調度。第二個階段是儲能成本下降到一定程度，上網電價機制市場化改革完成以后，電源側的儲能是可以使電源按照系統要求的功率曲線運行的，這樣的儲能容量占比就比較高了。這種情況下，不是按照電源自己確定的功率曲線運行，而是按照電網需求的功率曲線運行。比較適宜的儲能方式是壓縮空氣儲能、儲熱型光熱發電、蓄電池等

再看電網側的儲能，電網側儲能就是安裝在公共的電網系統里面的，傳統的電網側儲能的主要方式是抽水蓄能。它是在電網負荷低谷時段儲能，高峰時段釋能，即削峰填谷。隨著風電和光伏容量占比的加大，棄風、棄光電量會越來越大，電網側儲能的功能會有一些變化，它要吸納棄風、棄光電量，削峰填谷的作用逐漸向用戶側儲能轉移，因此，將來電網側儲能主要功能是吸收風電、光伏溢出的電量，同時，為系統提供電力支撐。電網側儲能是由系統調度根據系統負荷的變化情況隨時進行調用。比較適宜的電網側儲能方式是抽水蓄能、壓縮空氣儲能，還有儲熱型光熱發電。

光熱發電是集發電和長時儲能為一體的具有同步發電機輸出特性的非常寶貴的調節電源，它因為它具有長時儲能的優勢，所以可以連續24小時發電，持續的為電力系統提供轉動慣量并作為旋轉備用，可以隨時根據電網的需求來調峰，在負荷的高峰時段可以使機組功率達到百分之百，當系統不需要電力的時段可以把功率降到15%，它可以替代煤電機組，作為旋轉備用和提供轉動慣量，這些優良特性是抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電池儲能都無法與之相媲美的。

今年的5月份，國家發改委和能源局發布了475號文，提出了獨立儲能的概念。原文是：“具備獨立計量、控制等技術條件，接入調度自動化系統可被電網監控和調度，符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場”。獨立儲能時什么概念？就是不管是裝在用戶側，還是裝在電源側，只要滿足上述這些條件，就可以作為一個獨立的儲能項目參與電力市場。文件中鼓勵現在電源側和用戶側的儲能，經過改造，轉化為獨立儲能。為什么？就是只有儲能掌握在調度的手里，才能發揮更大的作用，獨立儲能的功能和調度方式與電網側儲能是相同的。

二、風光熱儲一體化項目的現狀

1、多能互補一體化項目的背景

2020年初，財政部、發改委、能源局聯合頒布一個文件明確：2021年底以后新增的光熱發電不再納入中央財政的補貼范圍；隨后2021年，發改委又發文明確，2021年起，新核準的光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定，上網電價高于當地燃煤基準電價的，基準電價以內的部分由電網公司結算。這個文件將光熱發電上網電價的定價權授予了省級地方政府，但是高出當地燃煤基準電價的部分沒有辦法向后面傳導，那只能由地方財政來補貼。光熱發電幾乎都分布在欠發達地區，地方財政根本就沒有能力對它進行補貼。所以這個政策出來以后，馬上抑制了光熱發電的市場需求，整個光熱發電行業陷入了低谷，光熱發電的產業鏈的生存岌岌可危。

另一方面，隨著風電、光伏占比的增加，電力系統對新型儲能和光熱發電的需求愈加迫切。所以國家能源局根據這種情況出臺了多能互補一體化項目政策。就是可以將光熱發電、新型儲能與風電或光伏打捆作為一體化的項目，通過風電和光伏的利潤空間來彌補光熱發電和新型儲能的虧損。這個政策在緩解光熱發電產業鏈的生存危機方面發揮了作用，也見到了成效。但我認為這項政策是在缺乏光熱發電和新型儲能上網電價傳導機制情況下的權宜之策。隨著這些項目的進展，一些負面的問題逐漸就被暴露出來了。

2、多能互補一體化項目存在的主要問題

第一個問題是投資方的收益難以保障。對于多能互補一體化項目的上網電價，甘肅按照當地的燃煤基準電價上網，青海和新疆按照當地光伏的基準電價上網，因為執行的上網電價不同，光熱發電與風電或光伏的容量配比也就產生了差異。甘肅的配比要求1：6，青海和新疆因為上網電價比較低，它的配比就要1：9。這樣的配比完全是以現行的上網電價為基礎，在滿足投資方的最低收益要求條件下，將風電和光伏的容量壓到最低來確定的。問題是：在計算投資收益時，風電和光伏的上網電量都是按照100%的電量可以上網來計算的，并沒有計算棄風和棄光電量對投資收益的影響。這樣的理想狀況是很能實現的，即使光熱發電配置了電加熱系統來儲存無法上網的風電或光伏電量，也要損失掉近三分之二，從而導致投資方的收益難以保障。

第二個問題是光熱發電機組的運行調度方式不正確。按照目前多能互補一體化項目的原則是對一體化項目整體實行統一調度，不單獨調用光熱發電。光熱發電優勢是長時間的儲能，可以連續24小時發電，可以作為旋轉備用持續的提供轉動慣量并隨時為系統提供電力支撐，但是如果調度不能單獨調用它，它在系統中的作用就難以發揮了。前面講到，現在鼓勵將電源側和負荷側的儲能通過改造轉變成成獨立儲能，一定要調度直接調用，才能在系統里發揮更大的作用。所以我認為要充分發揮光熱發電在系統中的作用，將其改為獨立的儲能發電項目是大勢所趨。

第三個問題是光熱發電的系統配置原則不合理。由于在整個多能互補一體化項目里面，光熱發電是虧損的電源，所以投資方從投資收益上來考慮，就盡可能削減光熱發電的投資，這是投資方的無奈之舉。這樣一來，光熱發電只能削減聚光集熱系統的規模，現在同容量機組的聚光集熱系統規模比第一批示范項目減少了近一半，那它的整年發電量還有調節功能就大打折扣，有的項目年發電量還沒有光伏多。可以預見，這批項目投運以后，系統調度對光熱發電會有所失望，因為聚光集熱系統規模的限制，光熱發電只能像其他新型儲能的作用一樣，每天在負荷高峰時段發電幾個小時，而不能連續24小時作為旋轉備用、持續為系統提供轉動慣量，喪失了光熱發電長時儲能的技術優勢。

第四個問題是送出的匯集方式不合理。按照一體化項目的原則，要求項目中的各種電源都要匯集到一起，一個計量關口接入系統。但是往往風電、光伏和光熱發電的站址之間有一定的距離，如果都要先匯到一起，再接入系統，會提高匯集的成本；如果有多個項目集中在一個區域，匯集線路也會交叉零亂。因此，按照不同的地理區域分別匯集更加合理，只不過增加計量關口表數量而已。

三、風光熱儲能源基地開發方式及技術原則。

1、風光熱儲能源基地開發要點

風光熱儲發電基地的開發方式與前面講到的多能互補一體化項目是有很大的差別的，一個發電基地的裝機容量要上千萬千瓦，如果把它分成十多個一體化項目，按照目前一體化項目的開發方式來開展建設是要出問題的。兩者的主要差別是：目前的一體化項目開發方式是受制于當前的電源上網電價，主要的著眼點是項目的經濟性上，并沒有對電力輸出特性提出硬性的要求。而發電基地開發的首要目標是：在不依賴電力系統已有的調節電源條件下，基地自身電力輸出特性要滿足要求，經濟性則是在確保電力輸出特性基礎上的第二個要素。因此我認為風光熱儲發電基地開發方式有如下幾個要點：首先要對基地開展系統研究，根據當地的資源條件和受電地區的負荷特性，來研究確定這個基地各種電源的容量配比，特別是把具有儲能和靈活調節功能電源的功能研究清楚，例如：基地中的光熱發電是否需要24小時連續運行，在極端天氣條件下，風電和光伏沒有出力的情況下，是否需要光熱發電利用天然氣發電保證一定的功率輸出。這些要求都需要通過系統研究后確定，也是電源招標的技術條件。當系統研究完成以后，第二個環節就是按照確定的不同種類電源的功能和容量分別進行招標，擅長做光伏開發商就投資光伏，擅長做風電就投資風電，擅長做光熱就投資光熱，在滿足技術要求的前提下誰的電價低誰中標。

第三個環節就是電網公司與中標的開發商簽訂具有法律約束力的長期購電合同，招標文件中對電源的功能要求和考核辦法及罰則都要寫入合同中。最后的環節就是按照雙方簽訂的合同來履約。嚴格履約合同條款，對防止電源開發商通過降低電源功能實現低價中標是至關重要的。

上面講的幾個新能源發電基地的開發要點，是建立在電源的上網電價形成機制完成市場化改革基礎上的，在缺乏上網電價的傳導機制情況下，就很難實施。我國要實現碳中和，我們的用電成本肯定是要提高的，雖然現在風電和光伏的成本已經低于燃煤發電，但是疊加系統為它配套的成本后就要比燃煤發電高多了。按照市場經濟規律，發電成本的提高一定是要向用電側傳導的。當然，地方政府是可以根據自己的財政能力，對需要補貼的電力用戶進行補貼的，這些電力用戶不僅是地方納稅人，也是可再生能源基金的貢獻者。

關于電價機制，今年2月10號，發改委、國家能源局聯合發布的《關于完善綠色低碳轉型體制和政策措施意見》里面提出，要完善支持太陽能熱發電和儲能等調節性電源運行的價格補償機制。現在按照燃煤電價來采購光熱發電，是不合理的，通過一體化項目中的光伏和風電來彌補光熱發電的虧損，并不是長久之計。按照目前的做法，政府部門先確定了一個不合理的光熱發電上網電價，開發商再來根據上網電價確定光熱發電的功能，這是本末倒置的。所以，電源上網電價形成機制的市場化改革是當務之急。這一改革需要一定的時間，在完成市場化改革之前，參照抽水蓄能兩部制電價方式，對光熱發電給予一定的容量電價補貼并向后端傳導，是比較簡單易行的辦法。

2、風光熱儲能源基地開發技術原則

風光熱儲能源基地開發技術原則主要有這么幾點：

1）根據當地的資源情況和特高壓輸電通道設計的功率曲線，包括輸電量，輸電功率，時間上的分布，合理選擇風電和光伏的配比，因為風電與光伏發電存在季節出力互補性和日出力互補性。

2）根據輸電通道最低的保障功率要求，來確定光熱發電和儲能的裝機容量，因為光伏的功率保障幾乎是沒有的，風電的功率保障也就10%。例如：一條輸電通道輸送功率800萬千瓦，最低保障功率60%，接近500萬千瓦，這一功率必須靠光熱發電或者儲能的裝機容量來保障。在極端氣象條件下，如果仍然需要一定的功率輸送，光熱發電機組要配置備用的天然氣系統，這個備用成本與備用燃汽輪發電機組相比要低得多，主要是配置燃用天然氣的熔鹽加熱爐，后面的系統全是光熱發電自身具有的。

3）基地還需要適當配置其他的新型儲能系統，如：壓縮空氣儲能，電池儲能，不是說性能源發電基地有了光熱發電，就不需要其他的儲能了，因為大家都知道，利用光熱發電系統要把風電和光伏的電量轉成熱儲存起來，再轉成電是沒問題，但是它的損失是比較大的，要損失2/3；而相對來說，壓縮空氣儲能轉換效率可以做到70%，電池更高可以做到80%，當然，系統轉化效率不是唯一的衡量因素，關鍵還是要看儲能的成本。任何一項技術都是即有長處、又有短處，各有各的用處，關鍵是如何做好各種儲能的配比，使其各盡所能。

4）在光熱發電的裝機容量確定后，光熱發電內部的系統配置要依據發電基地對光熱發電的功能定位確定。主要是對聚光集熱系統規模和儲能系統容量的要深入的優化。聚光集熱系統規模和儲能系統容量對光熱發電的性能影響非常大，同一地點相同容量的光熱發電項目，由于系統配置的不同，電站具備的發電和調節功能可能是天壤之別。因此，光熱電站內的系統配置必須要以滿足發電基地對其要求的功能為要務。例如：發電基地要求光熱電站全年要24小時連續發電，同時具有6小時滿功率的發電能力。那么在確定光熱電站系統配置時，就要考慮在不同季節、光資源條件變化的情況下，仍然可以滿足要求。在極端天氣條件下，通過天然氣備用系統，也可以保證一定的功率輸出。

5）要注重對光熱發電站址的保護。不少地方政府在第一批光熱發電示范項目開展以后，都開展了光熱發電基地的規劃工作。大家知道光熱發電的選址要比風電和光伏的要求高得多，所以這些資源非常寶貴。但是現在開展風光熱儲一體化項目建設以后，很多風電和光伏的站址占用了已規劃的光熱發電的站址，那么將來如果這些地方再要擴大光熱發電的規模，選址就比較困難了。相對而言，風電和光伏的選址比較靈活，選址要容易得多，沒有必要占用光熱發電的站址。

最后總結一下:

1、今年3月22號，國家發改委、國家能源局聯合發布的《“十四五”現代能源體系規劃》中明確，積極發展太陽能熱發電，因地制宜建設天然氣調峰電站和發展儲熱型太陽能發電，推動氣電，太陽能熱發電與風電，光伏發電融合發展，聯合運行，光熱發電作為新型電力系統的重要支撐技術之一，必將大有作為。

2、建設風光熱儲新能源基地，需要對新能源基地開展系統研究，合理確定各種電源的容量配比，明確主要調節電源的功能；根據新能源基地對光熱發電的功能要求，合理配置光熱發電的各個系統規模；光熱發電以獨立電源方式上網，對于滿足電力系統的調峰、轉動慣量和旋轉備用等需求更為有利。

3、要使光熱發電得到更好的發展，必須解決上網電價的傳導機制問題。在電源的上網電價形成機制市場化改革完成之前，可以參照抽水蓄能兩部制電價模式，給予光熱發電一定的容量電價，是最簡單易行的解決辦法。

謝謝各位！