日前，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，國家電網西北分部市場交易六部主任、正高級工程師孫驍強就《風光熱儲一體化電源方案的各類電源配比規劃研究》作了主題報告。

圖：孫驍強作主題發言

孫驍強指出，電力系統有平衡的要求和安全的要求，但對于光熱發電系統來說，安全的要求是不需要去論證的，只需要去驗證，因為它本身是一個新能源常規發電機組，火電機組汽輪發電機所擁有的一切功能光熱機組都有，只不過容量大小不同而已。光熱系統在起停速度，爬坡速度，最小技術出力等方面相比傳統火電機組都有優勢。

孫驍強表示，隨著新能源滲透率逐步提高，火電建設空間進一步壓縮，未來新型電力系統高峰時段電力供應越來越緊張，一體化電源也要盡量滿足高峰時段電力需要。根據前期一體化電源申報項目來看，由于配置光伏規模較大，白天光伏大發時段出力較大，晚上負荷高峰時段電力較難保證。因此，為了滿足高峰時段電力保供需要，一體化電源項目需配置一定容量儲能電源和光熱電源，但如何配置尚無統一標準（前期項目主要以風光熱儲一體化項目綜合電價低于當地火電標桿電價來確定各種電源配置規模）。

而孫驍強及其研究團隊提出了一種簡單直觀配置方法，首先以風光電源有效容量作為一體化電源最大出力要求，然后分別以滿足晚高峰時段電力需求配置向上調峰儲能和光熱電源，以滿足新能源消納需求配置向下調峰儲能，儲能最終規模取向上和向下調峰中的最大值，最后對于多種風光配比方案，按一體化電源綜合電價最低確定各種電源配置規模。

綜合青海算例演示來看，對光熱裝機、風光配比不同方案分別測算儲能配置方案和綜合上網電價，可以看出，由于光熱成本仍然較高，光熱配置規模越大，一體化電源綜合上網電價越高。光熱配置100MW，光伏和風電分別配置400MW和600MW，同時配置儲能270MW（4h），一體化電源綜合上網電價最低。光熱配置200MW，光伏和風電分別配置300MW和600MW，同時配置儲能170MW（4h），一體化電源綜合上網電價最低。

更多精彩內容，請閱讀下面刊出的孫驍強的演講全文：

孫驍強：大家下午好！

很高興參加這次會議，去年我參加大會的時候做了一個關于光熱相關研究的分享，當時我們的研究主要從光熱怎么樣符合用戶的需求來考慮，電力系統有平衡的要求和安全的要求，實際上對光熱來說，安全的要求是不需要去論證的，只需要去驗證，因為它本身是一個新能源常規發電機組，火電機組汽輪發電機所擁有的一切功能光熱機組都有，只不過容量大小不同而已，所以光熱對電力系統調頻、調壓、穩定方面的影響不用論證，只須驗證。

綜合來看，光熱系統在起停速度，爬坡速度，最小技術出力等方面相比傳統火電機組都有優勢。比如它的調峰能力很強，可以壓負荷到15%，而火電一般只能壓到40%，現在經過一些改造后，受制于汽輪機穩定運行要求也只能壓負荷到30%左右。

先來介紹下我們的研究重點——平衡，也就是調峰，向上調峰，向下調峰。對于光熱機組是這樣，對于一體化電源也是這樣，我們的研究思路是首先要看系統的調峰需求到底是什么樣。實際上這個問題很簡單，系統的調峰需求可以通過用戶用電曲線來判斷，發電曲線與用電曲線匹配上就可以了。如果發電曲線的關鍵參數跟用戶的負荷曲線一樣就符合了，就能滿足用戶要求，我們的研究思路是把最基本的問題搞清楚。

系統的調峰需求是什么，其實有兩個最關鍵指標，一個是系統等效日最小負荷率，還有系統等效日負荷率；原始的用戶負荷曲線則有兩個主要參數，一是日最小負荷率，一個是日負荷率。

二是據此提出一體化基地參數的配置方法。以青海為樣本進行算例的演示，包括2025年的調峰需求，還有一體化基地參數配置方法，最后得出一個算例。搞規劃基本是研究未來5年以后的情況，考慮得比較長遠；換個角度說，搞規劃研究也是模擬未來比較理想化的需求，比如雖然目前光熱因為成本仍較高建設規模有限，但考慮到2025年甚至更遠的調峰需求，結合光熱的特點會有理想化的配置模擬。

具體指標怎么來算？首先要找出一個等效的凈負荷曲線，如圖，上面這條曲線是一個用戶的原始用電曲線。這條曲線是很典型的西北曲線，晚高峰比早高峰要高。這樣的話，發電廠應該怎么辦呢？應該發一個一模一樣的曲線，就符合用戶的要求了；這個曲線有兩個指標，一個是最大的地方，還有個最小的地方會有一個比例。最小的負荷以前在后半夜，現在光伏多了以后會往下走，變到中午時段，暫且把原來的負荷也看作中午這個時段，中午時段最小的負荷比上晚高峰最大的負荷叫最小負荷率。簡單的理解，就是你的用戶用的最大的負荷和最小的負荷的比，也就是說，這個發電廠發的電，最小帶的出力和最大的出力的比例，要跟用戶是一樣的，或者比它還小就行了，這就意味著當用戶用電量小的時候，你還能壓的更深，它就衡量你往下調整的能力。

還有一個指標，我們叫日負荷率，日負荷率簡單的來解釋一下，就是用總的電量求取平均出力，再用平均出力除以最大出力，就得到日負荷率。因為是個平均值，等同于你的利用小時數，你能發多少電量，用戶用了多少電量，這個值叫γ值，這個γ值一定要比用戶大，這樣你能夠發的電量比用戶用的電量要多，你有能力把整個用電量帶起來，那么表現就是晚高峰的點；實際上電力系統的平衡，從電力市場說叫分時電價，但是安排計劃的時候是分層平衡，一個火電機組不可能隨時起停，所以是分層平衡，安排完一個，再在上面安排，一直安排到晚高峰，可能有一部分是水電，一部分是儲能，電力系統的平衡實際是分層平衡，最大的γ值就代表了電量，體現了電量。如果那個電量不夠，γ值頂不上，晚高峰就沒了，γ值就小了。β值代表了你的調節能力，γ值代表了利用小時數，代表電源能發的電量。

為什么后來這個事變的越來越復雜了呢？就是出現了風電和光伏以后，這個事就變復雜了，風電光伏實際不能算電源，我認為可以說它們是一個負負荷。因為它不可調節，可調節的才叫電源，不可調節的是負荷，風光本身不可調節，在用戶需要電的時候可能無法滿足，或者大部分時間無法完全滿足用戶的需求，所以它的γ值和β值沒法用，只好將其看作是負負荷。這就需要把它們疊加在原始負荷之上，得到一條凈負荷曲線，其它電源便要滿足這條凈負荷曲線，但是一疊加之后就會出現一些問題。因為風光波動非常大，會造成用戶這條曲線疊加以后，新形成的凈負荷曲線波動也非常大，可能會導致凈負荷曲線的最大值和最小值很亂，這樣算出來的β值和γ值沒有實用價值。

我們這次研究的創新點在于找到了一條比較近似的凈負荷曲線，而且還比較規則，因為我原來是干調度的，這個也是從調度經驗中得出的。光伏為了滿足棄電率不超過5%的目標，其主要在中午時段消納，中午時段要把光伏有效容量疊加到這個時間段的負荷曲線上，讓這條凈負荷曲線往下走，這是中午的做法。

晚高峰的做法，則是把風電的保證出力減去，其實全天都要減去風電的保證出力，它是大概率的風電出力，完全可以當火電來用，完全可以參與平衡，有95%的概率都會發生。整個西北電網風電的保證出力概率還是很大的。1千萬千瓦機組有9.35%、也就是90萬千瓦的保證出力，可以當火電來用了，意味著90萬千瓦的火電不用開了，這是非常好的效果。這樣一減以后，就得到一條新的凈負荷曲線，可以滿足光伏風電棄電不超過5%的要求；光伏主要在中午時段，風電在其他時間保證了，當然光伏小的時候，實際情況中午也有一些風電消納空間，這個只是盡量的近似，還沒有達到完全準確，雖然還是一種近似結果，但是比以前的無規則的凈負荷曲線好多了。這個方法有70%80%逼近實際情況了，這樣就會讓我的計算大幅度簡化。

一體化基地的參數配置方法，電源項目中多了風電和光伏（當電源來計算、不視作負負荷），實際上比單獨的光熱算起來復雜得多，目前該項工作正在進行中，還沒有完全完成，今天只是把近期做的工作做一個匯報。

這個主要基于近期我們要開展多能互補的風光儲，風光水（儲）、風光火（儲）一體化的示范；隨著新能源滲透率逐漸提高，在國家能源轉型過程中，雖然火電是壓艙石，但是火電發展空間會進一步壓縮，不可能讓它再大規模發展了。

根據前期一體化電源申報項目來看，由于配置光伏規模較大，白天光伏大發時段出力較大，晚上負荷高峰時段電力較難保證。今天的研究是對未來的研究，對五年之后研究，現在國家做的包括青海、甘肅，光熱：光伏風電往往按照1：6，1：7，或者1：9配置，我是非常贊同這種方法的。現在的做法已經往前邁了一步，目前這樣配置總比以前不建光熱好。你先上10萬千瓦光熱，然后給你配一些風光，實際上還是在利用系統已有的存量的調峰能力，讓一體化電源能先發展起來，而且能促進光熱的發展，讓大家向這個方向發展，否則大家沒有積極性去發展光熱，這就是現實的情況。

本次研究提出一種簡單直觀配置方法，首先以風光電源有效容量作為一體化電源最大出力要求，然后分別以滿足晚高峰時段電力需求配置向上調峰儲能和光熱電源，以滿足新能源消納需求配置向下調峰儲能，儲能最終規模取向上和向下調峰中的最大值，最后對于多種風光配比方案，按一體化電源綜合電價最低確定各種電源配置規模。

這個圖比較簡單，剛才也說了兩個重要的指標，一個β值，一個γ值，發電機的β值一定要比等效的β值小，才能調峰；發電機的γ值比等效的γ值大，才能頂得住高峰，才能把電量帶起來；我們以青海的未來的等效的凈負荷曲線為例，這條曲線是這樣的紅線，實際上青海的負荷曲線比較平；按照青海政府的規劃，2025年全省的新能源裝機將達到5764萬千瓦，光伏4580萬千瓦，風電1650萬千瓦，光熱121萬千瓦。同時還有兩條直流輸送通道，現在海南直流已經建好了，另外一條直流到底建在海南還是海西，目前在爭議。直流對青海是非常重要的，因為大家想一下，按照目前青海的負荷增長，它的盤子本身比較小，基數比較小，棄電率已經超過10%了，其負荷增長非常小，因為青海本身不是一個發達的工業省份，靠它的自然負荷增長再多消納新能源是不可能的。所以，建直流往外送是非常好的方法，

而且直流相當于把河南的負荷捆綁在了青海，而且這個負荷還是優質的，因為它的峰谷值差比較小，晚上送70%，白天送100%，然后通過計算會得到這條凈負荷曲線，包含了青海自身的負荷和直流負荷，中間把剛才所說的光伏的有效容量和風電保證出力挖下去，形成了一條新的凈負荷曲線。

這條藍色的曲線就是風光的出力，黃色的曲線就是光伏的有效容量+風電的保證出力，中午時段要把光伏先消納了，這段時間，我們一體化電源研究發現不配儲能完不成任務，所以這個里面還要配儲能。當然大家不要著急，不是讓你現在就配儲能，現在還可以利用系統存量的調峰能力，未來系統存量調峰能力用完了就得配儲能了，我們研究的是未來的事。

向下的調峰能力，儲能充電的功率就是這么算出來的，能夠把光伏的有效容量，風電的保證出力，排除掉系統最小的需求，中午時段還是有一定的負荷，光伏發完以后，還是有一定的負荷，得到這個差就是向下調峰的儲能能力。晚高峰也一樣，一體化電源最大的出力決定了向上的調峰，即負荷的最大減去風電的保證出力再減去光熱裝機，剩下這一段就是我要配的儲能，這個儲能就可以把晚高峰頂起來。

這個里面還含了儲能電量的問題、電量的挪移問題，這個我們正在做，這次比較粗略、只是估計了一個值，按四個小時來做的。這些公式是在計算光伏風電有效容量系數的一個公式，都是常規公式，不做太多解釋了。

這兩個是剛按照圖給大家講過的，就是向上的調峰儲能需求和向下的調峰儲能需求，計算是按這兩個公式計算出來的。

一體化電源的度電成本，我們做這個研究，一直在解決一些以前的觀點，這次開會我非常欣慰，也非常高興，我所說的一些觀點慢慢被大家所接受了，比如光熱中午也得調峰，大家做光熱示范項目的時候從來認為不應該調峰，我也認為示范項目可以不調峰，但是以后建的就得調峰，不調峰就跟光伏搶消納空間，今天可勝做自己新的項目的時候就設計調峰了這很正確，系統需要做，用戶需要做，用電的人怎么樣用，你就得怎么樣發，你跟光伏一樣，就沒有優勢了，就失去了光熱的調峰的優勢；我們算的是電源的度電成本，不是算單位千瓦造價，單位千瓦造價比起來沒有任何意義，單位造價比起來意義不太大，比如電化學儲能很便宜，但是它的壽命10年，熔鹽儲能可以用到30年，所以應該怎么比呢？要參考多接納1度新能源、1度棄電的最終成本，整個生命周期平均下來的度電成本，這才能進行對比，才是比較公平的，否則那個單位造價對比是沒有意義的。

這是一體化電源的度電成本，也是常規的，投資得到的光伏投資乘以容量系數，除以它的電量，就是它的度電成本。

應用前面五個公式，不停的迭代計算，進行多方案對比，就能得出這些一體化基地的最終方案，哪個比較經濟，對于極端天氣也要采取光熱補燃的方法來保證電量，用此方法來計算極端天氣天然氣補燃電量需求；光熱有很好的優勢，怎么樣完全替代火電，那就是可靠性不能降低，火電能百分之百頂晚高峰，那光熱也需要達到這個效果；現在唯一一個能解決的就是光熱補燃，一旦補燃，就百分之百，只要沒光，沒儲，把燃氣鍋爐燒起來就可以；這其實就是可靠性的概念，最便宜的抽水蓄能不能完全做到這一點，因為不能保證抽水蓄能今天一定能百分之百抽上水，如果能百分之百抽上水就能百分之百替代火電。

電化學儲能設計時長兩個小時基本沒用，沒法替代火電，因為不知道電化學儲能兩個小時到晚高峰之前能不能儲上電，儲不上電，火電機組沒開，晚高峰就抓瞎了。這就是我們跟國外最大的區別，國外是氣電為主，氣電一般一兩個小時就能開起來；那么新能源超短期負荷預測基本能做到99%，也就是說提前一兩個小時就知道后邊有沒有，沒有的話立刻開氣電，所以比較靈活。而我們辦不到，我們是以煤電為主，煤電得提前一天開機，等你超短期負荷預測反應過來，煤電開機已經來不及了，這是跟國外的最大的區別。反過來說這也就是為什么我們不怎么出事，而國外老出事，它太依靠新能源了。它的常規電源可以開的非常少，造成轉動慣量不夠，我們頭一天就得把第二天晚高峰的火電開的比較足，這樣我們的轉動慣量實際上還是比較大的。

下面是一個算例，以青海為例，青海比較好的是有一個直流起來了。借此機會我也跟大家匯報一下西北新能源的發展：全國能源轉型的發展后期肯定還是要依靠新能源，而光熱是一種非常好的類似傳統常規機組的新能源，也符合雙碳目標高度清潔的需要。近幾年東部的發展比西部快，因為平價以后東部電價高，西部電價低，在此背景下東部新能源發展速度很快，尤其山東目前新能源裝機好像已達到全國第一了。因為它的電價高，經濟發達，它有資源，但是我估計“十四五”比西北發展快，“十四五”以后到十五五新能源發展又會回歸西北，因為發達地區的資源已經挖掘差不多了，而西北地大物博，資源豐富，東部挖掘完以后還得到西北來挖掘，所以后期希望大家還是在西北投資，在西北開發新能源然后送到東邊去，把東邊的錢賺了。

這個是我們的一些計算邊界。調峰的需求就是剛才所說的利用前面所匯報的公式，算出來系統的日等效最小負荷率約0.12，非常小的原因就是因為光伏疊加以后，把中午最小的用電負荷搞的非常小了，可以理解為中午的負荷只達到晚高峰最大負荷的12%，這兒小，可見得調多少，需要從10%調到100%；等效日負荷率約0.27，這個也不大，不大的原因有兩個：一是的直流負荷加進去以后，負荷的特性變好了；第二，風光往里一疊加，把電量占掉很大一部分，γ值變小了，這樣的話，系統的凈負荷曲線兩個值算出來以后，就開始算一體化電源的方案；這個里面所做的工作按照110萬千瓦來做，因為前頭國家能源局的文件要求一體化的項目實施后每年的電量不低于20億千瓦時，用20億千瓦時反推出來裝機，并不是能源局批準的青海是1：9，甘肅省1：6，我們是按照電量來分，但是算的方法不用非得糾結他是100萬千瓦，還是110萬千瓦。可以先提一個初步的方案，比如總裝機是110萬千瓦，對應的電量20.2億，其中光伏40萬千瓦，風電60萬千瓦，光熱10萬千瓦。

我們按照青海風光的特性，青海的光伏年利用1800小時，有效容量系數是0.65，保證出力是0；風電年利用2000小時，有效容量系數是0.52，風光疊加到一塊，年利用小時數為1920，有效容量系數是0.38，保證出力對一個省來說還是比較小的。

有了這些指標以后，針對剛才所說的110萬千瓦的一體化電源進行分析，青海有效容量算出來，有效容量約38萬千瓦，平均出力23萬千瓦，一體化電源晚高最大出力38萬千瓦，扣除10萬千瓦的光熱，還要向上配27萬千瓦的儲能，這時候一體化電源的平均系數達到0.61，滿足條件1；為了滿足系統等效日最小負荷率，一體化電源最小出力近4.5萬千瓦，中午時段風光的最小出力27萬千瓦，需要配向下的調峰23萬千瓦，綜上配27萬千瓦調峰就可以了。把儲能的功率配出來，就是這么計算出來的。當然這個地方，我們儲能按照4個小時來選擇，因為才算到一半，為了簡單，我們先選了4小時，實際上這個是不嚴謹的，應該利用電量再算一下，去年單獨光熱是完全按照電量來算小時數的，從γ值0.27來看，應該大體上能對得上，所以這個地方先這么簡化了，就初步算出來了。

按照上述配了以后，綜合上網電價是0.3898元/千瓦時，考慮把儲能加價以后，加上0.1386元/千瓦時，一體化電源綜合上網電價約0.5284元/千瓦時，得到這樣一個情況。綜合電價出來后，我們又針對不同的方案，比如配10萬的光熱千瓦，配20萬千瓦，30萬千瓦光熱分別進行了計算，得到了三條曲線；可以看到，這個是30萬千瓦的光熱，光熱不變化，風光的配比在變化；光熱目前的電價比較高，最終取決于光熱的電價，光熱的成本，算出來是這么一條曲線；可以看到這條藍線有個拐點，也就是對應我們算的三張表，其中發現配40萬千瓦的光伏，60萬千瓦的風電，10萬的光熱，再配27萬千瓦的儲能，得到的電價是最低的。

綜合來看，青海一體化電源可配置如下：光熱配置100MW，光伏和風電分別配置400MW和600MW，同時配置儲能270MW（4h）。（具體參數還需結合工程實際詳細測算）這是初步計算情況，當然這個更詳細的我們正在研究中，這是中間的階段先搶先匯報一下。

極端天氣情況下，光熱日發電量基本為0，風光最小發電量約200萬千瓦時，日等效發電小時數約2h，按風光有效容量作為最大出力38萬千瓦，滿足系統日負荷需求0.27，風光日發電量需要245萬千瓦時，每天需要光熱補燃約45萬千瓦時，全年需要補燃約65萬千瓦時。算出來這個量還是略有些大，但是算的比較激進，主要是為了保證系統百分之百的可靠性。

這是我們目前研究的情況，未來風光熱儲一體化電源是按照這個方向去研究的，主要是以系統的需求，也就是用戶的需求來考慮這一問題并得出來電源應該怎么配，儲能應該怎么配，光熱怎么配，怎么計算它的最小成本。今天就匯報到這里，謝謝！