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太阳能热发电规模化发展的设想

发布时间:2019/9/5  新闻类别:新闻资讯 点击次数:28

光热发电是电力输出稳定可靠、调节性能优越的可再生能源发电方式。但光热发电的系统复杂,产业链涉及环节广泛,且投资体量大,同样让一些业界人士裹足不前、持观望态度,那么,我国到底为何要发展光热发电产业?得到规模化发展之后又将如何?近期,在第五届中国太阳能热发电大会上,中国电机工程学会太阳能热发电专委会副主任委员兼秘书长、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟专家委员会副主任委员、电力规划设计总院副院长孙锐作了题为“太阳能热发电规模化发展的设想”的主旨报告。他在报告中分析了我国电力发展现状和趋势,介绍了光热发电的优势,并对我国规模化发展光热发电的前景进行论述。他认为,从电力品质上讲,光热发电集发电与储能为一身,是出力可靠、调节灵活的可再生能源发电方式,在高比例可再生能源电力的系统中,光热发电能够减少电力系统对储能电站容量的需求;从能源转型战略上讲,在西北的电力外送通道送出端配置光热发电机组,替代煤电机组,可显著提升输电通道的可再生能源电力比重;从经济性上讲,采用分时段电价模式确定发电侧的上网电价,光热发电的经济性将得到充分的体现。因此,随着新能源电力比重的逐步加大,光热发电在未来电力市场中具有很强的竞争力。其报告全文如下,以供参考。



图:孙锐大师作主旨报告

 

一、我国电力发展现状及趋势

1、能源发展现状和战略目标


2018年全国能源消费总量46.4亿吨标煤,其中非化石能源消费占比14.3%。非化石能源在一次能源消费中的占比计划到2020年达到15%,2030年达到20%, 2050年达到50%。




在非化石能源中,非化石能源电力(水电、核电、风电、太阳能发电、生物质发电等)占比在90%以上;因此,提高非化石能源电力的比重,是提高非化石能源比重的关键所在。



 

2、我国电力发展现状


2018年全国电源总装机19亿千瓦,非化石能源发电装机占比40.7%,其中太阳能发电占比9.2%;2018年全国总发电量6.99万亿千瓦时,非化石能源发电量占比30.4%,其中太阳能发电量占比仅为2.5%(平均光伏发电设备利用小时数1212小时)。



 

3、我国电力发展趋势


国家发改委、能源局发布的《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》(发改基础〔2016〕2795号),提出到2030年非化石能源发电量占全部发电量的比重力争要达到50%。


中国电科院周孝信院士率领的课题组按照我国的能源发展战略目标,研究提出了未来电力发展的预测。


(来源:周孝信院士报告《能源转型中构建我国新一代电力系统》)

 

按照周孝信院士课题组的预测:

2030年太阳能发电量的占比近10%,太阳能发电装机5.73亿kW,占比达到20%。

2050年太阳能发电量占比将达到27%,太阳能发电装机21.576亿kW,占比将达到41%。

2030年,太阳能发电与风电的装机容量之和将达到10亿千瓦,占比达到35%;2050年太阳能发电与风电的装机容量之和将近36亿千瓦,占比达到68%。


如此高比例的可再生能源发电装机容量必须有更多的可靠、灵活的电源和储能电站提供电力保障。光热发电是集发电和储能为一身的可再生能源发电方式,具有电力输出稳定、可靠、调节灵活的特性,必将发挥重要作用。




二、太阳能热发电的优势

1、与燃煤发电的对比


光热发电具备良好的调节特性,可迅速响应电网负荷需求,快速调节机组的出力,具备参与电力系统调峰和调频的能力。


与燃煤发电相比,光热发电机组具有更优异的调节性能,负荷调节范围更广,升负荷速率更快。



                                                                                                       

2、与光伏发电的对比


与光伏发电相比,光热发电出力稳定、调节性能优越,对电力系统友好。

 



光伏要为电力系统提供可靠的电力,则必须配置至少6h的储能电站(满足晚高峰电力需求);同容量的光热发电机组的年发电量约是不配置储能的光伏发电的2.5倍,同时,光热发电可以提供可靠的电力保障,即100%参与电力平衡,不需要电力系统额外配套建设储能电站。



 

按照目前的市场情况和未来的发展趋势,光热发电的经济性要优于光伏+电池储能。



                                                                                       

3、光热发电调峰作用


以目前新疆电网为例进行模拟计算,假定建设光热发电机组从100万千瓦至500万千瓦,可减少弃风弃光电量10.2%-37.6%。




4、光热发电调频作用


(1)以目前西北电网为例,如果关停1200万千瓦常规火电机组,采用等容量新能源发电装机替代,两种方案:

新增1200万千瓦光热装机;

新增1200万千瓦风电、光伏装机。


(2)当某台35万千瓦机组故障跳闸后,通过模拟计算可以看出:在光热发电机组的转动惯量支撑下,系统能够维持频率稳定。



 

5、 在电力外送方面的作用


在我国规划的光热发电基地区域,已投运和规划建设多个特高压电力外送通道。有序建设太阳能发电基地,可充分利用这些电力外送通道,输送可再生能源电力。



 

以±800kV的特高压直流外送通道为例,选择新疆哈密地区外送电力到江苏,设计输电功率800万千瓦,为保证受电地区的供电可靠性,电源配置原则为:可靠电源功率不低于600万千瓦,年输电量约440亿千瓦时。



 

按照前述的原则,送端采用四种电源配置方案,并对其进行技术经济性测算和对比分析:





通过上述方案对比,得出结论如下:

(1)采用煤电+风电+光伏的电源配置方案,输送新能源电力的比重仅为44.2%,难以进一步提高。


(2)方案三与方案二对比:在相同的煤电和风电装机容量条件下,配置光热发电机组方案比配置光伏+电储能方案的经济性更好。虽然不配置储能的光伏发电的成本低于光热发电,但是为保障通道电力供应的可靠性,需要配置较大规模的电储能,而电储能的造价高,寿命周期短,使光伏+电储能方案的经济性下降。


(3)方案四与方案三对比:煤电采用CCS(碳捕捉和储存,编者注)后,燃煤发电成本大幅增加,采用光热发电全部替代燃煤发电,外送新能源电力比重可达到100%,而且经济性更好。

 

三、在我国的规模化发展前景

1、资源条件


(1)光资源

内蒙古自治区西部的巴彦淖尔市西部及阿拉善盟、甘肃省酒泉市、青海省海西州和新疆自治区的哈密地区等区域年太阳直接辐射量超过1800kWh/m2,非常适宜进行光热发电项目的建设。

 

(2)土地资源

内蒙古自治区西部、甘肃省、青海省和新疆维吾尔自治区适宜建设规模化光热发电基地的国土面积合计约78万km2,仅需其中一小部分即可支撑光热发电装机约7800GW。

 

(3)水资源

水资源是限制光热开发的重要因素。

• 我国西北地区水资源短缺,汽轮机均采用空冷技术,国内空冷机组技术十分成熟。

• 2030年至以后,考虑采用超临界CO2循环光热发电技术。



 

2、  装机规模设想


根据光资源、土地资源和水资源情况,我国光热发电装机容量在2030年、2035年和2050年的可以分别实现1.2亿千万、2.2亿千瓦、5.2亿千瓦。




3、 上网电价


(1) 固定电价模式

随着产业规模的扩大,我国的光热发电上网电价会有较大幅度的下降。按照固定上网电价的模式,仅仅体现了光热发电的成本,并没有如实体现光热发电机组电力输出特性的优势以及电力市场对优良品质电力的需求。




(2)分时段电价模式

1)根据电网负荷需求,分时段确定上网电价是国际上的普遍做法。分时段电价模式可以体现出不同时段的市场供求关系以及市场对高品质电力的需求。随着我国电力市场机制的不断完善,按照地区电力负荷的特性,制定分时段的上网电价政策是大势所趋。目前,在很多省份已经出台了分时段的售电电价。江苏省的普通工业用户的低谷、平段、高峰电价为0.3351元、0.7054元、1.1757元;比值为1 : 2.1 : 3.5;广东省一般工商业用户的低谷、平段、高峰电价比值为1: 2 : 3.3。




2)光热发电机组可以根据电网的分时段电价模式,优化机组的运行时段和系统配置,更好地发挥其技术优并显著提高其经济性。以江苏电网的分时段电价模式为例,光热发电机组优化运行时段后,将大部分发电量分配至高峰时段和平峰时段,年发电量的高峰、平段、低谷时段的占比分别为54.1%、39.7%、6.2%。



 

3)根据后续光热发电项的可研报告,上网电价约1.05元/kWh,如果今年启动,2022年可以投运。按照西部地区燃煤发电上网电价0.3元/kWh计算,需要补贴0.75元/kWh。


若采用江苏省分时段售电价格的模式来确定上网电价,仅仅优化机组的运行时段后,光热发电的低谷、平段、高峰的上网电价分别为0.39元/kWh 、0.822元/kWh、1.37元/kWh,再加上电网的输配电价格(按照0.15元/kWh计算),与目前的江苏省普通工业用户分时段售电价格的差距已经显著低于固定电价模式,需要补贴的额度明显减少。



(4)根据预测的光热发电成本下降趋势,2025年光热发电的上网电价可降低到0.759元/kWh,按照燃煤发电上网电价0.3元/kWh计算,需要补贴0.459元/kWh。


若采用江苏省分时段售电价的模式来确定上网电价,仅仅优化运行时段后,光热发电的低谷、平段、高峰的上网电价分别为0.282元/kWh、0.594元/kWh、0.99元/kWh,加上电网的输配电价格后,高峰时段低于目前江苏省普通工业用户分时段售电价格,再通过系统配置的优化,基本上不需要补贴。



(5)根据预测的光热发电成本下降趋势,2030年光热发电的上网电价0.713元/kWh,按照燃煤发电上网电价0.3元/kWh计算,需要补贴0.413元/kWh。


若采用江苏省分时段售电价的模式来确定上网电价,仅仅优化运行时段后,光热发电的低谷、平段、高峰的上网电价分别为0.265元/kWh、0.558元/kWh、0.93元/kWh,加上电网的输配电价格后,高峰时段和平段都远低于目前的江苏省普通工业用户分时段售电价格,因这两个时段的电量约占全年电量的93%以上,光热发电具有很强的市场竞争力。

 



四、总结


1、光热发电是电力输出稳定可靠、调节性能优越的可再生能源发电方式。可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷,也可以承担高峰负荷,可参与电力系统的一次调频和二次调频,并能够减少电力系统对储能电站容量的需求。


2、结合我国西电东送战略,在西北的电力外送通道送出端配置光热发电机组,替代煤电机组,可显著提升输电通道的可再生能源电力比重,与配置光伏+电池储能电站相比,具有更好的可靠性和经济性。


3、采用分时段电价模式确定发电侧的上网电价,光热发电的经济性将得到充分的体现。采用此种方式,电网公司与光热发电项目签订具有法律约束力的购电协议,明确分时段的上网电价,是保障光热发电项目投资收益的关键。随着新能源电力比重的逐步加大,光热发电在未来电力市场中具有很强的竞争力。


 
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