可胜技术金建祥：光热发展优劣浅析与对策

　　9月27～28日，由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国工程热物理学会、中国可再生能源学会、中国电机工程学会、全国太阳能光热发电标准化技术委员会共同主办，浙江省湖州市吴兴区人民政府、浙江高晟光热发电技术研究院有限公司、中关村新源太阳能热利用技术服务中心、中国大唐集团新能源科学技术研究院有限公司和中国科学院电工研究所共同承办的“2021中国太阳能热发电大会”在浙江省湖州市皇冠假日酒店举行。大会期间，浙江可胜技术股份有限公司董事长兼总工程师金建祥应邀请作了“光热发展优劣浅析与对策”的报告，报告整理如下，以供参考。

　　“碳达峰、碳中和”目标的提出；“构建清洁低碳安全高效的能源体系，构建以新能源为主体的新型电力系统”的路径；“不再新建境外煤电项目”的决策，是当前和今后能源发展的现状及趋势。

《中国2060年前碳中和研究报告》：2017-2050终端能源消费总量及结构（按发电煤耗法计算）

　　那么，什么是“以新能源为主体的新型电力系统”呢？以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标，以坚强智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。风电与太阳能发电的装机占比将在2030年达到近50%，2060年达到近80%。

　　报告指出，电力系统平衡并不是简单的电量平衡，应满足基于电量平衡的实时动态电力平衡和安全稳定运行。

　　电力系统要具备发变输配用等生产与消费具有瞬时性，并在同一地域内有机地组成一个整体，各环节联系紧密、相互依赖；实际上，电能生产、存储、消费必须时刻保持“动态电力平衡”。

　　而《电力系统安全稳定导则》（GB 38755-2019）强调：电力系统基本安全要求：

　　（1）明确电力系统对负荷的要求、负荷对电力系统的适应性，深化可中断负荷等需求侧响应技术应用，用电负荷可随时启停，容易达成“电力平衡”；

　　（2）保证电力系统的频率和次/超同步稳定；

　　（3）确保电力系统拥有合理的调节能力，电源及动态无功设备对电网具有足够的支撑能力。

　　随着新能源发电渗透率的提升，高比例新能源消纳将带来整个电力系统成本的增加。

　　能源三角不等式“安全、绿色、经济”不可能同时实现，绿色是趋势，安全是保障，经济性必然要妥协。

　　未来的新型电力系统，电价是必然上升的。近年来美国、德国电价上涨就是证明。

　　根据中国光伏行业年初的预测，2021年我国光伏新增装机规模容量在55GW至65GW之间。

　　上半年，我国新增光伏装机规模14.1GW，同比增加22.6%。其中集中式光伏新增装机同比下降24.2%，分布式光伏装机同比增加97.5%。即使按照保守预测值计算，上半年完成进度还不足26%。

　　青海甘肃新疆等西北各省新增光伏装机明显降低。作为“双碳”目标提出后的第一年，为何光伏新增装机规模远低预期？金建祥认为，西北地区上半年装机少的根本原因是新增光伏带来的系统性成本过高。目前系统性成本为：4～6个小时、100%功率的储能比发电贵；而6:1的调相机，增加成本为0.02元/kWh。

　　随着新能源装机比例进一步提高，为保证新能源的消纳采取的措施主要有：一是煤电深度调峰改造：降低最小发电量；二是新建储能设施：储存新能源发电量，平移至用电高峰使用。

　　对于采用煤电深度调峰还是用储能？报告阐明，煤电深度调峰是短期的优先选择，而搭配储能系统则是未来长期发展的必然选择！

　　那么要选择什么样的储能呢？报告对几种目前比较常用的储能方式进行了比较：

　　金建祥认为，抽水蓄能虽然技术路线成熟，但成本较高，未来很难降低。如果没有现成的上或下水库可以利用，抽蓄单位投资超6000元/kW，容量电价约900元/（kW·年），移动成本0.7元/kWh（IRR7%），0.98元/kWh（IRR10%）；建设工期一般要7-8年，明显落后于新能源建设周期，远水不解近渴；其次，西北地区具备建设抽蓄的地理条件并不多见，大规模建设抽蓄也不现实。因此，抽水蓄能虽然技术成熟，但是造价只会上升，不会下降。

　　电化学储能目前受制于成本高、寿命短和安全性较低。电化学储能的成本每度电的储能环节成本在0.7元～0.8元/kWh；运行寿命一般8～10年就要更换电池，报废后还存在环保问题；还有燃烧或爆炸频发的安全问题，如，2021年4月16日北京丰台区福威斯光储充项目火灾导致三名消防员牺牲；2021年7月30日，澳大利亚“维多利亚大电池”项目中特斯拉电池火灾持续4天；9月20日北京通州电动自行车锂电池阳台上充电引发火灾，导致楼上5位邻居死亡。

　　而未来电化学储能成本能否下降至目前的1/7呢？金建祥认为，一是成本下降不可能无限制、无止境；二是锂的储量有限，未来成本难料，所以下降到1/7只是小概率事件。因此电化学储能亟需一场革命，解决“安全、环保、成本、寿命”等系列问题。

　　在高比例可再生能源装机的背景下，为了减少弃风、弃光，确保电网运行安全，满足用电高峰需求，亟需一种低成本、大规模、高效率、高安全性、环保低碳的能量平移型储能电站——光热型熔盐储能电站。

　　我国光热型熔盐储能电站在经历了2016年的热情后，陷入发展的低迷期，而在2022年之后，太阳能热发电不再有财政补贴，那么，要如何发展光热发电产业呢？为此，报告在明确光热发电的定位，提出了可行性的发展路径。

　　第一、光热发电是能量平移型的调峰储能电源。光热发电配置大容量、低成本储热，出力容易调节，热态20分钟可实现15%-100%发电负荷快速调节。

　　第二、光热发电是维持电网稳定的支撑电源。随着火电退出，必然体现优质电力的稀缺性，光热发电能提供转动惯量和无功功率支撑；在辅助市场中价值更高。

　　第三、光热发电与风光等高比例可再生能源结合最为合理。光热电站白天中午前后2～6小时低负荷运行或停机，为光伏让路；用电高峰过后的夜间低负荷运行或停机，为风电或火电让路；配合光伏和风电发电，成为一种稳定的清洁电源。

　　光热和光伏为代表的可再生能源有很好的互补性，适合在发电侧形成“光热+光伏”的多能互补发电形式。

　　（1）光伏前期发展迅猛，后期暴露问题

　　◎ 新型电力系统前期，因装机成本和度电成本均低于光热，且出力与白天用电曲线较为吻合，在渗透率较低情况下，光伏装机规模将远大于光热。

　　◎ 新型电力系统中后期，由于渗透率较高且基本能满足白天用电需求，并且考虑到高比例可再生资源对电网安全稳定运行带来的冲击，光伏发展速度将会放缓。

　　◎ 光伏发电优势在于分布式，在负荷中心建设方面，结合储能等产业发展，可实现就地发电就地使用。同时，光伏也可作为移动电源，充分满足消费市场需求。

　　◎ 新型电力系统前期，因成本较高，难以快速下降，光热装机发展缓慢。

　　◎ 新型电力系统中后期，充分利用其储热优势，满足日落后的用电高峰，因其提供转动惯量和无功功率支撑，对电网友好，从而得到较快发展。

　　◎ 光热发电优势在于规模化，适合在条件适宜地区建设大型光热电站，然后远距离输送。也可适当发展大型光伏电站，将光伏光热打捆送出，实现可再生能源最大限度的消纳。

　　2018年联合国《全球升温1.5℃特别报告》，IEA预测1.5℃升温要求下：2040年光热和光伏装机量将分别达到全球总量的5%和21%。

　　根据IEA发布的《光热发电技术路线图》和《光伏发电技术路线图》预测，中国光热发电装机2030年将达到29GW，2040年至88GW，2050年达到118GW。到2030年大规模太阳能热发电技术加快部署以匹配光伏，2050年发送全球11.3%的电力。

　　因此，随着光伏装机量不断增加，光热价值得到进一步体现。

　　随着社会经济发展，新能源为主体的新型电力系统建设，需要平移能量的时长和容量都会大幅增加。必须大量发展储能才能为新能源进一步发展提供可能性，否则今天西部新能源装机规模就是西部新能源装机的天花板。

　　◎ 所有储电技术路线都是昂贵的，必须要解决大容量储能电站的经济性问题，与其他储能形式相比，光热电站熔盐储能具有大容量、长时间、低成本、安全、环保的优势。

　　◎ 光热发电要发挥自身优势，在新能源快速发展的下半场，抓住机会，体现自身在新型电力系统中的重要性，取得长足发展。

　　在大会开幕式上，金建祥在代表承办单位的致辞发言中表示：“未来的新能源结构必将是光伏、风电与光热协同发展、多能互补的形式。”“孤芳自赏、不愿意做配角的光热是没有出路的。”“2021年，光热发电的价值被广泛认可，电力系统对它的需求也逐渐变成了刚性需求。”“坚定信心，共同努力，进一步锤炼技术、降低成本，为未来五年、十年行业的快速发展做好扎实的准备。”“2021年才是光热行业真正起步的元年，下半场的机会更大。”

　　事实上，就在“2021中国太阳能热发电大会”闭幕不久的10月15日，国家大型风电光伏基地项目在青海省海南州、海西州同时开工，其中包括4个光热+光伏发电项目，光伏容量370万千瓦，光热容量40万千瓦，分别由国家能源投资集团有限责任公司（牵头）+ 中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司联合体，国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司（牵头）+ 浙江可胜技术股份有限公司 +中海油融风能源有限公司联合体，中国三峡新能源（集团）股份有限公司（牵头）+ 首航高科能源技术股份有限公司联合体，中国三峡新能源（集团）股份有限公司开发建设。

　　同日集中开工的甘肃省新能源项目中，也包括4个”光热+“发电项目，其中，光热发电容量41万千瓦，包括：国家能源集团敦煌“10万千瓦光热+60万千瓦光伏”项目、中核集团玉门“10万千瓦光热+20万千瓦风电+40万千瓦光伏”项目、恒基伟业（三峡集团）瓜州“10万千瓦光热+20万千瓦光伏+40万千瓦风电”项目、汇东新能源公司（华东电力设计院）阿克塞“11万千瓦光热+64万千瓦光伏”项目。

　　10月28日，吉林省“陆上风光三峡”工程在吉林省白城市、四平市等地举行全面建设启动仪式。其中，于当日开工的吉西基地鲁固直流白城140万千瓦外送项目包含风电80万千瓦、光伏40万千瓦、光热20万千瓦，位于通榆县、大安市两地，其中光热项目将由国家能源投资集团有限责任公司（牵头）+浙江中光新能源科技有限公司联合体、中国电力建设集团有限公司，中国广核集团有限公司（牵头）+白城市能源投资开发有限公司联合体、中国大唐集团新能源股份有有限公司（牵头）+中国能源建设集团投资有限公司联合体建设。

　　在国家发改委、国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中指出：我国可再生能源迅猛发展，但电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，制约更高比例和更大规模可再生能源发展。实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。在“光热+风光电”一体化项目中，光热发电与光伏、风电等波动性电源共同互补，光热发电系统发挥着储能调频调峰的重要作用，可在确保降低光伏、风电弃风弃光率的同时，促使发电出力平稳可控。同时充分释放光伏、风电的低成本优势，填补用电高峰期的光伏发电的电力供应缺口，有效提升能源利用效率和经济效益。