孙锐：建设光热发电基地有利于实现高比例新能源电力外送

近日，在2019第六届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会上，电力规划设计总院副院长孙锐就建设光热发电基地有利于实现高比例新能源电力外送作了主题发言。

孙锐在发言中指出，光热发电主要有以下几点优势：第一，出力稳定，可连续发电;第二，可根据电网负荷需求调峰;第三，作为同步发电机电源，可为系统提供短路容量，具备电压支撑能力;第四，可参与一次调频和二次调频，并为系统提供转动惯量，增强系统稳定性。

同时，孙锐就通过我国规划建设的西电东送电力通道，实现高比例新能源电力外送给出了四种方案，即：煤电+风电+光伏;少量煤电+风电+光伏+电储能;少量煤电+风电+光热发电;光热发电+风电。数据分析显示，通过有序建设太阳能光热发电基地，充分利用这些电力外送通道，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。

孙锐表示，根据我国能源发展战略，要实现电力保障，必须要有可靠、灵活的电源或是储能电站提供电力保障。在新能源电力中，光热发电可以提供相应的电力保障，且其具有调节的灵活性，在未来高比例新能源装机的条件下，光热发电必将发挥其应有的作用。

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各位专家大家上午好!我今天主要汇报的内容包括：第一，我国电力发展现状和趋势;第二，光热发电的优势;第三，电力外送方案对比分析;第四，总结。

第一部分，关于我国能源发展现状和战略目标。

2018年，全国能源消费总量为46.4亿吨标准煤，其中非化石能源消费占比达14.3%。按照我国能源发展战略——逐步采用非化石能源替代化石能源，计划于2020年非化石能源在一次能源消费占比中达到15%，2030年达到20%，2050年达到50%。在非化石能源中，非化石能源电力占比超过90%，那么要完成我国非化石能源发展战略目标，重点在于非化石能源发电。

关于我国电力发展现状。2018年，全国电源总装机19亿千瓦，非化石能源发电装机占比达40.7%，其中太阳能发电占比达到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%。由此可以看出来，非化石能源发电装机占比(尤其是太阳能发电)与发电量占比之间有很大的落差。目前，太阳能发电主要是光伏发电，其平均利用小时数是1212小时。但是，我国非化石能源战略要靠发电量，而非装机量。

国家发改委、能源局发布的《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》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%。按照这些能源发展战略目标，由中国电科院周孝信院士率领的课题组对未来的电力构成进行了预测。

按照周孝信院士课题组的预测，到2030年太阳能发电量的占比近10%，太阳能发电装机达到5.73亿千瓦，占比达到20%;2050年太阳能发电量占比将达到27%，太阳能发电装机达到21.576亿千瓦，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达到36亿千瓦，占比将达到68%。

如此高比例的新能源装机容量，由谁来保证电力的可靠供给?这是一个非常严峻的问题。目前，光伏和风电只能作为电量的补充，电力的保障要靠煤电，而按照预测，煤电到2030年装机将下降到9亿千瓦，2050年下降到4亿千瓦，谁来做电力保障?这个问题必须要解决。所以，我们必须要有可靠、灵活的电源或是储能电站提供电力保障。在新能源电力里面，光热发电和生物质发电是可以提供这样的电力保障的，而且它具有调节的灵活性，所以在未来高比例新能源装机的条件下，光热发电和生物质发电必将发挥其应有的作用。

第二部分，光热发电的优势。

光热发电是首先把光变成热，再通过热能转化产生高温高压蒸汽，带动汽轮机组发电，关键在于其配置储热系统。在夏季，光热发电基本可以连续24小时发电，当然，在中午时段或者晚高峰后可以降低出力(前提是不弃光)，这样可以为光伏和风电让路。按照目前的可再生能源法，可再生能源应该是100%收购的，但是为什么风电、光伏做不到?因为其电力品质达不到电网的要求，给电网造成很大的冲击，尽管有法律的保障，但是它在技术层面是无法保证的。光热发电是有保障的，是可以替代燃煤机组的，而光伏和风电则无法替代燃煤机组。光热发电的熔盐储能系统可以保证其实现电力供应，按照当前的可再生能源法，光热发电应该要100%收购，其电力品质是有技术做保障。

光热发电还可以发挥调峰作用，但前提是需要有相应的调峰电价。目前，1.15元/千瓦时的电价是可利用调度电价，按照整个生命周期25年可用的调度、投资资本回报率10%测算的电价。因此，光热发电可以用来调峰，但是调峰电价就不一定按照1.15元/千瓦时，而是不同时间采取不同的电价。那么，光热电站整个25周年的生命周期内，每个小时的电价是多少?我们需要有法律保证，如果做不到这一点，电价便没有保障。同时，电力辅助服务是随着电力市场的变化而不断调整的，如果没有相应的购电协议，投资回报是无法预测的，这样银行也不可能提供贷款，那么光热电站的建设无从谈起。

光热发电在春秋季节的调控作用更加明显，它完全可以按照电力负荷的需求，实现从早高峰一直到晚高峰的出力，这样对光伏和风电更有利。因为我国所处纬度较高一点，光热电站冬季每日的发电量通常是夏季一半的发电量，白天进行储能，晚高峰开始发电。若遭遇极端天气，譬如连续几天沙尘暴，在没有光照的条件下，储能便无法实现。

但是，光热发电机组在极端气象条件下，系统缺少发电功率时，利用天然气加热熔盐或导热油便可实现机组运转，备用成本非常低。对于光伏来讲，即使配置蓄电池储能，如果遇到类似情况，就不能够发挥应急作用了，此时我们不可能备整台的燃气发电机组，常年不发电只是为了应急，这样备用成本太高了。所以，这也是光热发电的优势，即便没有光照条件仍然可以发挥应急作用。

在这里，我想总结一下光热发电的几个主要优势：第一，出力稳定，可连续发电;第二，可根据电网负荷需求调峰;第三，作为同步发电机电源，可为系统提供短路容量，具备电压支撑能力;第四，可参与一次调频和二次调频，并为系统提供转动惯量，增强系统稳定性。

接下来，我想对比一下光热发电和光伏发电。若光伏要作为调力保证的电源，一般要配置至少6小时的储能，才能满足晚高峰的电力需求。从发电量上来讲，同容量的光热发电机组的发电量是光伏发电的2.5倍，即一座装机100MW的光热电站的发电量相当于装机250MW的光伏电站再配置100MW电功率储能6小时(配置60万千瓦时的储能)的发电量。经过这样的对比，我们可以看到它的经济性。目前，经过几年的发展，光热发电的上网电价已经降到了约1.05元/千瓦时，现在光伏加蓄电池的电价约1.233元/千瓦时。

关于光热发电的调峰作用。以新疆电网为例进行模拟计算，如果目前新疆的电网装设100万千瓦光热发电机组，可以减少弃风弃光电量10%;装设500万千瓦光热发电机组，可以减少弃风弃光电量37.6%。

关于光热发电的调频作用。以西北电网为例，如果关停1200万千瓦的火电燃煤机组，采用等容量的新能源装机替代，有两种方案：一种是新增1200万千瓦的光热发电;另一种是新增1200万千瓦的风电和光伏。如果有一台35万千瓦燃煤机组突然跳闸，通过模拟计算可以看出，在光热发电机组转动惯量的支撑下，系统能够维持频率稳定。

第三部分，电力外送方案对比分析。

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，这些区域也是我国光资源、土地资源比较丰富的地区，那么，如何利用这些电力外送通道实现更高比例的可再生能源输送呢?有序建设太阳能发电基地，充分利用这些电力外送通道，输送可再生能源电力。

下面，我们通过不同的方案来对比分析：方案一：煤电+风电+光伏，这是目前采用的方案;方案二：少量煤电+风电+光伏+电储能;方案三：少量煤电+风电+光热发电;方案四：光热发电+风电。

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。

方案一中，参考国内目前类似的直流外送通道，配置煤电600万千瓦，风电800万千瓦，光伏150万千瓦。这样计算下来，通道新能源电量占比44.2%。酒泉-湖南特高压输电工程中，燃煤发电占比60%，现在已经弃光弃电率高达12.5%了，因此，再增加新能源的配比，弃光弃电率还要上升。这种方案中，无碳捕捉和储存(CCS)的情况下，不含税综合度电成本为318.7元/MWh，有CCS就会上涨到471.64元/MWh。

方案二中，风电装机容量同样考虑800万千瓦，煤电装机减少到200万千瓦，为保证与方案一同样的送电电量和电力可靠性，需配置1000万千瓦光伏和功率为400万千瓦的储能系统(储能6小时)。这样算下来，新能源发电量占比就可以提升到78.4%，在没有CCS的情况下，其不含税综合度电成本为395.9元/MWh，有CCS则上涨到456.7元/MWh。

方案三中，采用光热发电替代光伏发电及电储能，配置方案为200万千瓦燃煤装机、800万千瓦风电、400万千瓦光热发电。这样计算下来，新能源占比78.5%，和第二个方案基本相当，在没有CCS的情况下，其不含税综合度电成本为387.8元/MWh，有CCS则上涨到448元/MWh。

方案四中，采用光热发电替代全部煤电机组，配置600万千瓦光热发电，800万千瓦风电。这种方案中不涉及燃煤机组，因此和CCS不相关，其不含税综合度电成本为436.1元/MWh。(注：上述成本预算是到按照2030年，包括光热电价、光伏和蓄电池储能电价都在下降的结果来算的。)

从这四种方案中我们可以看出，在目前这种输电模式下(第一种方案)，新能源的电量占比约为44%，再提高就很难了。煤电在没有CCS的情况下，发电成本是最低的，有了CCS以后成本大幅上升。

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。

方案四与方案三对比，煤电采用CCS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。

总体而言，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难以继续提高;增设光热发电装机以后，相比光伏+储能的配置方案，它在输电的可靠性和经济性上更好;若采用光热发电替代全部的燃煤机组，则可实现100%的新能源电力输送，其经济性是最好的。

第四部分，我想简单总结一下。

首先，光热发电机组可以实现稳定可靠的电力输出，调节性能优越，可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷，也可以作为调峰机组承担高峰负荷，可参与电力系统的一次调频和二次调频，并能减少电力系统对储能电站容量的需求。

其次，如果新能源电力只作为电力系统的补充，那么不需要运行光热机组，但如果新能源装机容量高比例得以实现，并承担电力保证，那么光热发电就可以发挥其价值了。光热发电替代的不是光伏(光热和光伏是互补的关系)，而是电力系统的储能。相比光伏发电配置电池储能系统，光热发电机组不仅能为电力系统提供转动惯量的支持，有利于维持系统的频率稳定，而且在极端天气情况下，可以作为天然气应急发电机组使用。

第三，结合我国西电东输战略，在西北的电力外送通道送出端配置光热发电机组，替代燃煤机组，可显著提升通道的可再生能源电力比重，与配置光伏+蓄电池电站相比，具有更好的可靠性和经济性。

谢谢大家!