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“2025年将摆脱对补贴的依赖”,孙锐详述光热发电在电力市场中的价值

2019.11.04 来自:CSPFocus光略咨询

近日,电力规划总院原副院长、教授级高工孙锐发表了题为“在电力市场中如何实现光热发电的价值”的重要演讲。




本文为第三届CSP Focus光热发电创新大会现场演讲录音校正稿及演讲稿图示。


非常高兴接受会议主办方CSP Focus的邀请在这里把我们院最近的一些研究工作向大家做一个交流。我的题目是“在电力市场中如何实现光热发电的价值”,主要讲三个方面的内容。

 

 

第一个是简单的介绍一下我国的电力发展的现状和趋势。第二部分是要说一下光热发电的一个优势;重点是第三部分,就是光热发电怎么样实现市场的价值,最后是一个小结。

 

前面两部分内容在以前也或多或少都介绍过,但是我觉得还是有必要在每次场合都说一说,因为现在无论是政府还是社会对发展光热发电的必要性还没有形成一个统一的认识,所以导致了一些政策的支持力度,还是有所欠缺。

 

首先,看看一下我们国家能源发展的战略目标。

 


2018年底,全国能源消费总量46.4亿吨标准煤,其中非化石能源消费的占比是14.4%,我们国家已经制定了非常明确的能源发展战略目标。

 

到2020年,非化石能源在一次性能源消费中的占比要达到15%,2030年要达到20%,2050年要达到50%。

 

 

这张能源图是2018年我们国家所有的能源的生产和消费情况,左侧是能源的生产情况,右侧是能源的终端消费情况。

 

其中非化石能源主要包括水电、核电、风电、太阳能发电、生物质发电,还有其他的比如生物质燃料,太阳能热利用这两部分。在非化石能源里边非化石能源电力的占比在90%以上。所以要完成非化石能源的发展目标,重点就是要完成非化石能源发电的战略目标。

 


这两张饼状图反映了我们国家电力发展的现状,左侧这张图,是装机的情况,右侧是发电量的。

 

从图中可以看出2018年,太阳能发电的装机占比已经达到了9.2%。但是,在发电量方面,太阳能发电的占比只有2.5%。我们目前太阳能发电装机里边主要是以光伏为主,利用小时数比较低,所以发电量的占比要比装机容量的占比低的多。按照我们国家能源发展战略目标,如何构建未来的电力系统,国内很多单位,都进行了研究。


国家发改委和能源局发布的能源生产和消费革命战略,这里边就明确提出了到2030年非化石能源发电量占比要达到50%。这50%是为了保证前面提到的非化石能源在一次性能源消费占比达到20%,所以主要靠非化石能源发电来完成。

 

中国电科院的周孝信院士率领的课题组,按照我们国家能源发展战略目标,对未来的电力系统结构进行了研究,这4张饼图就是他研究的结果。

 

根据他们的研究结果,我绘制了发展趋势图,更直观一点。

 

 

左侧这张图是发电量的结构。右侧这张图是电源装机的结构。

 

按照他的研究到2030年,太阳能发电量占比要达到10%。太阳能发电装机要达到5.73亿千瓦,占比达到20%。2050年,太阳能发电量占比要达到27%,太阳能发电装机21亿千瓦,占比将达到41%。2030年,太阳能和风电装机之和要达到10亿千瓦,占比达到35%。2050年太阳能和风电的装机之和将达到36亿千瓦,占比达到68%。

 

大家看到数字一定会想到,按照目前我们国家风电和太阳能发电的情况,由于受到气象条件的影响,其发电功率是间歇式的,是不稳定的,所以,在没有配套储能电站的情况下,它们只能作为电力系统电量的补充,而不能作为电力系统电力的保障。


如果风电和光伏装机量到2050年达到68%了,那谁来承担电力保障?

目前是靠燃煤装机。所以大家以前听到的,风火打捆外送,就是建风电、建光伏就要建煤电。

要靠煤电来电力保障,当风电、光伏能够有电力输出的时候,把燃煤机组的输出压到最低。如果风电光伏掉下去了,马上把燃煤机组出力再拉起来,是这样的一个运行模式,但是大家可以看这两张发展趋势图,燃煤装机随着可再生能源电力比重的提高是会逐渐在下降的。

 

所以目前这种靠燃煤来保证电力系统供应的方式是不可持续的。按照周孝信院士团队的研究,到2030年燃煤装机容量下降到约9亿千瓦,2050年下降到约4亿千瓦。

所以为了提供电力保障,就要在可再生能源发电里边优选可靠、灵活的电源。另外那就是靠储能电站。

 

在非化石能源发电里边水电是有一个天花板的,核电也会受到一些限制。但是光热发电,还有生物质发电,是可靠的灵活的电源。所以这两项肯定是未来发展的一个重要途径。

接下来就是储能电站,储能电站最好的就是抽水蓄能,是最成熟的,但是很多地方不具备这样的站址条件。

 

接下来就是电池储能,但是目前阶段大规模的电池储能的可靠性还是有待进一步的提高,最近一些报道,在最近几年韩国的电池储能电站频繁的发生着火的事故,已经有20多起。同时,电池储能成本还是居高不下,后面我还会讲。

 

 

按照这样的趋势,按照我们国家的资源条件,我们做过预测。到2030年太阳能发电装机要达到5.7亿千瓦,我们认为光热发电可以实现1.2亿千瓦的装机。2035年太阳能发电10亿千瓦,光热发电可以实现2.2亿千瓦的装机。2050年,太阳能发电22亿千瓦,光热发电可以实现5.2亿千瓦的装机。

 

这是根据我们国家的光资源、土地资源和水资源情况来做的一个预测。

 

 

第二部分,还是回顾一下光热发电为什么有很好的发展前景,这是由它的技术优势所决定的。

 

 

这是西班牙Gemasolar电站的出力特性曲线。

 

大家可以看出这些红色曲线是电力输出,非常稳定,左侧是一天的。就是因为它配置了储热系统,可以实现24小时连续发电。右侧上方是夏季一周的稳定发电情况。右侧下方是冬季的,冬季由于光资源减少,晚上把负荷降下来,但是可以实现连续发电。

 


这是我们国内投运的浙江中控德令哈项目的机组运行曲线,本次会议上中控的金总还会做详细的介绍演讲内容将于近期发布,我这就不多说了。

 

 

光热发电在调节范围和调节速度等方面,它比燃煤机组还要优越,这里边列了几项内容,他的调节性能比燃煤机组要好得多。

 


光热发电和光伏来对比,优势也很明显。首先,它由于有储热系统,出力是稳定、可靠的,调节是非常灵活的。同时,它是汽轮发电机组发电,它有一个机械的转动惯量在里面,对电力系统的稳定是非常好的。光伏就没有这个转动惯量。

 

同时,在应对极端天气情况下光热发电也有它的优势。不管你储能多长时间,总是有一个时间限度。但是在极端天气下,比方说,连续两三天的沙尘暴、阴雨天或暴风雪天,怎么办?这个时候光热电站可以利用天然气,作为天然气应急发电机组。因为只需要备用一个天然气的炉子来加热熔盐,后边的蒸汽发生系统,汽轮机系统都是有的,而光伏和风电做不到这一点,如备用一套完整的燃气轮发电机组,那个备用成本就太高了。对光热发电机组来说,备用的成本很低,就是备用一个天然气的炉子。

 


从发电量对比上来看,在同一个地点同样装机容量光热发电的发电量是光伏的2.5倍。

在功率上,光热发电是百分之百可以保障的。

 

如果光伏要做到电力保障的话,一定要配储能电站,最少要配6个小时,度过电力系统的晚高峰。所以,这里边儿画了一个图,就是10万千瓦的光热发电如果和光伏比,那光伏就得要装25万千瓦,然后还要配10万千瓦持续6小时的电池储能,储能的容量是60万千瓦时。

 


按照这样的对比,结合各自的成本来算上网电价,后续项目,光热发电项目可以到1.05元每度电。但是光伏加上磷酸铁锂电池储能的话要1.23元每度电,明显是高于光热发电。这种对比也是国际上通常的对比,不能像我们国内有些专家简单的把光伏和光热作对比。

 


这几个柱状图反映的是光热发电在调峰方面的作用,我们是以新疆电网为例进行的模拟计算。

分别装设100万千瓦到500万千瓦的光热,他可以减少当地的弃风弃光电量10%到37%。

所以在电网中增加光热发电的装机,由于他的调节作用可以减少弃风弃光的电量,可促进风电和光伏的发展。



以西北电网为例,如果关停了1200万千瓦的常规火电,采用等容量的新能源发电装机替代,一种是新增1200万千瓦的光热装机,一种是新增1200万的风电光伏。如果当一台350MW机组突然故障,跳闸的时候,的周波变化如上图那样,光热发电装机的电力系统的周波下降幅度远远小于其他新能源装机的系统。

 



在电力外送方面的作用,我们国家太阳能直接辐射资源丰富的地区都在西部,西部也是我们国内一些煤炭基地的所在地。很多特高压的外送通道的起始端,都是在这些地方,以前主要是以输送煤电为主,随着我们国家能源发展战略目标进一步落实,怎么样能够加大外送电力中可再生能源的比重是我们的一个重要任务。

 


结合这些特高压的外送通道有不同的电源方案配比,我们是以新疆哈密送到江苏正负800千伏特高压直流外送通道为例来进行的计算,他的设计输电功率800万千瓦。可靠的电源功率不能低于600万千瓦。年输电量大约440亿千瓦时,有4种电源方案,其中第一种方案是:煤电600万千瓦,风电800万千瓦,光伏150万千瓦,这是目前通常采用的方案。为了进一步提高可再生能源比重,第二方案那就是把煤电降到200万千瓦,减少了200万千瓦的可靠电力,光伏提到1000万千瓦,依靠电池储能400万千瓦,这样电池储能加上煤电200万千瓦还是保证可靠的功率是600万千瓦。第三种方案就是方案二中光伏的1000万千瓦和储能400万千瓦,用光热发电400万千瓦来替代。

第四个方案是用光热发电全部替代煤电600万千瓦、加上风电800万千瓦。

 


通过测算的结果,大家可以看出:采用煤电、风电加光热400万千瓦的方案,也就是方案3,与采用光伏加电池储能的方案2相比,可再生能源的比例都提高到了78%,但方案3的经济性要优于方案2。采用光热加风电的方案4,可以实现百分之百的可再生能源输送,与将来燃煤机组加上二氧化碳捕集系统相比,也有经济上的优势。



重点说一下第三部,光热发电怎么样在市场中实现价值。



这张饼图显示的是目前光热发电上网电价的构成,投资成本占比是比较高的。随着我们产业规模的扩大,未来光热发电的上网电价也会随之下降。保守估计,到2025年能下降到0.76元,2030年基本在0.7元以下。

 

大家知道,目前我国对风电、光伏和光热都是采用按照基准的投资回报率来测算的上网电价,包括煤电也是这样。电网公司是按照当地的煤电机组标杆上网电价来收购,超过燃煤标杆电价的那一部分是由国家的可再生能源发展基金来补贴。新疆哈密当地的燃煤标杆上网电价是0.25元。

 

尽管我们光热发电,随着产业规模的扩大,上网电价会降低,但是要降到0.25元钱,是不可能的。所以按照这样的一个模式,光热发电一直要依赖可再生能源基金的补贴。所以现在,社会上觉得光热发电成本太高,一直要政府来补贴,其发展就会受到限制,一直不能走向市场。

 

 

那么我们现在就要反思,这种模式是不是合理的?在市场经济条件下,这样的上网电价形成机制并没有反应电力品质的优劣,也没有反应市场的需求。生产任何一种商品,按照投资回报也就是成本价加利润的方式来确定价格,从保护投资者利益方面看是合理的,但这个价格不一定能够得到市场的认可。关键看消费者是不是认可它的性价比。如果性价比不好,就会导致商品的库存积压,投资回报是实现不了的。反之,如果商品性能优越,在市场上供不应求,它的价格就会远远超出它的本身的价值,可以实现高额的投资回报。所以确定合理的价格应该是顺应市场的需求。

我们国家整个上网电价的形成机制是沿着原来的计划经济体制走过来的,所以现在也正在进行改革,比方说,现在正在推进的电力市场现货交易,但是现货交易的方式对我们新建的机组是不适用的。新建的机组都几十亿的投资,不管是光热发电还是燃煤机组,没有一个电价的保障,那几十亿投资是没人敢投的,银行也不给贷款。但对于存量的机组,在完成了还本付息以后的运行阶段是可以的。那么现在电力在销售端是什么情况呢?与发电上网侧是不同的,中东部地区都出台了峰谷分时销售电价政策。

 


我们看左边的这张图,这是江苏省对一般工业用户的销售电价,分了3个时段,右边这张图是广东的,也是三个时段,但时段的划分是不同,这是根据地区的负荷特性确定的,这就是根据市场的需求,来确定电价。对一般的工业用户,江苏省高峰时段销售电价1.17元,低谷时段0.33元,平段0.7元,出台这样一个峰谷分时销售电价政策有利于引导消费者错峰用电,尽可能在低谷用电,所以出现了很多相关技术,比方说蓄冰制冷,储热供暖都是用低谷电的。

 

但是峰谷分时销售电价对减少电网的峰谷差的作用还是有限的,有些电力用户是不可能错峰用电的。所以比较好的方式就是从销售端向发电上网端传导。

作为电网公司来讲,在保证输配电的成本和利润不受损失的条件下,在高峰时段可以高价卖,也可以高价买。

 

所以按照这样的一个模式,光热发电就可以发挥其储热的优势,可以把发电时段优化到高峰时段或者是平段,在市场上能够实现其应有的价值。

 


这张图就是按照SAM软件算出来的,蓝色的是在优化运行时段之前算出来的,灰色的是优化以后。中午的时段正好是一个平段,那么它优化以后,中午就把出力降下来,存储的热量用于晚高峰来发,这样,实现的利益回报就多了。

过了晚上9点变成低谷电,就不发了,储存的热量用在第二天早晨8点钟的早高峰时段发电。这样,既满足了电力系统高峰时段对电力的需求,又可以实现光热发电的价值。

 


另一方面,在系统配置优化方面,也可以进一步再优化。右上方这张图,大家比较熟悉了,是按照固定的上网电价模式,对聚光集热系统的规模和储热时长进行优化,实现它的发电成本最低化。但如果说,有了峰谷分时上网电价政策的话,光热发电的系统配置也可以进一步优化。

 

看左边这张图,在聚光集热规模和储热时长确定以后,机组的发电量基本上不会有太大的变化,但是机组在三个时段的发电量是可以通过调整汽轮发电机组功率改变的。随着机组功率的增加,可以增加高峰时段的电量,减少低谷时段电量。极致情况下,当机组功率大到一定程度,机组可以仅在高峰时段发电,平峰和低谷时段不发电。但是,汽轮机功率增大,相应的投资也会增加,所以最终要找到一个比较合适的功率,使电站的投资收益最大。




按照这样的一个思路,我们还是以新疆到江苏800千伏通道为例,按照江苏峰谷分时的销售电价,和江苏省内的输配电价0.24元以及远距离输送通道的电价,向发电上网侧传导,前提条件,燃煤机组是按照当地的标杆上网电价0.25元风电光伏也都是0.25元。电源装机包括200万千瓦的煤电400万千瓦的光热发电800万千瓦的风电150万千瓦的光伏。这样算下来以后,光热的上网电价低谷0.28元、高峰0.96元、平段0.58元,综合加权平均上网电价是0.77元。

这个电价就是目前市场可以接受的上网电价。

 

换句话说,只要我们把投资回报电价能降到0.77元以下,市场是可以消化的。而我们预测,到2025年,随着光热产业规模的扩大,电价可以到0.75元。

 

所以说,到2025年,就可以摆脱对补贴的依赖。如果我们产业规模发展的快一点,不需要到2025年,只要到电价0.77元以下就可以了。目前阶段由于我们的光热发电产业刚刚起步,还是需要政府的相关政策支持。对于光伏和风电的电价补贴已经十几年了,产业已经发展到今天完全可以平价上网的阶段了,但目前光热发电还是需要政策的支持,才能发展起来。

 


最后总结一下:

 

 

第一,就是伴随着我们国家能源转型的步伐,风电光伏发电所占的比重会逐渐的加大,煤电的比重会逐渐的降低,电力系统迫切需要出力可靠调节灵活的可再生能源电站和储能电站。

第二,热发电是集发电和储能为一身的可再生能源发电方式,电力输出稳定可靠,调节性能优越,可以作为电力系统的主力基础承担基本负荷,也可以承担高峰用电,可以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

 

第三,结合我国西电东送战略,在西部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。与配置光伏加上蓄电池这样电源相比具有更好的可靠性和经济性。

 

最后,根据电网负荷的需求,采用分时段的销售电价模式,来确定发电侧的上网电价,光热发电的价值在市场中得到体现。采用这种方式,电网公司与光热发电项目签订具有法律约束力的购电合同,明确分时段的上网电价是保证光热发电项目投资收益的关键。这个模式不只是对光热发电有利,对于煤电机组、生物质发电机组这种出力可靠、调节灵活的电源都是有利的。

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相关线下活动:


第十届光热发电中国聚焦大会2020(3月25-26日,北京)

第五届光热发电中东北非大会2020(6月23-24日,阿联酋迪拜)


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