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最新报告:打造零碳电力系统青海样本,光热将成增长最快的可调节可再生电源

2022.11.23 来自:落基山研究所

近日,落基山研究所发布了《西北地区电力系统低碳转型探索——打造零碳电力系统的青海样本》(下称报告),本报告重点关注西北地区乃至全国范围内清洁能源发展水平最高的省份——青海省,探索高比例可再生能源电力系统向零碳电力系统转型中的挑战与解决方案。


虽然青海省清洁电力装机与发电量占比均已达到九成左右,但在实现完全脱碳的道路上仍需应对诸多更具挑战性的难题。事实上,无论从经济角度还是技术角度,未来十年打造零碳电力系统的过程都将比既往高比例可再生能源发展过程更具复杂性和挑战性,这也凸显了青海打造零碳电力系统样本对全国乃至全球的意义。


报告指出,零碳电力系统的建设意味着大量间歇性新能源的接入,其必须和零碳灵活性资源相辅相成才能满足不同时间维度的电力平衡。目前青海电力系统可再生能源发电总量充足,但日内和季节性波动均较大,系统灵活性缺乏。


针对上述挑战,报告结合青海实际,提出了建成零碳电力系统的技术路径,并充分考虑青海可再生能源的资源优势,依托年度8760小时仿真运行模拟,对光热发电、氢电耦合和大规模储能等具有地方发展潜力的解决方案进行了前瞻性分析【详见报告全文】,下文重点提取光热部分:


1、光热将是青海增长最快的可调节可再生电源


报告指出,储热型光热发电机组具备良好的调节性能,可以迅速响应电网的调节需求,快速调节机组出力,具备参与调峰、一次调频、二次调频的能力。值得一提的是,与燃煤发电相比,储热型光热电机组具有负荷调节范围更大(稳态最低出力更低)、负荷调节速率更快、热态或冷态启动时间更短等优势。


表:不同电力系统灵活性资源对比


国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》和青海省发布的“2030行动方案”中都明确表示光热发电是可充分利用青海地域特色且稳定可控的零碳电源技术,其在青海具有多种优势。在“2030行动方案”中,更是明确了到“十四五”末期光热电站装机规模达到1.2GW以上,到“十五五”末达到3.2GW以上的政策目标。光热将是青海增长最快的可调节可再生电源。


《报告》建议青海应充分发挥自身优势,均衡发展波动型与调节型新能源。在既有风电、光伏波动性电源发展的基础上,结合自身气候和土地优势,推进包括光热在内的调节型新能源电源建设,依托地方补贴、优惠或试点激励等措施,引导调节型新能源电源的投资,促进其规模化应用,提升系统灵活性。


2、光热发电成本下降趋势明朗


报告指出,在成本方面,伴随着国家级和青海省级的政策推动、优渥的光资源禀赋和领先的光热电站运维经验,未来塔式光热发电的成本下降趋势明朗,在不久的将来会是有竞争力的零碳发电技术。塔式光热系统的聚光集热和储热系统占到总造价的77%左右,是推动塔式光热系统成本下降的关键所在。


如下图展示的塔式光热到2030年的造价成本下降趋势。与成本下降同步进行的还有光热电站运行效率的提升,到2030年前塔式光热的定日镜镜面工艺迭代、吸热器涂层的技术进步、镜场排布优化等带来的效率提升预计将让光电转换效率提升12%。在塔式光热成本下降和光电转换效率提升双管齐下的预期下,塔式光热电站的度电成本将从目前的1.15元/kWh下降至0.75元/kWh。青海自身丰富的运维经验还有望为光热电站的度电成本带来更多的下降空间。



3、光热发电规模化发展可显著减少对火电依赖


报告介绍了4种光热装机规模情景下的电力系统仿真结果,并与基准政策情景相比较。


注:基准政策情景(即“十四五”年均新增0.25GW,“十五五”年均新增0.4GW,蓄热能力均为9小时);规模化开发情景(1.5/2.0/2.5/3.0CSP,相比基准政策情景,每年新增装机为其1.5到3.0倍)


仿真结果显示,在节能减排方面,光热装机规模的不断提高显著减少了火电的出力和外购依赖,通过下图对比可知,仅增加3.0GW光热装机(2.0CSP情景)就起到了增加7.0GW电化学储能(25%BESS情景)所对应的火电及外购电量减少效果,而且减排效果伴随光热装机增加呈现线性下降的趋势。


从系统成本的角度看,光热装机的增加节约了大量燃料、外购等可变成本和火电启停成本,2倍光热装机情景所增加的系统成本(约128亿人民币)仅为25%储能配比情景对应的系统成本增加的68%,此时新增光伏与光热装机比约为8:1。这体现出光热在青海既可以满足波动性可再生出力不足时的电力缺口,提供日内灵活性并加速火电电量退出、减少外购依赖,又具有较强的经济性。



同时光热作为可调节性新能源,提高光热在新能源中的装机占比可有效缓解弃风和弃光现象,同时减少枯水期对外购电量的依赖度(如下图所示)。在近零碳电力系统的2030年,对比基准政策情景和2倍光热装机情景(新增光伏光热装机比分别约为18:1和8:1),全年弃风率从6.8%下降到6.2%,弃光率从9.2%下降到8.8%;同时气电的利用小时数从3,140小时下降到2,997小时,外购电量占比从5.4%下降到4.9%。



4、光热发电和水电具备季节互补性


在保障电力系统灵活性方面,青海应统筹发展电化学储能、光热发电、氢能发电等零碳电源以提供不同时间尺度上的灵活调节能力。三种零碳调节电源的引入均不同程度缓解了枯水期晚间对火电和外购的依赖(图下图所示)。电化学储能和氢储能均提高了午间对新能源的消纳能力,减少了弃风弃光,配套蓄热能力的光热明显在晚间提高了出力水平。


但是由于电化学储能和光热发电储热时长的限制,系统仍缺乏更长时储能的支撑。电化学储能和光热发电的调节效果均在前半夜(17时到24时)比较显著,而在后半夜(24时到9时),25%储能配比和2倍光热装机情景仍依赖火电和外购电来弥补电力缺口。



同时由于光资源季节分布较为平均,光热发电全年出力也相对较为平稳,其中出力峰值出现在枯水期的4月和丰水期初期5月,出力低谷出现在丰水期8-9月,一定程度上体现了光热发电和水电的季节互补性、缓解了青海枯水期的电力紧张现象。



综上,报告指出青海省政府应尽快推出省级补贴、投资优惠、专项试点等措施以统筹发展新型零碳灵活性资源,同时充分给予其参与电能量和辅助服务市场的主体地位,为零碳电力系统提供不同时间尺度的灵活性,进一步促进光热发电和氢能发电等新型灵活性资源的投资。


附件:西北地区电力系统低碳转型探索——打造零碳电力系统的青海样本-RMI.pdf




相关线下活动:


第十二届光热发电中国聚焦大会2023(2023年,中国)

第五届光热发电中东北非大会2023(时间待定,阿联酋迪拜)


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