CSPPLAZA光热发电网讯：近日，在由中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、CSPPLAZA光热发电平台共同主办、首航高科能源技术股份有限公司联合主办的2022中国风光热互补新能源基地开发大会上，全国工程设计大师、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、电力规划设计总院高级顾问孙锐就风光热储新能源基地的开发方式和技术原则作了主题报告。

图：孙锐作主题发言

孙锐指出，在以新能源为主体的新型电力系统中，电网侧储能的主要作用是消纳超出电力负荷需求的风电和光伏电力，并承担系统调峰和电力支撑功能。光热发电是集发电和储能为一体的具有同步发电机输出特性的非常宝贵的调节电源，具有长时储能的优势，可以连续24小时发电，持续的为电力系统提供转动惯量和旋转备用，它可以随时根据电网的需求来调峰，在负荷高峰时段可以使出力达到百分之百，电网不需要的时候可以把功率降到15%，可以替代煤电机组。这些特性目前的抽水蓄能、压缩空气储能和电池储能都无法与之媲美。

图：电网侧储能和光热发电在系统中的作用示意图

当前青海、甘肃、新疆、吉林等地正在推进一批包含光热发电的风光热储一体化项目，对此孙锐表示，在缺乏光热发电上网电价传导机制的情况下，采用光热、光伏、风电打捆的多能互补方式，按照当地的燃煤基准电价上网，通过风电和光伏发电的利润空间来弥补光热发电的亏损，这样的做法可以短期解决光热发电的市场需求，缓解光热发电产业链发生断裂的危机。同时孙锐也指出了目前采用的风光热储一体化项目建设模式，在投资方的投资收益、光热发电机组的运行调度方式、光热发电系统配置、电力送出线路的汇集等方面暴露出一些问题。

针对上述问题，对于风光热储一体化基地的开发，孙锐给出了一系列专业化建议：1）不能将零散的多能互补一体化项目的开发方式和技术原则照搬到新能源发电基地的开发上，而要把满足发电基地整体电力输出特性要求作为首要的目标，根据当地的资源条件，系统研究各种电源的合理配比，特别是对其中具有储能和调节功能电源的容量和功能要研究清楚。2）要根据发电基地对不同电源的功能要求，分别进行各种电源的竞价招标，通过市场竞争方式确定各种电源的上网电价。3）在电源的上网电价形成机制完成市场化改革之前，参照抽水蓄能两部制电价模式，对光热发电成本超出燃煤基准电价的部分给予容量电价补贴并传导至电网的输配电价中，这是简单易行的解决办法。【详见如下演讲全文】

更多精彩内容，请阅读下面刊出的孙锐的演讲全文：

孙锐：尊敬的各位专家，全体与会嘉宾，大家下午好！很高兴接受会议主办方的邀请，利用这次大会的机会，和大家共同探讨一下风光热储新能源基地开发方式和技术原则。今天主要讲三个问题：

第一、电力发展的趋势以及面临的挑战

1、国家电力发展的现状及趋势

2021年底，全国电源总装机容量达到了23.8亿千瓦，其中非化石能源发电占比达到45%，风电和太阳能装机容量占比达到了26.7%，但是从发电量上看，风电和太阳能发电量的占比为11.7%，这与装机容量占比有一个差距，这个大家也能理解，就是风电和光伏发电的利用小时数比较低。

按照我们国家提出的2030年碳达峰，2060年碳中和的目标，清华大学牵头组织的团队对这个路径进行了深入地研究，结论是：2050年全部的二氧化碳要实现净零排放，电力系统要实现负排放。2050年能源总量需求约51吨标准煤，非化石能源占比超过85%。按照这样的能源发展战略目标，由周孝信院士牵头的团队对电力发展的目标进行了深入的研究，因为数据比较多，我简单说一下：2050年风电和光电的发电量占比要达到60%，2050年风电和光电的装机容量占比要达到79%。所以大家可以想象，在电力装机里面接近80%是风电和光电，这对电力系统来说，是一个非常巨大的挑战。所以，党中央和国务院明确提出要构建以新能源为主体的新型电力系统。

2、储能和光热发电在电力系统中的作用

大家知道，光伏发电和风电的出力具有随机性，波动性和间歇性。随着容量占比的不断增大，电力系统供电的可靠性不断下；随着火电机组装机容量的下降，系统的转动惯量越来越小，对电力系统安全性的不利影响越来越大；具有同步发电机输出功率特性的灵活调节电源容量占比不断下降，系统的电力平衡难以保证。

为了满足电力系统安全稳定供电的需求，储能将会与电源、电网、负荷并列，成为新型电力系统不可或缺的第四要素。传统系统电力发供用同时完成的特性将被改变，原来电力负荷是刚性的，现在由于用户侧储能的加入也变成了具有弹性；分布在电力系统各个环节的各种储能设备和储能系统，将创造电力电量平衡新的机制和模式。

具有同步发电机功率输出特性的低碳灵活调节电源是构建新型电力系统不可或缺的重要支撑。抽水蓄能、光热发电、压缩空气储能、电池储能等，这些都将在未来的新型电力系统中发挥重要的作用。这些储能和光热发电机组在系统中的主要作用是什么？按照安装地点划分，分成用户侧储能（也叫负荷侧的储能）、电源侧储能和电网侧储能。

首先看用户侧的储能，用户侧储能的安装位置在用户计量关口表的用户端，它的运行方式完全由用户自己根据用电情况和峰谷分时电价的时段进行控制。在电力系统负荷低谷时段来储能，在用户需要电力时段释能。这主要靠出台的峰谷分时销售电价作为激励，用户以节约用电成本为目的，可以根据当地的峰谷分时电价政策来决策是否安装储能以及它的运行策略，对电力系统而言，它可以起到削峰填谷的作用。比较适宜的储能方式，目前来看就是蓄电池，也包括储热、蓄冰制冷，还包括电动车等。

再看电源侧的储能，电源侧储能的安装位置在电源计量关口表的电源侧。电源侧的储能应该说可以划分成两个阶段，目前阶段，因为储能成本还是比较高的，所以现在很多省级电网公司已经提出风电和光伏项目必须配置10-20%容量、1-2小时的储能。按照这样的配比，目前电源侧的储能主要功能是消除风电和光伏的短时间、小幅度的功率波动，使出力曲线能够变的平滑一些。由于电源侧储能容量占比较低，风电和光伏电源无法做到按照电网要求的定功率曲线上网。电源侧储能运行特点是储能和释能切换频繁，所以比较适宜的储能方式是蓄电池。电网调度是不直接单独调用电源侧储能的，而是与风电、光伏电源整体调度。第二个阶段是储能成本下降到一定程度，上网电价机制市场化改革完成以后，电源侧的储能是可以使电源按照系统要求的功率曲线运行的，这样的储能容量占比就比较高了。这种情况下，不是按照电源自己确定的功率曲线运行，而是按照电网需求的功率曲线运行。比较适宜的储能方式是压缩空气储能、储热型光热发电、蓄电池等

再看电网侧的储能，电网侧储能就是安装在公共的电网系统里面的，传统的电网侧储能的主要方式是抽水蓄能。它是在电网负荷低谷时段储能，高峰时段释能，即削峰填谷。随着风电和光伏容量占比的加大，弃风、弃光电量会越来越大，电网侧储能的功能会有一些变化，它要吸纳弃风、弃光电量，削峰填谷的作用逐渐向用户侧储能转移，因此，将来电网侧储能主要功能是吸收风电、光伏溢出的电量，同时，为系统提供电力支撑。电网侧储能是由系统调度根据系统负荷的变化情况随时进行调用。比较适宜的电网侧储能方式是抽水蓄能、压缩空气储能，还有储热型光热发电。

光热发电是集发电和长时储能为一体的具有同步发电机输出特性的非常宝贵的调节电源，它因为它具有长时储能的优势，所以可以连续24小时发电，持续的为电力系统提供转动惯量并作为旋转备用，可以随时根据电网的需求来调峰，在负荷的高峰时段可以使机组功率达到百分之百，当系统不需要电力的时段可以把功率降到15%，它可以替代煤电机组，作为旋转备用和提供转动惯量，这些优良特性是抽水蓄能、压缩空气储能、电池储能都无法与之相媲美的。

今年的5月份，国家发改委和能源局发布了475号文，提出了独立储能的概念。原文是：“具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场”。独立储能时什么概念？就是不管是装在用户侧，还是装在电源侧，只要满足上述这些条件，就可以作为一个独立的储能项目参与电力市场。文件中鼓励现在电源侧和用户侧的储能，经过改造，转化为独立储能。为什么？就是只有储能掌握在调度的手里，才能发挥更大的作用，独立储能的功能和调度方式与电网侧储能是相同的。

二、风光热储一体化项目的现状

1、多能互补一体化项目的背景

2020年初，财政部、发改委、能源局联合颁布一个文件明确：2021年底以后新增的光热发电不再纳入中央财政的补贴范围；随后2021年，发改委又发文明确，2021年起，新核准的光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，上网电价高于当地燃煤基准电价的，基准电价以内的部分由电网公司结算。这个文件将光热发电上网电价的定价权授予了省级地方政府，但是高出当地燃煤基准电价的部分没有办法向后面传导，那只能由地方财政来补贴。光热发电几乎都分布在欠发达地区，地方财政根本就没有能力对它进行补贴。所以这个政策出来以后，马上抑制了光热发电的市场需求，整个光热发电行业陷入了低谷，光热发电的产业链的生存岌岌可危。

另一方面，随着风电、光伏占比的增加，电力系统对新型储能和光热发电的需求愈加迫切。所以国家能源局根据这种情况出台了多能互补一体化项目政策。就是可以将光热发电、新型储能与风电或光伏打捆作为一体化的项目，通过风电和光伏的利润空间来弥补光热发电和新型储能的亏损。这个政策在缓解光热发电产业链的生存危机方面发挥了作用，也见到了成效。但我认为这项政策是在缺乏光热发电和新型储能上网电价传导机制情况下的权宜之策。随着这些项目的进展，一些负面的问题逐渐就被暴露出来了。

2、多能互补一体化项目存在的主要问题

第一个问题是投资方的收益难以保障。对于多能互补一体化项目的上网电价，甘肃按照当地的燃煤基准电价上网，青海和新疆按照当地光伏的基准电价上网，因为执行的上网电价不同，光热发电与风电或光伏的容量配比也就产生了差异。甘肃的配比要求1：6，青海和新疆因为上网电价比较低，它的配比就要1：9。这样的配比完全是以现行的上网电价为基础，在满足投资方的最低收益要求条件下，将风电和光伏的容量压到最低来确定的。问题是：在计算投资收益时，风电和光伏的上网电量都是按照100%的电量可以上网来计算的，并没有计算弃风和弃光电量对投资收益的影响。这样的理想状况是很能实现的，即使光热发电配置了电加热系统来储存无法上网的风电或光伏电量，也要损失掉近三分之二，从而导致投资方的收益难以保障。

第二个问题是光热发电机组的运行调度方式不正确。按照目前多能互补一体化项目的原则是对一体化项目整体实行统一调度，不单独调用光热发电。光热发电优势是长时间的储能，可以连续24小时发电，可以作为旋转备用持续的提供转动惯量并随时为系统提供电力支撑，但是如果调度不能单独调用它，它在系统中的作用就难以发挥了。前面讲到，现在鼓励将电源侧和负荷侧的储能通过改造转变成成独立储能，一定要调度直接调用，才能在系统里发挥更大的作用。所以我认为要充分发挥光热发电在系统中的作用，将其改为独立的储能发电项目是大势所趋。

第三个问题是光热发电的系统配置原则不合理。由于在整个多能互补一体化项目里面，光热发电是亏损的电源，所以投资方从投资收益上来考虑，就尽可能削减光热发电的投资，这是投资方的无奈之举。这样一来，光热发电只能削减聚光集热系统的规模，现在同容量机组的聚光集热系统规模比第一批示范项目减少了近一半，那它的整年发电量还有调节功能就大打折扣，有的项目年发电量还没有光伏多。可以预见，这批项目投运以后，系统调度对光热发电会有所失望，因为聚光集热系统规模的限制，光热发电只能像其他新型储能的作用一样，每天在负荷高峰时段发电几个小时，而不能连续24小时作为旋转备用、持续为系统提供转动惯量，丧失了光热发电长时储能的技术优势。

第四个问题是送出的汇集方式不合理。按照一体化项目的原则，要求项目中的各种电源都要汇集到一起，一个计量关口接入系统。但是往往风电、光伏和光热发电的站址之间有一定的距离，如果都要先汇到一起，再接入系统，会提高汇集的成本；如果有多个项目集中在一个区域，汇集线路也会交叉零乱。因此，按照不同的地理区域分别汇集更加合理，只不过增加计量关口表数量而已。

三、风光热储能源基地开发方式及技术原则。

1、风光热储能源基地开发要点

风光热储发电基地的开发方式与前面讲到的多能互补一体化项目是有很大的差别的，一个发电基地的装机容量要上千万千瓦，如果把它分成十多个一体化项目，按照目前一体化项目的开发方式来开展建设是要出问题的。两者的主要差别是：目前的一体化项目开发方式是受制于当前的电源上网电价，主要的着眼点是项目的经济性上，并没有对电力输出特性提出硬性的要求。而发电基地开发的首要目标是：在不依赖电力系统已有的调节电源条件下，基地自身电力输出特性要满足要求，经济性则是在确保电力输出特性基础上的第二个要素。因此我认为风光热储发电基地开发方式有如下几个要点：首先要对基地开展系统研究，根据当地的资源条件和受电地区的负荷特性，来研究确定这个基地各种电源的容量配比，特别是把具有储能和灵活调节功能电源的功能研究清楚，例如：基地中的光热发电是否需要24小时连续运行，在极端天气条件下，风电和光伏没有出力的情况下，是否需要光热发电利用天然气发电保证一定的功率输出。这些要求都需要通过系统研究后确定，也是电源招标的技术条件。当系统研究完成以后，第二个环节就是按照确定的不同种类电源的功能和容量分别进行招标，擅长做光伏开发商就投资光伏，擅长做风电就投资风电，擅长做光热就投资光热，在满足技术要求的前提下谁的电价低谁中标。

第三个环节就是电网公司与中标的开发商签订具有法律约束力的长期购电合同，招标文件中对电源的功能要求和考核办法及罚则都要写入合同中。最后的环节就是按照双方签订的合同来履约。严格履约合同条款，对防止电源开发商通过降低电源功能实现低价中标是至关重要的。

上面讲的几个新能源发电基地的开发要点，是建立在电源的上网电价形成机制完成市场化改革基础上的，在缺乏上网电价的传导机制情况下，就很难实施。我国要实现碳中和，我们的用电成本肯定是要提高的，虽然现在风电和光伏的成本已经低于燃煤发电，但是叠加系统为它配套的成本后就要比燃煤发电高多了。按照市场经济规律，发电成本的提高一定是要向用电侧传导的。当然，地方政府是可以根据自己的财政能力，对需要补贴的电力用户进行补贴的，这些电力用户不仅是地方纳税人，也是可再生能源基金的贡献者。

关于电价机制，今年2月10号，发改委、国家能源局联合发布的《关于完善绿色低碳转型体制和政策措施意见》里面提出，要完善支持太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。现在按照燃煤电价来采购光热发电，是不合理的，通过一体化项目中的光伏和风电来弥补光热发电的亏损，并不是长久之计。按照目前的做法，政府部门先确定了一个不合理的光热发电上网电价，开发商再来根据上网电价确定光热发电的功能，这是本末倒置的。所以，电源上网电价形成机制的市场化改革是当务之急。这一改革需要一定的时间，在完成市场化改革之前，参照抽水蓄能两部制电价方式，对光热发电给予一定的容量电价补贴并向后端传导，是比较简单易行的办法。

2、风光热储能源基地开发技术原则

风光热储能源基地开发技术原则主要有这么几点：

1）根据当地的资源情况和特高压输电通道设计的功率曲线，包括输电量，输电功率，时间上的分布，合理选择风电和光伏的配比，因为风电与光伏发电存在季节出力互补性和日出力互补性。

2）根据输电通道最低的保障功率要求，来确定光热发电和储能的装机容量，因为光伏的功率保障几乎是没有的，风电的功率保障也就10%。例如：一条输电通道输送功率800万千瓦，最低保障功率60%，接近500万千瓦，这一功率必须靠光热发电或者储能的装机容量来保障。在极端气象条件下，如果仍然需要一定的功率输送，光热发电机组要配置备用的天然气系统，这个备用成本与备用燃汽轮发电机组相比要低得多，主要是配置燃用天然气的熔盐加热炉，后面的系统全是光热发电自身具有的。

3）基地还需要适当配置其他的新型储能系统，如：压缩空气储能，电池储能，不是说性能源发电基地有了光热发电，就不需要其他的储能了，因为大家都知道，利用光热发电系统要把风电和光伏的电量转成热储存起来，再转成电是没问题，但是它的损失是比较大的，要损失2/3；而相对来说，压缩空气储能转换效率可以做到70%，电池更高可以做到80%，当然，系统转化效率不是唯一的衡量因素，关键还是要看储能的成本。任何一项技术都是即有长处、又有短处，各有各的用处，关键是如何做好各种储能的配比，使其各尽所能。

4）在光热发电的装机容量确定后，光热发电内部的系统配置要依据发电基地对光热发电的功能定位确定。主要是对聚光集热系统规模和储能系统容量的要深入的优化。聚光集热系统规模和储能系统容量对光热发电的性能影响非常大，同一地点相同容量的光热发电项目，由于系统配置的不同，电站具备的发电和调节功能可能是天壤之别。因此，光热电站内的系统配置必须要以满足发电基地对其要求的功能为要务。例如：发电基地要求光热电站全年要24小时连续发电，同时具有6小时满功率的发电能力。那么在确定光热电站系统配置时，就要考虑在不同季节、光资源条件变化的情况下，仍然可以满足要求。在极端天气条件下，通过天然气备用系统，也可以保证一定的功率输出。

5）要注重对光热发电站址的保护。不少地方政府在第一批光热发电示范项目开展以后，都开展了光热发电基地的规划工作。大家知道光热发电的选址要比风电和光伏的要求高得多，所以这些资源非常宝贵。但是现在开展风光热储一体化项目建设以后，很多风电和光伏的站址占用了已规划的光热发电的站址，那么将来如果这些地方再要扩大光热发电的规模，选址就比较困难了。相对而言，风电和光伏的选址比较灵活，选址要容易得多，没有必要占用光热发电的站址。

最后总结一下:

1、今年3月22号，国家发改委、国家能源局联合发布的《“十四五”现代能源体系规划》中明确，积极发展太阳能热发电，因地制宜建设天然气调峰电站和发展储热型太阳能发电，推动气电，太阳能热发电与风电，光伏发电融合发展，联合运行，光热发电作为新型电力系统的重要支撑技术之一，必将大有作为。

2、建设风光热储新能源基地，需要对新能源基地开展系统研究，合理确定各种电源的容量配比，明确主要调节电源的功能；根据新能源基地对光热发电的功能要求，合理配置光热发电的各个系统规模；光热发电以独立电源方式上网，对于满足电力系统的调峰、转动惯量和旋转备用等需求更为有利。

3、要使光热发电得到更好的发展，必须解决上网电价的传导机制问题。在电源的上网电价形成机制市场化改革完成之前，可以参照抽水蓄能两部制电价模式，给予光热发电一定的容量电价，是最简单易行的解决办法。

谢谢各位！