日前，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，国家电网西北分部市场交易六部主任、正高级工程师孙骁强就《风光热储一体化电源方案的各类电源配比规划研究》作了主题报告。

图：孙骁强作主题发言

孙骁强指出，电力系统有平衡的要求和安全的要求，但对于光热发电系统来说，安全的要求是不需要去论证的，只需要去验证，因为它本身是一个新能源常规发电机组，火电机组汽轮发电机所拥有的一切功能光热机组都有，只不过容量大小不同而已。光热系统在起停速度，爬坡速度，最小技术出力等方面相比传统火电机组都有优势。

孙骁强表示，随着新能源渗透率逐步提高，火电建设空间进一步压缩，未来新型电力系统高峰时段电力供应越来越紧张，一体化电源也要尽量满足高峰时段电力需要。根据前期一体化电源申报项目来看，由于配置光伏规模较大，白天光伏大发时段出力较大，晚上负荷高峰时段电力较难保证。因此，为了满足高峰时段电力保供需要，一体化电源项目需配置一定容量储能电源和光热电源，但如何配置尚无统一标准（前期项目主要以风光热储一体化项目综合电价低于当地火电标杆电价来确定各种电源配置规模）。

而孙骁强及其研究团队提出了一种简单直观配置方法，首先以风光电源有效容量作为一体化电源最大出力要求，然后分别以满足晚高峰时段电力需求配置向上调峰储能和光热电源，以满足新能源消纳需求配置向下调峰储能，储能最终规模取向上和向下调峰中的最大值，最后对于多种风光配比方案，按一体化电源综合电价最低确定各种电源配置规模。

综合青海算例演示来看，对光热装机、风光配比不同方案分别测算储能配置方案和综合上网电价，可以看出，由于光热成本仍然较高，光热配置规模越大，一体化电源综合上网电价越高。光热配置100MW，光伏和风电分别配置400MW和600MW，同时配置储能270MW（4h），一体化电源综合上网电价最低。光热配置200MW，光伏和风电分别配置300MW和600MW，同时配置储能170MW（4h），一体化电源综合上网电价最低。

更多精彩内容，请阅读下面刊出的孙骁强的演讲全文：

孙骁强：大家下午好！

很高兴参加这次会议，去年我参加大会的时候做了一个关于光热相关研究的分享，当时我们的研究主要从光热怎么样符合用户的需求来考虑，电力系统有平衡的要求和安全的要求，实际上对光热来说，安全的要求是不需要去论证的，只需要去验证，因为它本身是一个新能源常规发电机组，火电机组汽轮发电机所拥有的一切功能光热机组都有，只不过容量大小不同而已，所以光热对电力系统调频、调压、稳定方面的影响不用论证，只须验证。

综合来看，光热系统在起停速度，爬坡速度，最小技术出力等方面相比传统火电机组都有优势。比如它的调峰能力很强，可以压负荷到15%，而火电一般只能压到40%，现在经过一些改造后，受制于汽轮机稳定运行要求也只能压负荷到30%左右。

先来介绍下我们的研究重点——平衡，也就是调峰，向上调峰，向下调峰。对于光热机组是这样，对于一体化电源也是这样，我们的研究思路是首先要看系统的调峰需求到底是什么样。实际上这个问题很简单，系统的调峰需求可以通过用户用电曲线来判断，发电曲线与用电曲线匹配上就可以了。如果发电曲线的关键参数跟用户的负荷曲线一样就符合了，就能满足用户要求，我们的研究思路是把最基本的问题搞清楚。

系统的调峰需求是什么，其实有两个最关键指标，一个是系统等效日最小负荷率，还有系统等效日负荷率；原始的用户负荷曲线则有两个主要参数，一是日最小负荷率，一个是日负荷率。

二是据此提出一体化基地参数的配置方法。以青海为样本进行算例的演示，包括2025年的调峰需求，还有一体化基地参数配置方法，最后得出一个算例。搞规划基本是研究未来5年以后的情况，考虑得比较长远；换个角度说，搞规划研究也是模拟未来比较理想化的需求，比如虽然目前光热因为成本仍较高建设规模有限，但考虑到2025年甚至更远的调峰需求，结合光热的特点会有理想化的配置模拟。

具体指标怎么来算？首先要找出一个等效的净负荷曲线，如图，上面这条曲线是一个用户的原始用电曲线。这条曲线是很典型的西北曲线，晚高峰比早高峰要高。这样的话，发电厂应该怎么办呢？应该发一个一模一样的曲线，就符合用户的要求了；这个曲线有两个指标，一个是最大的地方，还有个最小的地方会有一个比例。最小的负荷以前在后半夜，现在光伏多了以后会往下走，变到中午时段，暂且把原来的负荷也看作中午这个时段，中午时段最小的负荷比上晚高峰最大的负荷叫最小负荷率。简单的理解，就是你的用户用的最大的负荷和最小的负荷的比，也就是说，这个发电厂发的电，最小带的出力和最大的出力的比例，要跟用户是一样的，或者比它还小就行了，这就意味着当用户用电量小的时候，你还能压的更深，它就衡量你往下调整的能力。

还有一个指标，我们叫日负荷率，日负荷率简单的来解释一下，就是用总的电量求取平均出力，再用平均出力除以最大出力，就得到日负荷率。因为是个平均值，等同于你的利用小时数，你能发多少电量，用户用了多少电量，这个值叫γ值，这个γ值一定要比用户大，这样你能够发的电量比用户用的电量要多，你有能力把整个用电量带起来，那么表现就是晚高峰的点；实际上电力系统的平衡，从电力市场说叫分时电价，但是安排计划的时候是分层平衡，一个火电机组不可能随时起停，所以是分层平衡，安排完一个，再在上面安排，一直安排到晚高峰，可能有一部分是水电，一部分是储能，电力系统的平衡实际是分层平衡，最大的γ值就代表了电量，体现了电量。如果那个电量不够，γ值顶不上，晚高峰就没了，γ值就小了。β值代表了你的调节能力，γ值代表了利用小时数，代表电源能发的电量。

为什么后来这个事变的越来越复杂了呢？就是出现了风电和光伏以后，这个事就变复杂了，风电光伏实际不能算电源，我认为可以说它们是一个负负荷。因为它不可调节，可调节的才叫电源，不可调节的是负荷，风光本身不可调节，在用户需要电的时候可能无法满足，或者大部分时间无法完全满足用户的需求，所以它的γ值和β值没法用，只好将其看作是负负荷。这就需要把它们叠加在原始负荷之上，得到一条净负荷曲线，其它电源便要满足这条净负荷曲线，但是一叠加之后就会出现一些问题。因为风光波动非常大，会造成用户这条曲线叠加以后，新形成的净负荷曲线波动也非常大，可能会导致净负荷曲线的最大值和最小值很乱，这样算出来的β值和γ值没有实用价值。

我们这次研究的创新点在于找到了一条比较近似的净负荷曲线，而且还比较规则，因为我原来是干调度的，这个也是从调度经验中得出的。光伏为了满足弃电率不超过5%的目标，其主要在中午时段消纳，中午时段要把光伏有效容量叠加到这个时间段的负荷曲线上，让这条净负荷曲线往下走，这是中午的做法。

晚高峰的做法，则是把风电的保证出力减去，其实全天都要减去风电的保证出力，它是大概率的风电出力，完全可以当火电来用，完全可以参与平衡，有95%的概率都会发生。整个西北电网风电的保证出力概率还是很大的。1千万千瓦机组有9.35%、也就是90万千瓦的保证出力，可以当火电来用了，意味着90万千瓦的火电不用开了，这是非常好的效果。这样一减以后，就得到一条新的净负荷曲线，可以满足光伏风电弃电不超过5%的要求；光伏主要在中午时段，风电在其他时间保证了，当然光伏小的时候，实际情况中午也有一些风电消纳空间，这个只是尽量的近似，还没有达到完全准确，虽然还是一种近似结果，但是比以前的无规则的净负荷曲线好多了。这个方法有70%80%逼近实际情况了，这样就会让我的计算大幅度简化。

一体化基地的参数配置方法，电源项目中多了风电和光伏（当电源来计算、不视作负负荷），实际上比单独的光热算起来复杂得多，目前该项工作正在进行中，还没有完全完成，今天只是把近期做的工作做一个汇报。

这个主要基于近期我们要开展多能互补的风光储，风光水（储）、风光火（储）一体化的示范；随着新能源渗透率逐渐提高，在国家能源转型过程中，虽然火电是压舱石，但是火电发展空间会进一步压缩，不可能让它再大规模发展了。

根据前期一体化电源申报项目来看，由于配置光伏规模较大，白天光伏大发时段出力较大，晚上负荷高峰时段电力较难保证。今天的研究是对未来的研究，对五年之后研究，现在国家做的包括青海、甘肃，光热：光伏风电往往按照1：6，1：7，或者1：9配置，我是非常赞同这种方法的。现在的做法已经往前迈了一步，目前这样配置总比以前不建光热好。你先上10万千瓦光热，然后给你配一些风光，实际上还是在利用系统已有的存量的调峰能力，让一体化电源能先发展起来，而且能促进光热的发展，让大家向这个方向发展，否则大家没有积极性去发展光热，这就是现实的情况。

本次研究提出一种简单直观配置方法，首先以风光电源有效容量作为一体化电源最大出力要求，然后分别以满足晚高峰时段电力需求配置向上调峰储能和光热电源，以满足新能源消纳需求配置向下调峰储能，储能最终规模取向上和向下调峰中的最大值，最后对于多种风光配比方案，按一体化电源综合电价最低确定各种电源配置规模。

这个图比较简单，刚才也说了两个重要的指标，一个β值，一个γ值，发电机的β值一定要比等效的β值小，才能调峰；发电机的γ值比等效的γ值大，才能顶得住高峰，才能把电量带起来；我们以青海的未来的等效的净负荷曲线为例，这条曲线是这样的红线，实际上青海的负荷曲线比较平；按照青海政府的规划，2025年全省的新能源装机将达到5764万千瓦，光伏4580万千瓦，风电1650万千瓦，光热121万千瓦。同时还有两条直流输送通道，现在海南直流已经建好了，另外一条直流到底建在海南还是海西，目前在争议。直流对青海是非常重要的，因为大家想一下，按照目前青海的负荷增长，它的盘子本身比较小，基数比较小，弃电率已经超过10%了，其负荷增长非常小，因为青海本身不是一个发达的工业省份，靠它的自然负荷增长再多消纳新能源是不可能的。所以，建直流往外送是非常好的方法，

而且直流相当于把河南的负荷捆绑在了青海，而且这个负荷还是优质的，因为它的峰谷值差比较小，晚上送70%，白天送100%，然后通过计算会得到这条净负荷曲线，包含了青海自身的负荷和直流负荷，中间把刚才所说的光伏的有效容量和风电保证出力挖下去，形成了一条新的净负荷曲线。

这条蓝色的曲线就是风光的出力，黄色的曲线就是光伏的有效容量+风电的保证出力，中午时段要把光伏先消纳了，这段时间，我们一体化电源研究发现不配储能完不成任务，所以这个里面还要配储能。当然大家不要着急，不是让你现在就配储能，现在还可以利用系统存量的调峰能力，未来系统存量调峰能力用完了就得配储能了，我们研究的是未来的事。

向下的调峰能力，储能充电的功率就是这么算出来的，能够把光伏的有效容量，风电的保证出力，排除掉系统最小的需求，中午时段还是有一定的负荷，光伏发完以后，还是有一定的负荷，得到这个差就是向下调峰的储能能力。晚高峰也一样，一体化电源最大的出力决定了向上的调峰，即负荷的最大减去风电的保证出力再减去光热装机，剩下这一段就是我要配的储能，这个储能就可以把晚高峰顶起来。

这个里面还含了储能电量的问题、电量的挪移问题，这个我们正在做，这次比较粗略、只是估计了一个值，按四个小时来做的。这些公式是在计算光伏风电有效容量系数的一个公式，都是常规公式，不做太多解释了。

这两个是刚按照图给大家讲过的，就是向上的调峰储能需求和向下的调峰储能需求，计算是按这两个公式计算出来的。

一体化电源的度电成本，我们做这个研究，一直在解决一些以前的观点，这次开会我非常欣慰，也非常高兴，我所说的一些观点慢慢被大家所接受了，比如光热中午也得调峰，大家做光热示范项目的时候从来认为不应该调峰，我也认为示范项目可以不调峰，但是以后建的就得调峰，不调峰就跟光伏抢消纳空间，今天可胜做自己新的项目的时候就设计调峰了这很正确，系统需要做，用户需要做，用电的人怎么样用，你就得怎么样发，你跟光伏一样，就没有优势了，就失去了光热的调峰的优势；我们算的是电源的度电成本，不是算单位千瓦造价，单位千瓦造价比起来没有任何意义，单位造价比起来意义不太大，比如电化学储能很便宜，但是它的寿命10年，熔盐储能可以用到30年，所以应该怎么比呢？要参考多接纳1度新能源、1度弃电的最终成本，整个生命周期平均下来的度电成本，这才能进行对比，才是比较公平的，否则那个单位造价对比是没有意义的。

这是一体化电源的度电成本，也是常规的，投资得到的光伏投资乘以容量系数，除以它的电量，就是它的度电成本。

应用前面五个公式，不停的迭代计算，进行多方案对比，就能得出这些一体化基地的最终方案，哪个比较经济，对于极端天气也要采取光热补燃的方法来保证电量，用此方法来计算极端天气天然气补燃电量需求；光热有很好的优势，怎么样完全替代火电，那就是可靠性不能降低，火电能百分之百顶晚高峰，那光热也需要达到这个效果；现在唯一一个能解决的就是光热补燃，一旦补燃，就百分之百，只要没光，没储，把燃气锅炉烧起来就可以；这其实就是可靠性的概念，最便宜的抽水蓄能不能完全做到这一点，因为不能保证抽水蓄能今天一定能百分之百抽上水，如果能百分之百抽上水就能百分之百替代火电。

电化学储能设计时长两个小时基本没用，没法替代火电，因为不知道电化学储能两个小时到晚高峰之前能不能储上电，储不上电，火电机组没开，晚高峰就抓瞎了。这就是我们跟国外最大的区别，国外是气电为主，气电一般一两个小时就能开起来；那么新能源超短期负荷预测基本能做到99%，也就是说提前一两个小时就知道后边有没有，没有的话立刻开气电，所以比较灵活。而我们办不到，我们是以煤电为主，煤电得提前一天开机，等你超短期负荷预测反应过来，煤电开机已经来不及了，这是跟国外的最大的区别。反过来说这也就是为什么我们不怎么出事，而国外老出事，它太依靠新能源了。它的常规电源可以开的非常少，造成转动惯量不够，我们头一天就得把第二天晚高峰的火电开的比较足，这样我们的转动惯量实际上还是比较大的。

下面是一个算例，以青海为例，青海比较好的是有一个直流起来了。借此机会我也跟大家汇报一下西北新能源的发展：全国能源转型的发展后期肯定还是要依靠新能源，而光热是一种非常好的类似传统常规机组的新能源，也符合双碳目标高度清洁的需要。近几年东部的发展比西部快，因为平价以后东部电价高，西部电价低，在此背景下东部新能源发展速度很快，尤其山东目前新能源装机好像已达到全国第一了。因为它的电价高，经济发达，它有资源，但是我估计“十四五”比西北发展快，“十四五”以后到十五五新能源发展又会回归西北，因为发达地区的资源已经挖掘差不多了，而西北地大物博，资源丰富，东部挖掘完以后还得到西北来挖掘，所以后期希望大家还是在西北投资，在西北开发新能源然后送到东边去，把东边的钱赚了。

这个是我们的一些计算边界。调峰的需求就是刚才所说的利用前面所汇报的公式，算出来系统的日等效最小负荷率约0.12，非常小的原因就是因为光伏叠加以后，把中午最小的用电负荷搞的非常小了，可以理解为中午的负荷只达到晚高峰最大负荷的12%，这儿小，可见得调多少，需要从10%调到100%；等效日负荷率约0.27，这个也不大，不大的原因有两个：一是的直流负荷加进去以后，负荷的特性变好了；第二，风光往里一叠加，把电量占掉很大一部分，γ值变小了，这样的话，系统的净负荷曲线两个值算出来以后，就开始算一体化电源的方案；这个里面所做的工作按照110万千瓦来做，因为前头国家能源局的文件要求一体化的项目实施后每年的电量不低于20亿千瓦时，用20亿千瓦时反推出来装机，并不是能源局批准的青海是1：9，甘肃省1：6，我们是按照电量来分，但是算的方法不用非得纠结他是100万千瓦，还是110万千瓦。可以先提一个初步的方案，比如总装机是110万千瓦，对应的电量20.2亿，其中光伏40万千瓦，风电60万千瓦，光热10万千瓦。

我们按照青海风光的特性，青海的光伏年利用1800小时，有效容量系数是0.65，保证出力是0；风电年利用2000小时，有效容量系数是0.52，风光叠加到一块，年利用小时数为1920，有效容量系数是0.38，保证出力对一个省来说还是比较小的。

有了这些指标以后，针对刚才所说的110万千瓦的一体化电源进行分析，青海有效容量算出来，有效容量约38万千瓦，平均出力23万千瓦，一体化电源晚高最大出力38万千瓦，扣除10万千瓦的光热，还要向上配27万千瓦的储能，这时候一体化电源的平均系数达到0.61，满足条件1；为了满足系统等效日最小负荷率，一体化电源最小出力近4.5万千瓦，中午时段风光的最小出力27万千瓦，需要配向下的调峰23万千瓦，综上配27万千瓦调峰就可以了。把储能的功率配出来，就是这么计算出来的。当然这个地方，我们储能按照4个小时来选择，因为才算到一半，为了简单，我们先选了4小时，实际上这个是不严谨的，应该利用电量再算一下，去年单独光热是完全按照电量来算小时数的，从γ值0.27来看，应该大体上能对得上，所以这个地方先这么简化了，就初步算出来了。

按照上述配了以后，综合上网电价是0.3898元/千瓦时，考虑把储能加价以后，加上0.1386元/千瓦时，一体化电源综合上网电价约0.5284元/千瓦时，得到这样一个情况。综合电价出来后，我们又针对不同的方案，比如配10万的光热千瓦，配20万千瓦，30万千瓦光热分别进行了计算，得到了三条曲线；可以看到，这个是30万千瓦的光热，光热不变化，风光的配比在变化；光热目前的电价比较高，最终取决于光热的电价，光热的成本，算出来是这么一条曲线；可以看到这条蓝线有个拐点，也就是对应我们算的三张表，其中发现配40万千瓦的光伏，60万千瓦的风电，10万的光热，再配27万千瓦的储能，得到的电价是最低的。

综合来看，青海一体化电源可配置如下：光热配置100MW，光伏和风电分别配置400MW和600MW，同时配置储能270MW（4h）。（具体参数还需结合工程实际详细测算）这是初步计算情况，当然这个更详细的我们正在研究中，这是中间的阶段先抢先汇报一下。

极端天气情况下，光热日发电量基本为0，风光最小发电量约200万千瓦时，日等效发电小时数约2h，按风光有效容量作为最大出力38万千瓦，满足系统日负荷需求0.27，风光日发电量需要245万千瓦时，每天需要光热补燃约45万千瓦时，全年需要补燃约65万千瓦时。算出来这个量还是略有些大，但是算的比较激进，主要是为了保证系统百分之百的可靠性。

这是我们目前研究的情况，未来风光热储一体化电源是按照这个方向去研究的，主要是以系统的需求，也就是用户的需求来考虑这一问题并得出来电源应该怎么配，储能应该怎么配，光热怎么配，怎么计算它的最小成本。今天就汇报到这里，谢谢！