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新型电力系统建设能否“复活”光热?

2021.07.14 来自:中国能源报 苏南

“目前光热发电的形势比以前好”“光热可参与电网深度调峰”“必须重视光热发电在整个新能源发电系统中的价值”……记者近日采访发现,在我国加速构建“以新能源为主体的新型电力系统”的过程中,光热被普遍看好。


但与光伏项目相比,光热项目整体规模小、投资价格高,储能优势还未体现出来。特别是行业政策缺乏连续性,光热发展仍存在诸多瓶颈。


“是构建新型电力系统的支撑性技术”


浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥向记者介绍,太阳能热发电自带大规模、低成本、安全环保的储能系统,可替代火电成为电力系统的基荷电源。中控德令哈50兆瓦塔式熔盐储能太阳能光热发电项目配置了7小时储能,实现了292.8小时不间断稳定运行。


常州龙腾光热科技股份有限公司总经理俞科接受记者采访时说:“中核龙腾内蒙古乌拉特100兆瓦槽式光热示范电站的投运,有效缓解了蒙西电网晚高峰结构性缺电现象。”


俞科告诉记者,太阳能热发电机组配置储热系统,发电功率稳定可靠,可实现24小时连续稳定发电,可提高风电、光伏等间歇性可再生能源消纳比例,并可作为离网系统的基础负荷电源。同时,启动时间、负荷调节范围等性能优于燃煤机组,可深度参与电网调峰。此外,还可根据电网用电负荷的需要,参与电力系统的一次调频和二次调频,确保电网频率稳定,保证电网安全。


太阳能热发电对电网的“友好性”正逐渐得到认可。国网能源研究院副院长蒋莉萍日前指出,太阳能热发电具有常规电源的可调度性,同时又是清洁能源,是构建新型电力系统的重要支撑性技术。


作为储能电源更具经济性


记者在采访中了解到,光热更像是一种“不要钱”的储能电源。通过配置更大容量的储能系统,可大幅提升电力系统的调节能力,如配置15小时的储热系统,可实现24小时满负荷发电。


浙江中控太阳能技术有限公司副总裁章颢缤向记者表示,与常规的电化学储能相比,光热的熔盐储能在成本、安全性、使用寿命、环境友好性等方面更有优势;利用自带熔盐储能的光热电站,结合适当比例的风电或光伏发电,建设多能互补项目,可以提供具备相当调节能力,同时成本具备竞争力的高比例绿色清洁电力。


国家电网有限公司西北分部规划部副主任孙骁强指出,未来我国新能源发展规模持续扩大,而灵活调节电源占比低,电力系统调峰调节能力严重不足。太阳能热电站可以像气电一样启停调峰,连续发电的最小出力可以降至20%,优于煤电的40%,调节速率约是常规煤电机组的2倍,汽轮机的启动时间仅为常规煤电机组的1/3—1/4。可以与光伏、风电互补运行,实现“以新能源调节新能源”“以新能源促进新能源消纳”。


新型电力系统需要围绕两大方面来解决一些关键问题,一方面是以高比例可再生能源确保电力电量供应,重点解决可靠替代火电、调峰能力提升、可再生电源发电量占比提高的问题;另一方面是电力系统安全运行。孙骁强表示:“光热电站同时具备解决这两大方面问题的能力,在支撑新型电力系统安全稳定运行及确保供电方面大有可为。”


行业持续发展亟需政策纾困


在电力规划设计总院高级顾问孙锐看来,制约我国光热发电可持续发展的主要因素,在于相关政策缺乏连续性。国家发改委在批复第一批示范项目的上网电价文件中,仅仅明确了2018年底前并网发电项目的上网电价,使得部分投资方担心投资难以保障,放弃了项目建设。


“2020年初出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》,明确新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围,产生了极大震动,光热的良好发展势头立即跌入谷底。”孙锐指出,在当时取消电价补贴,意味着抑制了市场需求,生产企业没有订单,投资建设的生产线闲置,企业资金链断裂,技术骨干流失,使近10年时间发展起来的产业链,到了“生死存亡”的境地。


金建祥持有相同意见,自2016年推出首批示范项目后,国家一直未明确下一步的支持政策,导致“光热发电的价值,无法在现有电力市场机制下得到合理体现,现行的融资环境、土地政策、税收政策无法为其健康发展提供有力支撑。”


金建祥建议参照抽水蓄能价格政策,落实储能型光热电站的价格形成机制。他还表示,“十四五”期间,可以布局建设一批“光热+光伏/风电”多能互补示范项目,以光热发电作为调峰手段,通过多种能源的有机整合和集成互补,缓解风光消纳问题,促进可再生能源高比例应用。


在俞科看来,政策导向上应发挥光热发电的调峰特性,引导“光热+光伏/风电”的可再生能源基地建设模式,深入推进源网荷储和多能互补项目建设;完善跨区峰谷分时电价政策,并将销售电价模式向电源侧传导,体现光热发电的基础负荷和调峰价值,推动我国光热产业可持续发展。




相关线下活动:


第十一届光热发电中国聚焦大会2021(时间待定,中国北京)

第五届光热发电中东北非大会2021(时间待定,阿联酋迪拜)


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