近日，中国电力工程顾问集团西北电力设计院新能源工程公司副总经理傅旭博士就《光热发电在电力系统中的调峰效益评估》作了主题报告。

傅旭表示，在一定时期内光热发电因为成本较高的原因导致它在进行国民经济评价的时候相比其他常规电源处于劣势，但是从双碳战略实施以来，光热发电迎来了新生。

据傅旭介绍，在国家推进构建的新型电力系统中，就调峰问题光热发电似乎给出了一个很好的解决方案，因为光热发电量是新能源电量，可以满足国家清洁能源要求，又因为有储能装置的存在，对电力电量平衡起到时间搬移的作用，同时还可以为电力系统提供旋转惯量等动态支撑作用。

光热可采用降出力运行调峰、平移时段调峰、启停调峰：

1、降出力运行调峰

光热无锅炉稳燃环节，汽轮机组最小技术出力可以达到额定出力的20%以下，但光热电站低出力运行也会导致热效率降低。

2、平移出力时段调峰

若光热电站日等效利用小时数小于储热系统储热时间，可以将全天热量储存，根据电网负荷及新能源出力进行调节。在光伏大发时段不出力，在光伏大发时段过后机组开机满出力。

3、启停调峰

光热机组从停机至满发仅需要1～2小时，但机组启动时需要耗费一定热量。

针对光热发电的效益评估，傅旭认为，之前常用的典型日法等是失效的，参考电力系统的可靠性指标（EENS指标）通过更加严谨地评估可以得出一个结论：光热既不是百分之百的具有容量效益，但是也不是像光伏那样很少。通过生产模拟相关案例来看，光热电站要想发挥很好的容量替代性，首先得服从系统调度，第二储热时长要合适，不能太小。

总体来看，相比于光伏发电，光热发电具有较高的容量效益，可以替代常规电源。容量效益的发挥与调峰方式、储能时长相关。随着光热发电规模的增加，光热发电容量效益增加，但光热发电容量替代率有一个先增加后下降的过程。

从国民经济情况来看，按照目前光热造价成本和评估方法，发展光热尚不具备国民经济性。且光热发电的国民经济效益与光热电站的投资、调峰方式、储热时长相关。光热发电参与调峰运行的国民经济性优于以光热发电量最大为目标的不参与调峰运行方式。

但在新能源消纳占比要求较高的情况下，光热发电可以替代部分光伏装机，从而具备国民经济性。

更多精彩内容，请阅读下面刊出的傅旭的演讲全文：

傅旭：尊敬的各位同仁，各位领导，各位专家：

今天我给大家分享的题目是“光热发电在电力系统中的调峰效益评估”。这里面强调一下，我只是讲的它在电力电量平衡方面的作用，并没有讲它在电力系统中的动态作用。因为经过这些年的研究，我感觉现在业内对光热发电在电力系统中的电力电量平衡作用好象有一些不公平，所以我把目前我们团队研究的一些心得和体会给各位领导分享一下。

准备分三个部分来说。后面两个问题是现在的热点问题，前面的专家提到了，一个是光热发电的容量效益问题，到底它在系统中能不能顶装机？有的估计的过于乐观，有的估计的过于悲观，还有光热发电的国民经济评价问题，我把这两个问题单独作为两个部分来说一说。

一、发展光热发电的必要性。

光热发电的确是它的成本高，导致它进行国民经济评价的时候评价不过其他常规电源，但是从2020年以来，双碳战略一实施，相当于给光热发电注入了新的生机，国家从战略导向出了各种各样的文件，要求将来国家能源消耗达到一定的新能源占比，2030年碳达峰，2060年碳中和，到2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右；

国民经济和社会发展“十四五”规划里面要求：

1）“十四五”单位GDP能源消耗降低13.5%；

2）“十四五”单位GDP二氧化碳排放降低18%；

3）“十四五”非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右；

在全国“十四五”能源规划里面提到：

1）2025年全国清洁能源消费增量占一次能源消费增量比重要达到80%左右。

2）新增非化石能源发电量占全部新增发电量的比重达到70%左右。

国家从上到下出台了一系列的体系文件要求新能源如何发展，我们做电力系统规划的时候相当于已经有一些硬约束在里面了。

以新能源为主体的新型电力系统现在面临很多的问题，不说动态问题，光电力电量平衡问题，我们认为现在就有很多难以解决的问题。总体来说，依旧是季节性不平衡问题，原来做的常规电力系统的平衡很简单，比如最极端情况下的火电系统，我们之前做两张表就可以解决问题，一是把最大负荷加上适当的备用来分析装机够不够，然后把全年的电力系统的需电量除以火电装机就得到火电的利用小时数，从而来判断火电的经济性行不行；现在发现新能源为主体的电力系统这样规划已经不行了，一个极端的例子，从长时间的尺度来看，电力系统的装机也够，电量也够，但是从微观尺度来看，就会发现电力系统时时刻刻处于要么多电，要么缺电的状态。这主要是新能源发电不是受控制的，你不想它来的时候，它来了，不想让它减少发电量的时候，它减少发电量了。

还有连续极端天气，最早的时候，风电光伏不能顶装机，光热上来之后，有些人说可以顶装机，甚至百分之百顶装机，但是实际上遇到极端天气，光热也没有招，就在一天之内可以顶一顶晚高峰，连续几天极端天气的话光热也会失去作用。

还有日内调峰问题，原来我们说日内调峰主要是指小负荷的后半夜，常规电源的压出力能力够不够，但现在我们发现新型电力系统上调峰也缺了。所谓的上调峰就是在电力系统负荷高峰需求的时候电源能不能增加出力满足负荷需求。新型电力系统存在着向上调峰，向下调峰同时困难的问题。

这时候就调峰问题，光热发电似乎给出了一个很好的解决方案，因为光热发电量是新能源电量，可以满足国家清洁能源要求，又因为有储能装置的存在，对电力电量平衡起到时间搬移的作用，同时还可以为电力系统提供旋转惯量等动态支撑作用。

下面是光热发电的几种调峰方式，分别有降出力运行调峰、平移出力时段调峰、启停调峰三种。但实际上我们降出力调峰对光热电站来说是有代价的，它的热耗曲线下降的也很快，就跟常规的煤电一样，让它压出力运行，煤耗就会增加，同样道理让光热电站压出力运行，相同的热量发出的电量也是减少的。所以它也有热耗曲线，到底光热调峰是完全24小时很低的压出力运行，还是启停几次运行，在不同的系统中实际上是有不同的研究结论。

光热发电的研究难点，一是光热发电的效益评估问题，尤其是它的容量效益即顶替常规电源的装机能力是比较难以评估的，原来的一些评价方法现在看来是失效的。

就光热发电的容量效益来说，光热的调峰方式，储能时长，太阳能资源的不确定性，甚至调度员的调度策略都会对它发挥容量和电量效益产生影响。还有生产模拟，即我们的研究手段问题。最早我们的研究手段就是典型的日方法，在一个日内就可以把工作位置排出来，但是光热和其他具有储能作用的电源上来之后，原来的典型日法已经失效了。简单举例，采用典型日法首先启停问题考虑不了，不说火电启停，就是常规的气电启停典型日法都分析不出来，而且火电启停一个礼拜内一般只能启停一回，我们典型日的分析已经没法考虑这些因素了。

再就是国民经济评估复杂，这需要多视角评估。原来的评估方法就是看一下顶装机效益加上减少煤炭的效益，其实这对光热是不公平的。因为光热加入系统之后，发出的电量本身是新能源电量，所以用常规的评价方法似乎对光热有些不公平，原来国家没有硬约束的时候就罢了，现在国家有硬约束了，本身发出新能源电量的光热电源应该是有额外的效益的，后面我们在国民经济评价里面会用两种方法来进行说明。

光热的运行策略，现在的光热基本上都是按照光热自身的最优运行来定的，尽量让光热发电多发电量，使它的度电成本最低，这是最早的；慢慢将过渡到第二阶段，就是光热要受电力系统的约束，电力系统不能只考虑光热发电量，而是会对光热发电系统提出要求，需要光热参加调峰就得参加调峰了，而不是像以前按照光热自身发电量最大的策略来运行。第三阶段就是电力市场阶段，这是将来的事情，如果调度技术成熟了，光热和其他电源一样了，不需要特殊对待，那就需要参加竞价，来获得在电量市场、容量市场甚至辅助服务的效益就行了。

二、光热发电的容量效益问题。

这个问题业内人士很清楚，不是业内人士一两句话可能就解释不清楚，接下来我拿火电系统和储能来举例说明一下。对于一个火电系统来说，加入了储能之后，图中绿色部分就是削峰填谷，你看火电装机，由于储能的工作位置在尖峰发电，就可以把火电装机容量需求减少，储能系统有容量效益；但是对于一个水火系统来说，如果水电系统比较好，我可以把负荷曲线全消平，剩下火电带的净负荷就是一条直线了，这时候其实已经没有储能的工作位置了，也意味着储能在这个系统中发挥不了容量效益。

仅是一个水火电系统，如果水电比较好，就已经没有储能的工作位置了。如果是一个各种电源很多的复杂系统，这种电源发挥容量效益是很难评估出来的，因此严格来说我们需要用这样的评估方法。这是电力系统的可靠性指标（EENS指标）变化曲线。没有光热的时候是右边的曲线，随着常规电源（西北地区一般指火电）的增加，系统的供电不足在逐渐减少，按照一个可靠性标准我们需要的是火电需求1；如果加入光热之后，这条曲线会相应往左移动一些，这时候在相同的可靠性下是火电需求2，而火电需求1和火电需求2的差值其实就是光热加入系统之后使系统常规电源减少所带来的容量效益，在理论上应该这样严格计算。

这里面涉及到系统的生产模拟问题，原来靠两张表的方法，或者典型日法来评估电力系统运行状态已经不行了，必须采用比较科学的方法，我们研究的时候是一次求出一周的，连续求出一年52周8760小时的生产模拟，它是基于数学优化的，不是常规的排工作位置那种简单的方法，最主要是对于有多种储能电源的系统来说，常规的方法肯定已经失效了。

这是评估的案例数据，在这个案例里我们评估光热效益要考虑3个影响因素，一个是运行方式，参不参与调峰，二是储热时长，10小时或者12小时，三是光热规模，光热的容量替代率并不是随着光热的规模增加而一直增加，达到一个顶点之后，这时候容量效益的绝对值在增加，但替代率会开始降低。

这张图是光热电站不参与调峰的情况，如果光热是0的时候，这个系统需要3997万千瓦的火电电源，加入系统200万千瓦的光热，还是需要3997的火电装机，也就是说，如果光热电站不参与系统的统一调度，加入系统之后，只产生了电量效益，火电的确可以少发电量，因为电量需求是一定的，光热发了火电就不发，但是火电装机一点不能减少，这个结论是很悲观的。如果这个系统，光热不参加系统的统一调度，系统并不会因为光热的加入而使常规电源减少，国民经济性肯定也不好。

这张图是光热电站参与调峰，配置了12小时的储能时长，这时候可以发现光热为0的时候，系统是3997万千瓦的火电需求，光热200万千瓦之后，火电变成了3907万千瓦，光热400万千瓦之后火电变成3847万千瓦，也就是光热200万千瓦的时候，它的容量替代率90/200，是45%，光热400万的时候，光热的容量替代率是37.5%。

从这个例子可以看出，首先光热的替代率并不会随着光热规模的增加一直直线上升，到45%之后开始出现下降的趋势，二不是百分之百的容量替代，200万千瓦光热只能替换掉90万千瓦的常规火电，容量替代率为45%。但它的确是比光伏好多了，我们一般认为光伏的保证容量几乎没有。

这张图是光热参与10小时调峰的，这个算例里面分析一下储热时长对它的影响，从结果我们可以看出，光热还是200万千瓦，由于储热时长是10小时，容量效益从之前的90万千瓦降为70万千瓦，容量替代率从45%降到35%，所以光热电站要想发挥很好的容量替代性，首先得服从系统调度，第二你的储热时长要合适，不能太小。

三、光热发电国民经济评价问题。

目前看光热发电的成本的确有点高，我们对光热发电进行常规的国民经济评价主要看两块效益，一个是容量替代效益，即容量效益。还有一个是它的电量效益，即节省煤炭的效益，这两块效益加起来都折算成等年值和光热的成本相比较，如果大于0，国民经济评价通过，反之是不通过的。

情景1，基本是当前的造价，系统加入200万千瓦光热之后，国民经济效益是负值，这样国民经济评价就通不过。

再加个情景，把新能源建设成本降低到原来的75%，从图可以看到国民经济评价还是通过不了。

再降，把光热的成本降到当前造价的一半，这个国民经济通过了，也就是说光热建设成本再降低50%，按照原来的方法来评价国民经济可以通过，但是大家可以看到，事实上这个模式对光热发电不公平，因为光热发电加入系统发出的是清洁能源，所以我们换了一个视角来评价这个问题。

这也受益于国家现在正在推进的双碳战略，国家要求必须得新能源发电占比多少，这是一个硬约束，想方设法要实现这个目标，这样就会有两个选择，一个选择就硬发展光伏，然后再配些储能，第二个选择少发点光伏，加点光热，这样就有的比了。

按照这个模式，光热发电的收益就多了一部分——即降低其他新能源的投资及运行费用。前面进行的国民经济评价的时候光热就两块效益，一个是减少常规电源，一个是减少常规电源的煤炭消耗，而新的评价模式还有一个减少其他新能源，前提条件是国家要求新能源占比必须达到某个比例，这种情况下一个没光热的方案，一个有光热的方案就可以进行对比。

还是前边的例子，假设国家要求新能源消纳占比达到27%。如果是光热不发展的话，光伏需要发展到2100万千瓦，火电3947万千瓦。如果光热发展100万千瓦，那么光伏可以减少，从2100万千瓦降到1550万千瓦；如果光热建设200万千瓦，光伏规模继续减少，同时光热也可以发挥容量效益。

这是情景A，很好的一个结果，这样计算国民经济评价已经通过了，每年盈利14亿，这块效益来源于它可以替换掉光伏装机，在一个新能源替代率较高的系统，11.7%的替代率，这时候100万千瓦的光热可以替换掉550万千瓦的光伏，它的替换率是很划算的，当然随着替代率的降低，同样100万千瓦的光热，它的替代率会有所降低。

情景B和情景C的国民经济评价也都通过了。也就是说，在国家的双碳战略下，为实现新能源发电量占比的要求，发展光热而减少一些光伏，是一个不错的选择。

小结，光热系统要进行8760小时生产模拟，典型日生产模拟无法模拟光热跨日调节，导致评估失真。

相比于光伏发电，光热发电具有较高的容量效益，可以替代常规电源。容量效益的发挥与调峰方式、储能时长相关。随着光热发电规模的增加，光热发电容量效益增加，但光热发电容量替代率有一个先增加后下降的过程。

从国民经济情况来看，按照目前光热造价成本和评估方法，发展光热尚不具备国民经济性。光热发电参与调峰运行的国民经济性优于以光热发电量最大为目标的不参与调峰运行方式。

新能源消纳占比要求较高的情况下，光热发电可以替代部分光伏装机，从而具备国民经济性。

我的汇报就到此，谢谢大家批评指正。

相关线下活动：

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第五届光热发电中东北非大会2022（时间待定，阿联酋迪拜）

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