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回顧我國的光熱發電歷程，從2006年到2023年，從科學探索和試點階段到規模化示范階段再到推動規模化發展階段。隨著時間的不斷推移，2024年，光熱打捆項目的開發模式將向什么方向發展？

4月25日，2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會在內蒙古呼和浩特盛大召開，水電水利規劃設計總院（以下簡稱水規總院）新能源研究院陸上能源部主任王昊軼出席會議并作主題報告《光熱發電與風電光伏聯營提升保供支撐調節能力》。

圖：王昊軼

面對上述問題，王昊軼給出了水規總院的觀點：光熱打捆項目的開發模式將隨著風光成本的進一步下降和電力市場機制的完善，逐步由經濟互補聯營進入物理實質性聯營，提升光熱發電對電力系統的支撐調節能力。

他解釋道：“這里提到了兩個聯營，經濟互補聯營是指目前普遍開展的打捆項目的模式，物理實質性聯營則更強調的是光熱與風電光伏的單點接入，一體化調度和協同運行。通過虛擬電廠的模式來提升整個光熱對打捆項目對風電、光伏的調節能力，真正的實現以新能源調節支撐新能源。”

基于上述觀點，王昊軼從光熱的特點、定位與面臨的形勢，光熱與風光聯營總體思路，多能互補提升保供能力方案三方面展開了論述。

光熱的特點、定位與面臨的形勢

眾所周知，光熱具備頂峰、調頻調壓、長時儲能、轉動慣量、黑啟動等技術特性，是綠色低碳電網友好型電源。

基于仿真工具，水規總院結合實際電網模型開展了相應的研究工作。

王昊軼介紹，在電網支撐能力方面，水規總院結合西部某省區實際的電網模型，在BPA項目搭建了相應的仿真系統，分別研究了當大電網出現嚴重故障時電壓配置光熱系統和不配置光熱系統的響應能力。由此得出的結論是：配置光熱的系統，其整個光熱集群起到了相應的調頻調壓作用。

同時，水規總院采用生產模擬軟件，重構了某省區8760小時的電力負荷供需平衡圖，可以看到，在一些關鍵時段，當供需出現不平衡問題時，光熱起到了頂峰調節作用。

另一方面，水規總院還將光熱發電與火電的出力特性進行了比較。

比較發現，光熱發電與火電機組在調頻調峰、轉動慣量及黑啟動上擁有共同特性。同時，光熱系統也有一些優于火電機組的特性：出力方面，光熱機組調峰深度最大可達80%；爬坡速度快，升降負荷速率可達每分鐘3%～6%額定功率，冷態啟動時間1小時左右、熱態啟動時間約25分鐘，調節性能優于煤電；減排方面，2022年全國單位火電發電量二氧化碳排放約824克/千瓦時，與之相比，光熱發電有效降低了碳排放。

王昊軼指出，光熱系統也存在很多不足。首先，由于光熱發電本質上還屬于太陽能發電，因此受連續陰雨天影響較大，但是其較風電和光伏要具備可調可控能力。除此之外，雖然經過首批示范項目的帶動，光熱發電技術水平顯著提升，但其仍不具備獨立、平價上網能力。

王昊軼認為，光熱發電目前面臨的形勢主要有兩方面。

一是碳達峰碳中和目標對光熱發電提出較大發展需求。根據未來我國能源電力發展趨勢，預計到2030年碳達峰，按照2030年碳達峰后全國不再新增煤電裝機考慮，碳達峰后全國新增支撐電源需求，需要由抽水蓄能、新型儲能、光熱發電、綠氫發電等共同滿足。從光熱資源豐富的內蒙古、青海、甘肅、新疆、西藏五省區看，考慮光熱逐步成為西北補充支撐調節電源，光熱發電發展空間巨大。

二是光熱發電在各類零碳低碳保供電源中具有較強競爭優勢。為應對碳達峰后的電力安全保供，煤電摻氨、CCUS、氣電摻氫、光熱發電都是當前正在探索的技術路線。在這些技術路線中，光熱發電技術最成熟、成本最低、應用規模最大，當前具有較明顯的競爭優勢，與市場化大規模應用的差距最小。但是，與目前電力系統經濟承受能力相比，光熱發電成本仍亟需下降。

光熱與風光聯營總體思路

王昊軼指出，光熱與風光聯營需要經過兩個階段，兩類場景，兩種應用和多條路徑。

第一階段指目前開展的經濟互補聯營推動規模化發展，第二階段指多能互補物理實質性聯營提供系統調節與支撐。

兩類場景包括本地自用和跨省區外送。

本地自用方面包括采用光熱集群——提高電力系統的安全穩定性;光熱+新能源——跟隨地區/園區負荷曲線，實現獨立穩定供電;光熱+新能源——與制氫等柔性負荷互調。

跨省區外送首先是補充調節，在目前的外送基地中，新增相應的光熱作為補充調節電源，提高外送基地的可再生能源占比；其次是部分替代，指在外送支撐火電中，可以嘗試采用一部分光熱作為調峰支撐電源進行部分替代；最后是支撐調節，考慮全部替代煤電，以光熱作為外送基地的調峰支撐電源，王昊軼指出，這一階段還需要進一步的深化研究。

除此之外，兩種應用首先是指光熱集群，通過技術組合提升系統的支撐能力；再一個是多能互補跟隨負荷特性。

王昊軼表示，目前國家和相關省區已經出臺的實施路徑包括綠電多能互補、工業園區綠色供電、源網荷儲一體化熱電聯產、風光制氫一體化、沙戈荒大基地。“結合實施路徑，我們提出合理的聯營系統電源配比、電價政策、電力市場機制，明確一體化計量、協同運行、統一調度模式，推動聯營系統的開發建設。”

王昊軼指出，從光熱集群來提升系統支撐能力方面來看，目前主要考慮根據電網結構特點和需求，結合場址建設條件，分散部署光熱電站，通過集群調度提升電力系統的調節支撐能力，以經濟可行為邊界條件，合理計算聯營系統風電、光伏配比。光熱和風光場址結合系統需求和建設條件，可以集中選址，也可以分散選址。

下圖展示了基于西部某省區的實際電網模型開展的基礎調度控制進行的電網嚴重故障后的電壓和頻率響應的仿真結果。

多能互補跟隨負荷特性方面，負荷特性既可以是區域、園區，也可以是特高壓的。

主要考慮通過“長時儲能光熱+風電+光伏+（電加熱器）+（補燃）”的一體化設計、一體化開發，集群接入同一并網點或就近分散接入，光熱電站本體可考慮補燃或電加熱，通過光熱調節自身的風光，實現光熱與風光的電力、電量互補，使聯營系統通過統一調度、協同運行、一體化計量，實現聯合出力能夠跟隨電網負荷特性，發揮傳統電源跟隨負荷，滿足保供需求的能力。該模式強調光熱與風光集群接入同一并網點或就近接入，光熱在聯營系統中實現以新能源調節支撐新能源。

多能互補提升保供能力方案

王昊軼表示，在光熱聯營系統提升能力方面，應重點考慮兩方面的因素，一是聯營系統的電源組織，再一個是光熱本體的配置。

“首批光熱示范項目主要考慮按照應發盡發開展的電站設計，設計原則是最大化的獲取能量，使光熱電站盡可能的發電。而在聯營系統當中，光熱電站從結構電源變為調節型電源，因此我們更關心的是，我們是否能夠通過容量來滿足電力系統對我們能源系統提出的調節能力需求，因此設計時應在詳細分析系統需求和負荷特性的前提下，明確儲能時長，結合聯營系統內部設定的協同運行策略進一步優化儲能，再明確鏡廠面積。可以保證鏡廠和儲能系統的協同和優化。”

水規總院在生產模擬系統中開展了多能互補仿真研究。

王昊軼表示，該系統是按照“長時儲能光熱+風電+光伏+電加熱+補燃”的結構開展的研究工作，系統仿真核算結果補燃發電量占比小于10%，風光棄電率小于5%，負荷保障率100%。

極端天氣下，這樣的一個系統到底能不能實現負荷保障？基于該系統，王昊軼截取了相應的時間片斷。

圖：連續大風日

如圖，4月20日至24日（圖中2617時至2736時）為連續大風日，新能源大發時光熱降低出力讓路，新能源出力不足時光熱支撐。

圖:連續小風日

1月3日至23日（圖中49時至144時）為連續小風小光日，風電出力不足，光熱白天發電后熱量不足以存儲，夜間主要通過補燃和部分網匯實現對負荷曲線的跟隨。

最后,結合水規總院的相關研究結果，王昊軼針對光熱行業后續發展提出如下建議：“一是加強物理實質性聯營系統中光熱、風電、光伏協同運行、統一調度研究，提升聯營系統調度響應和電網支撐能力；二是研究探索物理實質性聯營系統作為獨立市場主體，參照煤電功能參與電力市場，推動光熱具備市場化開發建設條件。”