电力规划设计总院:关于光热发电中长期发展的三点建议
发布者:admin | 来源:​CSPPLAZA光热发电网 | 0评论 | 3778查看 | 2021-05-17 09:36:38    

CSPPLAZA光热发电网讯:5月13日,在北京召开的2021中国国际光热大会暨CSPPLAZA第八届年会上,电力规划设计总院可再生能源研究所处长李剑发表了题为《光热发电中长期发展的建议》的主题演讲。



李剑表示,历经“十二五”和“十三五”两个发展周期,我国光热发电产业从近乎零基础发展到已经初步形成具有自主知识产权的产业链。但是光热发电技术水平基本上还处于示范性的阶段,技术试错成本高昂,降低了光热产业的规模发展效应。而国家能源局《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》则从项目(微观)层面为光热发电发展指明了新的方向。


通知指出,鼓励“风光水(储)“”风光储”一体化,充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、储热型光热电站、储能设施的调节能力,汇集新能源电力,积极推动“风光水(储)“”风光储”一体化。


同时光热发电作为集发电和储能于一身、调节性能良好的可再生能源,能够很好适应“源网荷储”一体化项目从传统的源随荷动到源荷互动的要求。不同规模、层级的“源网荷储”一体化项目(区域级、市县级、园区级)可以提供多元化的应用场景,从而每种光热发电技术都具备一定规模的同类技术项目去交叉验证技术的可行性和探索改进升级技术的可能性。


李剑表示,中国建立碳达峰碳中和的“双碳”目标后,三北地区能源优势并未降低而是更加凸显。在“双碳”催生新的发展方式和新的格局下,三北地区新能源装机比例进一步提升,相应的火电比例持续下降,电力就地消纳困难、调峰能力不足和外送能力弱等新能源“弃风弃光”的根源问题有可能卷土重来。除了提高火电机组的电源调节能力、加快推进抽蓄电站建设、加快外送通道建设等措施外,光热发电规模化替代火力发电不失为一种新的思路。


展望十四五,李剑表示,通过示范项目和规模化基地的建设,我们将力争打造几家具备国际竞争能力“国家队”,形成全球产业竞争能力。通过光热发电十四五期间规模化发展,支持光热发电行业中游产业涉及很多的其它行业,比如,在光热发电生产中可以消化水泥、钢铁、玻璃、化工等这些产业的过剩产能,同时我们也会积极推动光热技术的进一步升级,比如超临界二氧化碳循环等具备代际替代的先进产业体系。


以下为发言原文:


一、依托存量,做好技术储备与示范


历经“十二五”和“十三五”两个发展周期,我国光热发电产业从近乎零基础发展到已经初步形成具有自主知识产权的产业链。


“十二五”起步发展期,建成了多个小型试验示范性项目;“十三五”快速发展期,规模化示范项目密集开发,首批光热发电示范项目开建。截至2020年2月,示范项目共有8个已投运或并网运行,共计50万千瓦,全国累计已并网光热发电54.43万千瓦。


“十三五”在建或已投的光热发电示范项目技术方式较为多样,实现了把一部分国际先进技术引入国内进行应用,为国内自主研发的技术提供了一个应用和起步的环境。但是光热发电技术水平基本上还处于示范性的阶段,技术试错成本高昂,降低了光热产业的规模发展效应。


国家能源局《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》从项目(微观)层面为光热发电发展指明了新的方向。通知指出,鼓励“风光水(储)“”风光储”一体化,充分发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、储热型光热电站、储能设施的调节能力,汇集新能源电力,积极推动“风光水(储)“”风光储”一体化。


同时光热发电作为集发电和储能于一身、调节性能良好的可再生能源,能够很好适应“源网荷储”一体化项目从传统的源随荷动到源荷互动的要求。不同规模、层级的“源网荷储”一体化项目(区域级、市县级、园区级)可以提供多元化的应用场景,从而每种光热发电技术都具备一定规模的同类技术项目去交叉验证技术的可行性和探索改进升级技术的可能性。


对于存量光热示范项目,积极参与申报“两个一体化”示范项目,针对性地做好技术储备与示范,有望在“十四五”期间获得更多的特殊政策支持。


二、基地化建设,支持三北地区电力系统脱碳


根据十四五规划,十四五期间将重点发展包括松辽、冀北、黄河几字弯、河西走廊、黄河上游、新疆、金沙江上游、雅砻江流域、金沙江下游九大清洁能源基地,包括“风光储一体化”、“风光火储一体化”、“风光水储一体化”、“风光水火储一体化”五种类型。其中北方的6大清洁能源基地均位于三北地区。


以东北三省为例,2019年全口径发电装机容量11738.09万千瓦。其中火电7287.75万千瓦,约占总装机的62%;水电854.544万千瓦,约占总装机的7%;风电2000.41万千瓦,约占总装机的17%;光伏891.44万千瓦,约占总装机的8%。新能源装机占比达到25%。


2019年全口径发电量完成4005.27亿千瓦时。其中火电发电量2987.83亿千瓦时,约占总发电量的75%;水电发电量138.05亿千瓦时,约占总发电量的3%;风电发电量437.66亿千瓦时,约占总发电量的11%;光伏发电量114.43亿千瓦时,约占总发电量的3%。新能源发电量占比达到14%。


中国建立碳达峰碳中和的“双碳”目标后,三北地区能源优势并未降低而是更加凸显。在“双碳”催生新的发展方式和新的格局下,三北地区新能源装机比例进一步提升,相应的火电比例持续下降,电力就地消纳困难、调峰能力不足和外送能力弱等新能源“弃风弃光”的根源问题有可能卷土重来。除了提高火电机组的电源调节能力、加快推进抽蓄电站建设、加快外送通道建设等措施外,光热发电规模化替代火力发电不失为一种新的思路。


光热发电因其配置储热系统可以作为电力系统中的主力机组承担基本负荷,也可以作为电力系统中的调峰机组承担调峰负荷。在火电装机停批缓建的背景下,一些可再生能源特高压外送通道没有足够的火电承担调峰功能,无法实现设计外送能力。如果配置一定的光热发电机组,就可以显著提高电力系统接纳风电和光伏发电的能力,提升清洁能源消纳能力。


同时与常规电化学储能相比,光热电站的储热系统成本只有十分之一左右,且其运行效率更高,损耗更低。从调峰技术层面上看,大容量、低成本的储热系统能够更快速、更深度地调节出力调节,在15分钟以内就可以实现20%-100%的电力调节,其速度比火电更快、深度更深。


按照十三五末全国煤电装机10.8亿千瓦,十四五末煤电装机总规模控制在11亿千瓦以内测算,初步测算,可以考虑“十四五”期间按照1.6:1左右的比例实施光热发电替代火电,力争建成几百万千瓦的累计规模。在此基础上,十五五期间实现翻番级别的火电机组规模化替代。


三、集约化建设,促进产业升级


我国光热发电已具备规模化发展条件,经过10多年研究,中国掌握了光热发电的技术特性,为工程应用奠定了基础;多家公司开发了专有技术和产品,已建成多个光热发电试验装置和试验工程。部分地方政府部门还积极组织编制了光热发电基地规划。


通过示范项目和规模化基地的建设,我们将力争打造几家具备国际竞争能力“国家队”,形成全球产业竞争能力。通过光热发电十四五期间规模化发展,支持光热发电行业中游产业涉及很多的其它行业,比如,在光热发电生产中可以消化水泥、钢铁、玻璃、化工等这些产业的过剩产能,同时我们也会积极推动光热技术的进一步升级,比如超临界二氧化碳循环等具备代际替代的先进产业体系。

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