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                      多能互补:光热发电行业新的发力点

                      放大字体??缩小字体 发布日期:2020-05-30 06:01:03 ??来源:新能源网??编辑:全球新能源网??浏览次数:1215
                      核心提示:2020年05月30日关于多能互补:光热发电行业新的发力点的最新消息:为提高电力系统调节能力,缓解可再生能源消纳问题,近日国家能源局发布了《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》,明确“鼓励建设新一代电网友好型新能源电站……鼓励建
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                        为提高电力系统调节能力,缓解可再生能源消纳问题,近日国家能源局发布了《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》,明确“鼓励建设新一代电网友好型新能源电站……鼓励建设以电为中心的综合能源系统,实现电源侧风光水火多能互补?!?/p>

                        多能互补已成未来解决能源消纳矛盾的重要手段之一。光热发电凭借高性价比的大规模储热系统,既能实现热电联供,又能保证发电机组根据电网需要随时稳定输出。在多能互补集成项目中可以弥补其他可再生能源发电的波动缺陷,提升电力系统调节能力,扮演电力系统中灵活调节电源和基荷电源的角色。当是多能互补电站中不可或缺的重要力量。

                        事实上,光热发电从“单打独斗”到混合发电以及多能互补正在全球范围内成为一种潮流。

                        仅仅目前,海外就有迪拜950MW光伏光热混合发电项目(含1*100MW熔盐塔式+3*200MW槽式光热发电)、摩洛哥Noor Midelt I 800MW光热光伏混合项目(含190MW槽式光热发电)以及智利CerroDominador光伏光热混合电站(含110MW塔式光热发电)等多个集合了光热发电、光伏发电并配以光热储热或电池储能的多能互补项目正在推进或正在建设。

                        国内除已并网投运的鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程外,许多光热资源丰富的地区也在积极规划建设含光热发电技术路线的多能互补项目,例如玉门市与华东电力设计院、江苏鑫晨光热公司联合开发投资的光伏光热多能互补电站项目(含光热装机200MW),及张北风光热储输多能互补集成优化示范工程(含光热装机50MW)等等。

                        从技术角度来看,光热发电技术可以说与多能互补体系相辅相成。在可再生能源必然大规模部署的当下,多能互补体系在维护电力系统稳定性和项目开发的经济性方面都有较大优势。而通过将光热发电与风电、光伏、储能、储热等合理搭配,不仅能够在保障新能源高效消纳利用的同时,为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力,还能够为电站寻得更多降本空间。

                        对于光热发电技术来说,也能够在无法立刻进入平价时代的现阶段找到一个大展身手的平台,在发挥技术优势的同时,通过多种能源优化配置的运营手段降低度电成本。

                        下面来看光热发电在两个项目实例中所发挥的具体作用:

                        1、鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程

                        以鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程为例,该项目是国家首批多能互补示范工程之一,其中的鲁能海西格尔木50MW塔式光热电站于2019年9月19日并网成功,至此这一多能互补工程全面建成。

                        该工程集合了200MW光伏项目、400MW风电项目、50MW光热项目及50MW电池储能系统四种技术路线,填补了国内“风、光、热、储、调、荷”智能调度的技术空白。项目能够实现小时级的平稳功率输出,分钟级平滑功率输出,并可以100%地摆脱火电调峰实现新能源的高比例外送,对推动光热发电与其它可再生能源协同发展具有重要示范价值。

                        鲁能集团青海新能源公司总工程师兼多能互补电厂厂长曾需要曾在CSPPLAZA光热发电平台主办的2020中国光热市场形势与应对策略峰会上介绍到,该项目在节省了1.3亿元的储能电池投资成本的基础上,可实现系统新能源全年弃电率不超过5%,能够降低新能源全年弃电率4.3个百分点,在促进能源消纳方面效果显著。

                      表:项目互补前后全年分时段弃电电量统计

                        同时,该项目也大幅降低了光热发电度电成本。根据曾需要的介绍,本工程中光热调峰前度电成本为1.1307元/kWh,调峰后度电成本降低约0.0453元/kWh,为1.0854元/kWh,低于目前国家首批光热电站上网电价。

                      表:光热电站调峰前后度电成本变化示意图

                        由此可见,光热电站纳入多能互补项目不仅可显著减少弃风弃光电量,创造良好收益,也降低了光热发电的成本。这为光热电站未来的开发路径提供了很好的思路。

                        2、迪拜950MW光伏光热混合发电项目

                        国外在建的迪拜950MW光伏光热混合发电项目也采用了大比例的光热装机,该项目包括1*100MW熔盐塔式+3*200MW槽式共计700MW光热发电装机,以及250MW光伏发电装机,项目总投资额达157.8亿迪拉姆(约合人民币288.5739亿元),而PPA电价只有7.3美分(光热8.3美分+光伏2.4美分),在投资规模和成本效益上均创下世界纪录。

                        其中,8.3美分的光热电价为分时电价,即在7个月的夏季时间的早上10点到下午4点,光热电价为29美元/MWh,而在其它时间段,电价为92美元/MWh。这样的分时电价设计配以光热发电强大的储热能力,也使得光热电站在该项目中能够贡献绝大部分的收益。

                        沙特ACWA电力国际首席投资官Rajit Nanda表示,在该项目中,整个700MW光热电站的产能占比则达88%,远高于同比例装机的光伏电站。而从电站收益角度看,槽式光热电站将贡献80%的收益,塔式电站贡献15%收益,光伏电站仅贡献5%。

                        此外,摩洛哥摩洛哥Noor Midelt I 800MW光热光伏混合项目和智利CerroDominador光伏光热混合电站也通过部署光热电站优化系统配置,寻找电站提质增效的最优解。在新一代电网友好型新能源电站的布局下,电源侧多能互补将成为光热发电行业的发力点。

                       

                       

                        

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