為提高電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，緩解可再生能源消納問題，近日國家能源局發(fā)布了《關(guān)于建立健全清潔能源消納長效機制的指導(dǎo)意見(征求意見稿)》，明確“鼓勵建設(shè)新一代電網(wǎng)友好型新能源電站……鼓勵建設(shè)以電為中心的綜合能源系統(tǒng)，實現(xiàn)電源側(cè)風(fēng)光水火多能互補。”

多能互補已成未來解決能源消納矛盾的重要手段之一。光熱發(fā)電憑借高性價比的大規(guī)模儲熱系統(tǒng)，既能實現(xiàn)熱電聯(lián)供，又能保證發(fā)電機組根據(jù)電網(wǎng)需要隨時穩(wěn)定輸出。在多能互補集成項目中可以彌補其他可再生能源發(fā)電的波動缺陷，提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，扮演電力系統(tǒng)中靈活調(diào)節(jié)電源和基荷電源的角色。當(dāng)是多能互補電站中不可或缺的重要力量。

事實上，光熱發(fā)電從“單打獨斗”到混合發(fā)電以及多能互補正在全球范圍內(nèi)成為一種潮流。

僅僅目前，海外就有迪拜950MW光伏光熱混合發(fā)電項目(含1*100MW熔鹽塔式+3*200MW槽式光熱發(fā)電)、摩洛哥Noor Midelt I 800MW光熱光伏混合項目(含190MW槽式光熱發(fā)電)以及智利CerroDominador光伏光熱混合電站(含110MW塔式光熱發(fā)電)等多個集合了光熱發(fā)電、光伏發(fā)電并配以光熱儲熱或電池儲能的多能互補項目正在推進或正在建設(shè)。

國內(nèi)除已并網(wǎng)投運的魯能海西格爾木多能互補集成優(yōu)化示范工程外，許多光熱資源豐富的地區(qū)也在積極規(guī)劃建設(shè)含光熱發(fā)電技術(shù)路線的多能互補項目，例如玉門市與華東電力設(shè)計院、江蘇鑫晨光熱公司聯(lián)合開發(fā)投資的光伏光熱多能互補電站項目(含光熱裝機200MW)，及張北風(fēng)光熱儲輸多能互補集成優(yōu)化示范工程(含光熱裝機50MW)等等。

從技術(shù)角度來看，光熱發(fā)電技術(shù)可以說與多能互補體系相輔相成。在可再生能源必然大規(guī)模部署的當(dāng)下，多能互補體系在維護電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和項目開發(fā)的經(jīng)濟性方面都有較大優(yōu)勢。而通過將光熱發(fā)電與風(fēng)電、光伏、儲能、儲熱等合理搭配，不僅能夠在保障新能源高效消納利用的同時，為電力系統(tǒng)提供一定的容量支撐和調(diào)節(jié)能力，還能夠為電站尋得更多降本空間。

對于光熱發(fā)電技術(shù)來說，也能夠在無法立刻進入平價時代的現(xiàn)階段找到一個大展身手的平臺，在發(fā)揮技術(shù)優(yōu)勢的同時，通過多種能源優(yōu)化配置的運營手段降低度電成本。

下面來看光熱發(fā)電在兩個項目實例中所發(fā)揮的具體作用：

1、魯能海西格爾木多能互補集成優(yōu)化示范工程

以魯能海西格爾木多能互補集成優(yōu)化示范工程為例，該項目是國家首批多能互補示范工程之一，其中的魯能海西格爾木50MW塔式光熱電站于2019年9月19日并網(wǎng)成功，至此這一多能互補工程全面建成。

該工程集合了200MW光伏項目、400MW風(fēng)電項目、50MW光熱項目及50MW電池儲能系統(tǒng)四種技術(shù)路線，填補了國內(nèi)“風(fēng)、光、熱、儲、調(diào)、荷”智能調(diào)度的技術(shù)空白。項目能夠?qū)崿F(xiàn)小時級的平穩(wěn)功率輸出，分鐘級平滑功率輸出，并可以100%地擺脫火電調(diào)峰實現(xiàn)新能源的高比例外送，對推動光熱發(fā)電與其它可再生能源協(xié)同發(fā)展具有重要示范價值。

魯能集團青海新能源公司總工程師兼多能互補電廠廠長曾需要曾在CSPPLAZA光熱發(fā)電平臺主辦的2020中國光熱市場形勢與應(yīng)對策略峰會上介紹到，該項目在節(jié)省了1.3億元的儲能電池投資成本的基礎(chǔ)上，可實現(xiàn)系統(tǒng)新能源全年棄電率不超過5%，能夠降低新能源全年棄電率4.3個百分點，在促進能源消納方面效果顯著。

表：項目互補前后全年分時段棄電電量統(tǒng)計

同時，該項目也大幅降低了光熱發(fā)電度電成本。根據(jù)曾需要的介紹，本工程中光熱調(diào)峰前度電成本為1.1307元/kWh，調(diào)峰后度電成本降低約0.0453元/kWh，為1.0854元/kWh，低于目前國家首批光熱電站上網(wǎng)電價。

表：光熱電站調(diào)峰前后度電成本變化示意圖

由此可見，光熱電站納入多能互補項目不僅可顯著減少棄風(fēng)棄光電量，創(chuàng)造良好收益，也降低了光熱發(fā)電的成本。這為光熱電站未來的開發(fā)路徑提供了很好的思路。

2、迪拜950MW光伏光熱混合發(fā)電項目

國外在建的迪拜950MW光伏光熱混合發(fā)電項目也采用了大比例的光熱裝機，該項目包括1*100MW熔鹽塔式+3*200MW槽式共計700MW光熱發(fā)電裝機，以及250MW光伏發(fā)電裝機，項目總投資額達157.8億迪拉姆(約合人民幣288.5739億元)，而PPA電價只有7.3美分(光熱8.3美分+光伏2.4美分)，在投資規(guī)模和成本效益上均創(chuàng)下世界紀錄。

其中，8.3美分的光熱電價為分時電價，即在7個月的夏季時間的早上10點到下午4點，光熱電價為29美元/MWh，而在其它時間段，電價為92美元/MWh。這樣的分時電價設(shè)計配以光熱發(fā)電強大的儲熱能力，也使得光熱電站在該項目中能夠貢獻絕大部分的收益。

沙特ACWA電力國際首席投資官Rajit Nanda表示，在該項目中，整個700MW光熱電站的產(chǎn)能占比則達88%，遠高于同比例裝機的光伏電站。而從電站收益角度看，槽式光熱電站將貢獻80%的收益，塔式電站貢獻15%收益，光伏電站僅貢獻5%。

此外，摩洛哥摩洛哥Noor Midelt I 800MW光熱光伏混合項目和智利CerroDominador光伏光熱混合電站也通過部署光熱電站優(yōu)化系統(tǒng)配置，尋找電站提質(zhì)增效的最優(yōu)解。在新一代電網(wǎng)友好型新能源電站的布局下，電源側(cè)多能互補將成為光熱發(fā)電行業(yè)的發(fā)力點。

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