中國儲能網訊：2月13日，Ivanpah光熱電站在加州正式投運，這再度引發(fā)了業(yè)內對光熱發(fā)電項目的盈利能力、真實成本和電站效益的廣泛討論。有觀點認為，加州未來對大規(guī)模太陽能熱發(fā)電項目的開發(fā)存在較大不確定性，首要原因是因為光伏發(fā)電的低成本競爭。光伏在過去幾年內在投資成本和度電成本上有很大程度的削減，對高成本的光熱發(fā)電帶來了沉重壓力。
上述觀點簡而言之，如果你要從太陽那里獲取能源，光伏要比光熱的成本低廉很多，為什么要用光熱呢？聽起來似乎很有道理，但這種簡單的對比是否是公平的呢？DNVGL正在進行的此項研究將證明，如果光熱電站能夠根據具體環(huán)境條件實現(xiàn)最優(yōu)化系統(tǒng)配置，電站收益將可以實現(xiàn)3倍甚至更多的收益。儲熱型光熱電站可以幫助電網實現(xiàn)靈活的電力可調性，而不僅僅是提供一種綠色電力來源，電網系統(tǒng)將因此而整體受益。
加州的可再生能源發(fā)電規(guī)劃目標是到2020年實現(xiàn)33%的總供電份額，到2030和2050年這一份額將增加更多。當前加州正在向著這一目標逐步邁進，加州獨立電網系統(tǒng)運營商（CAISO）負責平衡加州電網的可再生能源供電比例，吸納更多的可再生能源電力上網，同時維護電網安全。這不是一個簡單的任務，因為幾乎所有可再生能源如風電和太陽能都是間歇性的，其無法嚴格按人們的既定要求來供電，其電力輸出功率時大時小，無法自動調節(jié)來滿足電網頻率的平衡要求。換句話說，能源市場不是單一地買賣能源，其同時需要滿足電網系統(tǒng)的靈活可調性，比如通過提高調峰電源裝機，增加后備電源，如旋轉備用容量，來保證發(fā)電和供電每一秒鐘的電網頻率穩(wěn)定。在可再生能源電力占電網供電比例較少的時代，對電網調頻的需求也較小，通常采用增加抽水蓄能電站來實現(xiàn)調峰調頻。而伴隨間歇性可再生能源電力越來越大規(guī)模的接入，對電網系統(tǒng)的壓力正變得越來越大，電網系統(tǒng)對可調性的要求也越來越高，而要保證這種調節(jié)需求所要付出的成本也愈加高昂。
這為光熱發(fā)電提供了一大用武之地，相對于光伏和風電，光熱發(fā)電與其的最大不同，也是最大優(yōu)勢在于其電力生產方式的不同，光熱發(fā)電通過收集太陽熱能加熱水產出過熱蒸汽來驅動汽輪機發(fā)電，其原理與常規(guī)火電類似，不同之處在于光熱發(fā)電的能量來源是太陽而非傳統(tǒng)化石能源。這也意味著光熱發(fā)電是一種可以與傳統(tǒng)火電相媲美的優(yōu)質電能。熱能的存儲可以通過熔鹽儲熱實現(xiàn)，熔鹽儲熱可以以可接受的合理成本進行商業(yè)化應用，這相對電池儲電的成本要低廉的多。那么，儲熱型光熱電站是否能夠承擔起傳統(tǒng)電站的調峰角色呢？是否能夠按照“日前市場”模式運行（國外電力市場大多是提前一日確定次日的交易計劃和發(fā)電計劃，稱之為日前市場）、提供輔助性服務如充當后備電源幫助電網調頻？其電力生產成本如何？這又將對加州電網的控制調節(jié)產生什么影響?其收益又是如何？電站運營方需要什么樣的設計方案？
為探究這些問題，找到電站設計和運行的具體方案來最大化電站收益和系統(tǒng)營收，從電網和電站每小時的動態(tài)情況到未來電力情景的設計生產成本模型，我們需要一套整體建模方法。直到最近，這種專業(yè)性的分析一直十分缺乏，DNVGL正在幫助加州能源委員會進行的此項研究將彌補這一缺憾。通過量化這些收益，將可以為Ivanpah電站之后更多的儲熱型光熱電站在加州的開發(fā)打下理論基礎。
DNVGL目前的研究還在進行中，當前其已經得出的結論是：在日前市場，帶6小時儲熱系統(tǒng)的光熱發(fā)電站的收益可以增加11%；如果汽輪機容量比太陽島的集熱容量大很多，帶2小時儲熱系統(tǒng)的光熱發(fā)電站的收益可增加27%。
將汽輪機的容量設置的比太陽島的集熱容量更大，是由于加州夜間短時間用電高峰期的高電力價格決定的。儲熱型光熱電站作為電力市場的輔助電源，提供電網調頻和旋轉備用等功能，效益更加明顯。2~4小時的儲熱時長設計一般來說就可以滿足這種需求。多余的汽輪機容量也可以帶來更多收益：如果汽輪機的熱功率比太陽島的集熱輸出功率大4倍，也就是在太陽倍數（solar multiple）為0.25的情況下，即便配1小時的儲熱，光熱電站的收益依然可以增加4倍。但該電站的功能應是作為調頻電源，參與日前市場交易，作為旋轉備用容量。
圖：在調峰備用電源市場，光熱電站儲熱時長和太陽倍數及年收益的對應關系
另外，這種配置可以增加系統(tǒng)成本的靈活性，換句話說，這是為電網系統(tǒng)提供靈活性的更好方案，相對于單純的供電功能，這也是光熱電站的更好選擇。儲熱型光熱電站的靈活性的實現(xiàn)需要大功率的汽輪機和合適的儲熱容量設計。對于太陽島而言，其通過數千面反射鏡聚焦太陽能，是儲熱型光熱電站配置成本最高的部分，增加4小時儲熱和翻倍汽輪機的熱功率，是一種明智的投資選擇。
同時，加州電網系統(tǒng)作為一個整體將受益于儲熱型光熱電站的可調性、靈活性。按可再生能源占比33%的規(guī)劃情景考慮，DNVGL的研究目前給出了這樣的方案：通過替換昂貴的調峰機組削減電力生產成本（可削減3%）；通過更小的電網系統(tǒng)變化來降低后備容量（削減50%）；應對早晨和夜間的高峰供電上升需求，增加額外的容量；對旋轉備用電機附加額外的慣量提升電網穩(wěn)定性。
加州電網系統(tǒng)要達到33%的可再生能源供電比例，需要采用上述方案來應對由此帶來的電網不穩(wěn)定性，加州需要一個靈活的、強健的能夠經受考驗的電網系統(tǒng)，這就是加州未來繼續(xù)開發(fā)光熱電站的最大動力。如果我們都能夠清醒地認識到，光熱電站不僅僅能提供一種清潔電能，還可以作為綠色的電網輔助設備，為構建靈活可調的電網系統(tǒng)作出貢獻，那么未來對光熱電站的開發(fā)就不會僅僅因成本過高而停滯。
關于文中太陽倍數（SM）與年收益和儲熱時長的對應關系解讀：
常規(guī)光熱電站在設計時，為實現(xiàn)較高的容量因子，一般選擇較高的SM，通常情況下大于1。而本文給出的結論是，SM越低，儲熱時間越長，電站年收益越高。這是什么原因呢？西北電力設計院工程師趙曉輝對此解答了CSPPLAZA記者的疑問，本文討論的是光熱電站作為電網輔助調峰電源時，如何實現(xiàn)最大收益的問題。加州實行峰谷電價，在高峰時間段的電力價格要遠遠高出普通時間段，光熱電站要最大化收益，就需要盡可能地將發(fā)電量在高峰時間段售出。為此，假設一個10MW的太陽集熱場，集熱功率保持不變，增大汽輪機的熱功率就可以將電能以最小的時間大量輸出。如果配置6小時儲熱，光熱電站可以在白天盡可能地不發(fā)電，僅僅存儲集熱場熱量，而在夜間通過大功率汽輪機在較短的高峰期時間段內將白天存儲的能量全部釋放，以獲得最大收益。而且在光熱電站的投資成本中，光場占一大部分，如果控制了光場的投資，而通過增加汽輪機功率或儲熱時長來實現(xiàn)高峰期售電，可以保證在電站投資成本不大量增加的情況下獲得更高收益。
而對于這種方案是否可以在國內進行推廣，趙曉輝認為，這種方案要獲得高收益的前提是必須對峰谷上網電價有所區(qū)別，而國內當前在上網側還沒有實施峰谷電價差機制，因此目前此種方案在國內還難以進行推廣。但長遠來看，實施峰谷上網電價應是一大趨勢，我國也將逐步采用這種方案。當前在用戶端已有部分省份開始推行峰谷用電機制，上網側的峰谷電價機制也將在未來逐步落地。
