中國儲能網(wǎng)訊：如果可以用過剩風光供熱，不僅能夠解決消納問題，而且可以實現(xiàn)風光倍增發(fā)展。
對光伏人來說，2025年又是一個讓人心驚肉跳的5·31。
2018年的5·31，因為累計20年待支付光伏發(fā)電補貼費用超過1萬億元，中央政府對光伏新建項目急剎車。在政策的影響下，光伏裝機容量裝機大跌、產(chǎn)業(yè)鏈大量企業(yè)倒逼，投資商資金鏈斷裂。
這段光伏項目業(yè)主和光伏產(chǎn)業(yè)鏈上生產(chǎn)企業(yè)遭受滅頂之災(zāi)的歷史，讓廣大的光伏人今天仍記憶猶新。
此次5·31源于電網(wǎng)無法消納激增的光伏發(fā)電量，導(dǎo)致棄光電量急劇上升。政府要求光伏發(fā)電競價上網(wǎng)，而大量光伏電力參與競價銷售，致使電網(wǎng)電價大幅下跌，晴天中午時段電價甚至跌至接近零元也難以售出。這造成光伏企業(yè)虧損，新增容量驟降，產(chǎn)業(yè)鏈生產(chǎn)大幅萎縮，行業(yè)再度面臨嚴重危機。若不立即采取有效措施恢復(fù)光伏新增裝機規(guī)模，將導(dǎo)致大批企業(yè)破產(chǎn)倒閉，重蹈七年前的覆轍。
域外經(jīng)驗
是中國的光伏裝機容量太大了嗎？
截至2024年底，中國的光伏發(fā)電裝機容量約為8.87億千瓦，火電裝機容量約為14.44億千瓦，全社會用電平均負荷為11.2億千瓦。光伏發(fā)電裝機容量大約為火電裝機容量的61%，為全社會用電平均功率的79%。
相比之下，截至2024年底，德國的光伏發(fā)電裝機容量約為1.03億千瓦，火電裝機容量約為7230萬千瓦，全社會用電平均負荷為5300萬千瓦。光伏發(fā)電裝機容量約為火電裝機容量的142%，為全社會用電平均功率的194%。
目前看來，德國光伏發(fā)電的裝機容量還要繼續(xù)增加。計劃到2045年德國光伏發(fā)電裝機容量達到4.71億千瓦，是現(xiàn)在的4.57倍。
從數(shù)據(jù)來看，德國在消納風光發(fā)電的能力方面比中國更強。中德兩國為什么會有如此大的差距？這是因為兩國在解決這個問題的視角不同，因此消納過剩光伏電和過剩風電的方法和相應(yīng)的政策不同。
中國在消納風光電的波動問題是，還在化石能源時代的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)概念中打轉(zhuǎn)：集中力量在現(xiàn)有的電力用戶和電力用途中尋找靈活用電的能力作為用戶側(cè)響應(yīng)的資源，消納補償風光電的波動——電力過剩時多用電，電力短缺時少用電。而在傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)中，靈活用電能力有限。于是只能在電源上想辦法，首先是增加燃煤和燃氣等火力發(fā)電的容量，用火力發(fā)電來補償風光電出力小時的電力短缺。
但是，燃煤和燃氣發(fā)電只能補償風光電的不足，卻不能消納風光電的過剩。燃煤發(fā)電還有20%～40%的發(fā)電出力下限，在風光電過剩時，燃煤發(fā)電機組也要以額定功率20%～40%的比例發(fā)電，更進一步擠占了風光電的消納能力。于是，我們只能大規(guī)模建設(shè)成本高昂的抽水蓄能電站和電化學儲能等設(shè)備，大大提高了風光電的整體成本。
而德國將消納風光電的視界擴展到了過去燃燒化石能源提供熱力的領(lǐng)域。用過剩風光電替代化石能源生產(chǎn)熱力，即我們常說的電能替代。
2024年，德國的社會總用電量為4640億千瓦時，風光發(fā)電量為2086億千瓦時。但德國的采暖熱力消耗為6410億千瓦時，熱水熱力消耗為1320億千瓦時，工業(yè)熱力消耗為5100億千瓦時。這三類熱力消耗總計為12830億千瓦時，是德國社會總用電量的約2.76倍，是風光發(fā)電量的6.15倍！
德國消納過剩風光電的辦法很簡單，就是主要用過剩風光電生產(chǎn)熱力，并存儲熱力供沒有過剩風光電時使用。按單位能量的存儲器成本計算，儲熱成本遠比蓄電池儲能和抽水蓄能的儲能成本低。特別是熱水和采暖用的熱能低于100℃，可以用熱水來作為儲熱介質(zhì)，單位能量儲熱水罐的投資為50元/千瓦時左右，僅為蓄電池儲能的1/10左右。
使用比化石能源更廉價的過剩風光電替代煤油氣等化石能源，既實現(xiàn)了熱力的零碳生產(chǎn)，又降低了熱力的用能成本、減少了棄風棄光。何樂而不為呢？所以，在德國過剩風光電的消納不是難題。
舉例來說，現(xiàn)在德國幾乎所有的熱電聯(lián)產(chǎn)項目建設(shè)了熱水儲罐。這樣就實現(xiàn)了熱電解耦。在風光發(fā)電出力小、熱電聯(lián)供電站發(fā)電出力大、因而聯(lián)產(chǎn)的熱力多時，用不完的聯(lián)產(chǎn)熱量存儲在儲熱水罐中；在風光發(fā)電出力大、熱電聯(lián)供電站發(fā)電出力小、因而聯(lián)產(chǎn)的熱力少時，使用儲熱水罐中的熱量補充供熱。另外電站配套建設(shè)了電加熱器，在熱電聯(lián)供站停止發(fā)電的情況下風光電出現(xiàn)過剩時，電加熱器就用過剩風光電制備熱水供熱，并將多余熱力存儲在儲熱水罐中。如上所述，德國的熱力需求量很大，因此有足夠的消納過剩風光電能力。
為什么中國不能采取德國的模式用制備熱力來消納過剩的風光電呢？中國也不乏熱力需求??！中國將近一半的煤炭和大部分的天然氣用來生產(chǎn)熱力，其熱值按千瓦時計，是風光發(fā)電總量的10倍以上。在中國風光電過剩發(fā)生棄風棄光時，其市場實際價值為零，為什么卻替代不了燃煤，甚至替代不了昂貴的天然氣呢？
不成功地嘗試
要解答這一問題，我們必須了解如今的電價政策。
按現(xiàn)在的電價政策，以單位熱值計，過剩風光電輸送到用戶的價格高于燃燒天然氣和煤炭的價格。風光電過剩時，在市場上就是零價值。但是，按照現(xiàn)在的電價政策，過剩風光電到用戶那里轉(zhuǎn)換為熱力，成本高于天然氣，更高于煤炭。
于是，就出現(xiàn)了一個怪現(xiàn)象，一邊是距離用戶只有幾十至幾百公里的價格低廉、過剩風光電被棄，另一邊用戶卻在燃燒從幾千公里外進口的昂貴天然氣生產(chǎn)熱力。
我曾經(jīng)給一個企業(yè)做過二氧化碳減排的咨詢。2023年，這個企業(yè)使用了1億千瓦時左右的電力，另外使用了約1000萬立方米以上的天然氣，用以生產(chǎn)約1億千瓦時左右的熱水保障生產(chǎn)。
該市擁有大量風電和光伏設(shè)施，每年產(chǎn)生大量棄風棄光電量。我建議利用這部分過剩電力替代天然氣加熱熱水，并通過配套熱水儲罐存儲熱能。此舉可同時實現(xiàn)多重效益：降低企業(yè)用能成本、減少企業(yè)碳排放、助力城市消納棄風棄光電量，并減少天然氣消耗與進口依賴，從而提升國家能源供應(yīng)安全。
但是，我的解決方案接二連三地撞了南墻。
第一個解決方案是使用低谷電力。在低谷電價時段使用低谷電燒熱水。該市低谷電價時段為8小時，電量價為0.20元/千瓦時左右。容量電價為每月36元/千伏安。由于集中在低谷時段用熱增加了用電的最大容量，因而容量費增加。在低谷時段每千瓦時用電量增加的容量費分攤下來為36元/千瓦·月÷（25天/月x8小時/天）=0.18元/千瓦時。電量費+分攤增加的容量費=0.20元/千瓦時+0.18元/千瓦時=0.38千瓦時，高于天然氣0.30～0.35元/千瓦時的單位熱值價格。
于是提出了第二個解決方案：從風光電場購買電網(wǎng)消納不了的過剩風光電，給電網(wǎng)繳納輸電線路使用費，供企業(yè)燒熱水，并保證企業(yè)的電熱鍋爐僅使用電網(wǎng)消納不了的過剩風光電，不使用電網(wǎng)供應(yīng)的其他電力，且過剩風光電不用于其他用途。過剩風光電只有0.10元/千瓦時左右，該省的輸配電價為0.15元/千瓦時左右，加起來為0.25元/千瓦時左右，顯著低于天然氣的熱值價格。但是，因為種種原因，此路不通。
最后提出了第三個解決方案：企業(yè)建設(shè)一條專用輸電線路，直接從風光電站采購電網(wǎng)無法消納的過剩電力（無法并網(wǎng)的棄風棄光電），專供企業(yè)使用。企業(yè)使用該電力的設(shè)備只能連接專用線路，不得接入公共電網(wǎng)。企業(yè)使用過剩風光電時，不得降低其原有公共電網(wǎng)的用電容量（不影響電網(wǎng)負荷）。此方案本質(zhì)上是利用過剩風光電替代煤炭、天然氣等化石能源直接生產(chǎn)熱力（而非替代電網(wǎng)電力），因此不會對電網(wǎng)運行造成負面影響。但該方案仍沒法落地。
于是，在幾十公里內(nèi)的風光發(fā)電場棄風棄光時，這個企業(yè)仍然用從幾千公里外進口的天然氣燒熱水。
其實，消納過剩風光電的方法非常簡單：只要其送達用戶的價格低于天然氣，就能替代天然氣；只要價格低于煤炭，就能替代煤炭。這無需高技術(shù)，僅需基本常識。
若能利用過剩風光電替代中國當前約一半的化石能源供熱（天然氣與煤炭），每年即可消納數(shù)萬億千瓦時的過剩電量。屆時，中國風光發(fā)電裝機容量有望在現(xiàn)有基礎(chǔ)上實現(xiàn)翻兩番的增長。
