1+1>2：龙羊峡“水光互补”让光伏发电更清洁

光伏发电产业是否真正清洁一直是业内争议的话题。记者认为，光伏发电过程清洁当然无疑，光伏生产过程可控也是可期。然而，在每一个独立光伏电站“享受阳光”的背后，通常会有相应的火电机组在维持额定转速，默默地做着“无用功”(旋转备用容量)，而煤炭在这种“无用功”中被消耗，温室气体在无声地排放。

当然相较于光伏发电产生的环境效益，电力系统旋转备用容量的煤耗并不突出，但这终究“不完美”。如何破解这一难题？“水光互补”模式给出了自己的答案。

“水光互补”模式到底有何优势？是否具有推广潜力？带着疑问，记者走进了中电投青海龙羊峡“水光互补”320兆瓦并网光伏项目。

　　变“垃圾电”为优质电

“1+1>2”的事例时有发生，“水光互补”模式正是其中一个。

龙羊峡“水光互补”320兆瓦并网光伏发电项目地处青海省海南州共和县恰卜恰镇以南约12公里处的塔拉滩，共和县光伏发电产业园内。

在前往目的地的路上，记者不时就会发现分布式光伏发电在青藏高原的应用——这为生态脆弱、人烟稀少地区提供了现代社会的必需品——但对于青海而言，光伏发电的主角并不是它们，而是大型并网光伏电站。

青海的日照条件优越，地势平缓，荒漠、戈壁广袤而价廉，得天独厚的优势使青海成为我国重要的光伏电站基地。据测算，青海省太阳能年总辐射量平均为5800~7400兆焦/平方米，平均直接辐射量占总辐射量的60%左右，在海西地区(青海湖西部、西北部地区)，这一比重更是达到70%以上。

记者了解到，截至2014年2月底，青海省已并网的大型光伏电站有131座，累计装机容量达到了310万千瓦，光伏清洁能源在青海能源总量中的比重已超过15%。2013年全年，青海光伏电站发电量超过了26亿千瓦时。

太阳能发电因其间歇性、波动性和随机性，常被业内戏称为“垃圾电”，并时有“弃光”现象发生。然而，虽然青海光伏电站并网需求巨大，但青海地区弃光问题并不突出。

“目前青海并不存在弃光问题，光伏电量都是优先上网的，但是独立光伏电站发电曲线具有波动性和间隙性，需要电网系统调节，给电网稳定运行造成一定冲击，但情况可控。”中电投集团黄河公司新能源发电部经理金东兵告诉记者，“而我们电站(龙羊峡‘水光互补’项目)送出的电，相对于独立光伏电站而言，对电网更为友好。”

“由于光伏发电属于能量密度低、稳定性差，调节能力差的能源，长距离输送中电力潮流变化将会给电压控制增加难度，电力系统需要有足够备用容量来削弱这种冲击。”一位青海省电力公司调度中心工作人员告诉记者，“‘水光互补’模式可以腾出部分水电机组容量作为系统备用容量，增加调峰能力。”

“龙羊峡水光互补320兆瓦并网光伏电站是利用龙羊峡水电站水轮机组快速调节性能，通过水光互补的调节进一步优化电能质量，将互补后的优质电能通过龙羊峡水电站330千伏出线送入电网。”中电投集团黄河公司总经理谢小平告诉记者，“这相当于龙羊峡新建了一台水电机组。在考虑水量平衡的基础上，结合龙羊峡水库调节能力，通过水电机组快速调节性能，将光伏发电锯齿形出力曲线调整为平滑稳定曲线(见示意图，编者注)，为电网提供优质电能，提高了电网运行稳定性。同时，也提高了水电站对电网的调节能力和送出线路的利用率。”

据记者了解，该项目并网发电以来，运行稳定，预计每年增加电力电量4.98亿千瓦时；从实际运行情况看，每天从上午9时开始，光伏电站负荷逐渐增加，水电负荷逐渐降低，从16时开始，光伏电站负荷逐渐减小，水电负荷逐渐增加，形成“水光互补”。

业内专家评价龙羊峡“水光互补”项目优化了光伏发电电能质量，解决了光伏电量消纳瓶颈问题，为我国清洁能源利用提供了新型发展模式。

　　节水、节煤，清洁特性更凸显

龙羊峡水电站位于青海省共和县和贵南县交界处，是黄河龙青段梯级开发规划中的“龙头”电站。电站位于龙羊峡入口处，库容为247亿立方米，具有良好的多年调节性能。

“水资源对于龙羊峡水电站来说是最宝贵的，除了汛期，龙羊峡水电站四台水轮机是无法满发的。”龙羊峡水电站总经理张空海告诉记者，“据我了解，因为种种原因，龙羊峡水电站从建成之日起库容就没有满过，水都是要省着用的，因此送出线路存在闲置问题。”

张空海表示，因打捆了光电，送出线路的年利用小时数比原来设计的4621小时提高了300多小时，盘活了存量资产。同时，水电站对电网系统的调节能力也增强了。

据了解，龙羊峡“水光互补”项目中水电和光电上网是单独核算的，相当于水电站和光伏电站共用送出通道。张空海告诉记者，“在水电站的调节下，水电与光电打捆的电能很稳定，32万千瓦的光伏装机相当于水电站的新机组，这样一来就相当于过去龙羊峡水电站时刻保持4台机组满发的状态，但却节约了水资源，为枯水期稳定发电提供了保证。”

　　除了节水，节煤也成为“水光互补”模式一大特点。

“我认为‘水光互补’模式最大意义在于减少了电力系统的旋转备用容量。”谢小平告诉记者，“为独立光伏电站备用的常规机组通常为火电机组，这些机组并不做功或者做功很少，但是煤耗却是实实在在的。”

“大规模光伏并网以后，燃气电站接到的电网调度指令明显频繁多了，而且经常会有大范围的出力调整，在对燃气电站的设备造成影响的同时也限制了电站出力。”青海油田天然气电力公司一位负责人告诉记者，“长期的低负荷运行导致度电气耗增加，经测算，一年要多损耗近600万标方天然气。”

“‘水光互补’完全是清洁能源之间的优势互补，节约煤炭的同时，效率更高。”谢小平告诉记者，‘水光互补’的调节是通过一套自主开发的系统控制软件来实现的，这套系统填补了国内此类关键技术的空白。

国务院发布的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》支持地方创新光伏发展方式，并明确鼓励利用既有电网设施按多能互补方式建设光伏电站。业内人士认为，清洁能源“互补”方式有助破解大规模可再生能源接入电网的瓶颈，缓解“弃光”问题。

企业期待更多新增装机指标

龙羊峡“水光互补”创新模式，已通过有关专家组的验收，5个月的实际运营也取得了成效。资料显示，青藏高原具有丰富的水电资源，技术可开发装机容量12100万千瓦，约占全国的25%。业内专家认为，在青藏高原建设大规模“水光互补”并网光伏电站，具有得天独厚的条件。龙羊峡“水光互补”项目的实施，为青藏高原实现更大范围的“水光互补”提供了技术支撑。

中电投集团黄河公司副总经理杨存龙认为，“水光互补”模式在拥有辽阔未利用土地、光照和水利资源都丰富的青海等西部地区具备推广价值。黄河公司将继续通过“水光互补”协调控制实践，探索更加合理可行的“水光互补”实际控制运行方式，收集积累运行历史数据，为后续大规模“水光互补”项目建设和运营提供技术支撑，为青藏高原实现更大范围的“水光互补”进行技术探索，为电网输送优质光伏电能提供广阔前景。

但从目前情况来看，“水光互补”项目的推广还有赖于国家对光伏政策的调整和支持力度。相较于大多数光伏电站，虽然“水光互补”项目更为经济，但离开政策补贴企业仍然无法获利。业内专家认为，光伏创新项目能够为当下处于瓶颈期的光伏行业发展带来活力，但该行业发展的根本仍然在该产业市场竞争力的整体提升。

杨存龙告诉记者，从龙羊峡水电站的调节能力出发，共计可以匹配85万千瓦的光伏电站，因此黄河公司后续还希望再建设两座32万千瓦的光伏电站，实现“水光互补”的效益最大化。

据了解，青海省今年仅获得50万千瓦新建光伏电站指标，而在青海从事光伏电站开发的单位有50家左右。黄河公司一期项目就需要32万千瓦指标，目前看来完成计划将困难重重。

杨存龙表示，企业希望能够追加新建装机指标，但国家有全盘的考量，龙羊峡“水光互补”后续项目能否顺利并网，将取决于国家根据光伏行业发展情况是否会作出调整。