淺析光熱發(fā)電項目的開發(fā)模式

馬俊杰

（中核坤華能源發(fā)展有限公司）

0 引言

太陽能光熱發(fā)電的原理是，通過反射鏡將太陽光匯聚到太陽能收集裝置，利用太陽能加熱收集裝置內的傳熱介質（液體或氣體），再加熱水形成蒸汽帶動發(fā)電機發(fā)電。光熱發(fā)電系統包括聚光集熱系統、儲熱系統、蒸汽發(fā)生系統、汽輪發(fā)電機組。

1 光熱發(fā)電技術路線

目前比較有代表性的太陽能熱發(fā)電大致可以分為四大類：槽式太陽能熱發(fā)電系統、塔式太陽能熱發(fā)電系統、碟式太陽能熱發(fā)電系統和線性菲涅爾式太陽能熱發(fā)電系統。其中槽式、菲涅爾式太陽能熱發(fā)電屬于線聚焦系統；塔式、碟式太陽能熱發(fā)電屬于點聚焦系統。

1.1 槽式太陽能熱發(fā)電

太陽拋物面槽式發(fā)電系統是利用槽式拋物面定日鏡聚光的太陽能熱發(fā)電系統的簡稱，是一種分散型系統。槽式太陽能熱發(fā)電站是最早實現商業(yè)化運行的太陽能熱發(fā)電技術，且運行穩(wěn)定。

1.2 塔式太陽能熱發(fā)電

塔式太陽能熱發(fā)電技術是利用布置于地面的定日鏡將太陽光反射到位于塔頂的吸熱器上，在吸熱器上將聚集的太陽輻射能轉變?yōu)闊崮埽訜醿炔康臒醾鲗Ы橘|，達到一定溫度后，通過管道輸送到地面與蒸汽發(fā)生器系統進行熱交換，產生高壓過熱蒸汽來推動汽輪發(fā)電機組發(fā)電。塔式太陽能熱發(fā)電站主要包括定日鏡、太陽塔、吸熱器、儲熱器和發(fā)電機組等。每個定日鏡繞雙軸旋轉跟蹤太陽。塔式的聚光比在300～1000之間，因而容易實現較高的系統運行溫度。

1.3 碟式太陽能熱發(fā)電

碟式太陽能熱發(fā)電系統，也稱斯特林發(fā)電。它是利用旋轉拋物面定日鏡，將太陽光聚集在鏡面焦點處，在該處放置太陽能吸熱器吸收熱能加熱工質驅動汽輪發(fā)電機組發(fā)電；也可放置太陽能斯特林發(fā)電裝置直接發(fā)電。其聚焦方式為點聚焦，聚焦比為1000-3000，焦點處可產生1000℃以上的溫度，峰值太陽能轉化為電能的凈效率可以達到30%。

1.4 線性菲涅爾太陽能熱發(fā)電

菲涅爾式（Fresnel）太陽能熱發(fā)電也是線性聚焦。電站的所有設備都是布置于地面，吸熱器的定日鏡是由長平面或帶微彎曲的鏡子安裝在同一平面上組成的，每列定日鏡都可以單獨的旋轉到不同角度，使太陽入射光線反射到位于鏡面上方幾米處的線性焦點上，加熱集熱管中的傳熱流體，集熱管無需進行真空處理，降低了技術難度和成本，因此系統總成本相對較低。但是由于系統聚光比較低，運行溫度不高，因此系統效率不高。

2 我國光熱發(fā)電的發(fā)展節(jié)點

2.1 2006年至2016年

這一階段是光熱發(fā)電技術的探索和試點階段，也是光熱發(fā)電的萌芽階段。

2006年，科技部863計劃啟動“太陽能熱發(fā)電技術及系統示范”重點項目，2012 年我國首座1MW 塔式太陽能熱發(fā)電試驗電站等若干小微型光熱發(fā)電系統成功發(fā)電，2013 年青海中控德令哈10MW 光熱示范工程正式商業(yè)化并網發(fā)電，上網電價1.2元/kWh。至此光熱發(fā)電技術正式進入市場化運營。

2.2 2016年至2022年

這一階段是光熱發(fā)電技術的市場化示范階段，光熱項目全產業(yè)鏈的完善階段。

2015 年9 月30 日國家能源局下發(fā)《關于組織太陽能熱發(fā)電示范項目建設的通知》，示范項目申報工作隨即展開。中廣核德令哈槽式5 萬kW、中控德令哈熔鹽塔式5 萬kW、首航艾啟威敦煌塔式10 萬kW等多個項目陸續(xù)開工建設。

2016年8月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于太陽能熱發(fā)電標桿電價政策的通知》，提出2018 年12 月31 日前并網發(fā)電的示范項目上網電價為1.15 元/kWh，進一步刺激示范性項目的建設與并網。9 月國家能源局正式發(fā)布《國家能源局關于建設太陽能熱發(fā)電示范項目的通知》，共20 個項目入選中國首批光熱發(fā)電示范項目名單。2021 年6 月國家發(fā)改委明確對2021 年底前全容量并網的首批光熱示范項目繼續(xù)按照1.15 元/kWh執(zhí)行，之后并網的中央財政不再補貼。

根據電規(guī)總院統計數據，截止到2022 年底，我國光熱項目并網發(fā)電9 個。包括槽式15 萬kW、塔式35萬kW、線性菲涅爾式5萬kW。

2.3 2022年至今

這一階段為光熱發(fā)電技術的市場化開發(fā)階段。

修建智慧樓宇，實現綠色校園 在很多高校，智慧樓宇可將建筑物的電力、照明、空調、排水、消防、弱電和安保等自動化地進行集中監(jiān)視、控制和管理，為用戶提供安全舒適、便捷高效的工作與生活環(huán)境，改變以往的教學樓使用效率不高，有時擁擠、有時閑置，中央空調、照明、電器等能源沒有得到及時合理控制，造成很大浪費的情況。通過建設智能教學樓，使整個系統和各種設備處在最佳的工作狀態(tài)，并保證系統運行的經濟性，以及管理的現代化、信息化和智能化，實現能耗的有效控制，減少能源浪費，實現綠色校園，提升和改善師生的校園生活品質。

2023年3月國家能源局綜合司印發(fā)《關于推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展有關事項的通知》，明確提出“十四五”我國光熱規(guī)模化發(fā)展的目標每年新開工光熱發(fā)電項目達300萬kW左右。

此外全國各地均有不同類型的新能源發(fā)展規(guī)劃及政策不斷出臺，推動太陽能熱發(fā)電項目的進展。僅2023上半年，國家能源局共發(fā)布了5項文件，在光熱資源豐富的內蒙古、甘肅、新疆、青海等地區(qū)也陸續(xù)發(fā)布了光熱相關重要政策共計23 項，不斷推動光熱項目快速發(fā)展，同時由于技術及產品不斷更新，光熱項目的單位成本也在不斷下降。

目前我國太陽能熱發(fā)電對槽式、塔式、碟式、菲涅爾式四種太陽能熱電技術均有不同程度的技術研發(fā)與示范投入。我國光熱發(fā)電從“十三五”初期僅有個別試驗性質的小型項目，到目前裝機規(guī)模達到57 萬kW，位居全球第三。我國建成投運的光熱發(fā)電項目規(guī)模從50MW~100MW；儲熱時長6~15h；成為目前全球范圍內唯一一個擁有四種光熱發(fā)電技術路線的國家。

上述4 種太陽能熱發(fā)電系統各有優(yōu)缺點，一方面，塔式太陽能熱發(fā)電系統由于聚光比高、運行溫度高、系統容量大和熱轉換效率高等特點，較適合大規(guī)模建設；槽式太陽能發(fā)電系統因其系統結構相對簡單、技術較為成熟，成為了第一個進入商業(yè)化生產的熱發(fā)電方式；菲涅爾式太陽能熱發(fā)電系統與槽式類似，不同之處在于其使用平面定日鏡，同時集熱管是圓定的，因此建設成本相比槽式系統更低一些；而碟式太陽能發(fā)電因其熱效率最高、結構緊湊、安裝方便等特點，非常適合分布式小規(guī)模能源系統。

3 光熱發(fā)電商業(yè)模式及收益分析

3.1 光熱發(fā)電技術特性

隨著可再生能源的快速發(fā)展，電源結構中新能源比重逐漸增大，出現了電力系統靈活性不足、調節(jié)能力不夠等短板。光熱技術清潔、環(huán)保，可儲熱，連續(xù)發(fā)電調節(jié)能力強，安全性高，可持續(xù)穩(wěn)定運行，適合大容量儲能使用等優(yōu)勢，技術進步及成本降低均有空間，是適應西北地區(qū)新能源大開發(fā)的一體化技術解決方案。

從環(huán)保角度來說，光熱發(fā)電技術與光伏發(fā)電相似，能源來自于太陽能，沒有Sox、Nox 等氣體污染物的排放，滿足國家“3060”戰(zhàn)略要求。

從發(fā)電特性來說，光熱發(fā)電兼具調峰電源和儲能的雙重功能，可以實現用新能源調節(jié)、支撐新能源；可以為電力系統提供更好的長周期調峰能力和轉動慣量，具備在部分區(qū)域作為調峰和基礎性電源的潛力，是新能源安全可靠替代傳統能源的有效手段；光熱發(fā)電產業(yè)鏈長，可消化提升傳統產業(yè)發(fā)展，還可帶動新材料等新興產業(yè)發(fā)展。

3.2 光熱發(fā)電商業(yè)模式

從目前收集到的首批國家示范項目大致數據（表1）來看，不同技術路線下，塔式項目單位造價為25662 元/kW，槽式項目為30725 元/kW，線性菲涅爾項目為41893 元/kW。而且受到市場情況與電價政策的影響，光熱項目整體投資都遠大于同期光伏項目的投資，對普通項目建設主體而言，資金規(guī)模大、貸款融資難度高。因此若以目前上網標桿電價測算，單純光熱發(fā)電項目的經濟性較差，這也是較長一段時間各大發(fā)電企業(yè)不愿涉足光熱產業(yè)的重要原因之一。

表1 首批國家示范項目儲熱時長及投資

表2 近兩年部分光熱項目及EPC中標價格一覽

表3 電化學儲能與光熱電站收益分析

2023 年3 月20 日，國家能源局印發(fā)《關于推動光熱規(guī)模化發(fā)展有關事項的通知》，提出要促進光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展，充分發(fā)揮光熱發(fā)電在新能源占比逐步提高的新型電力系統中的作用，助力實現碳達峰碳中和目標。通過政策解讀，可以看出：

1）光熱發(fā)電已不再是單純的電源項目，它正在向區(qū)域調峰、儲能和電網支撐的新型能源角色轉化，有利于光熱一體化基地的推進。

2）雖然光熱發(fā)電目前成本偏高，但產業(yè)鏈較長，光熱發(fā)電規(guī)模化開發(fā)利用可帶動產業(yè)鏈發(fā)展，成為新能源產業(yè)新的增長點，同時也有利于光熱發(fā)電成本的降低。

3）光熱發(fā)電是構建新能源供給消納體系中的新型支撐電源，逐步替代使用化石能源的火電機組，以新能源支撐新能源，打造新能源自支撐、自調節(jié)、電網友好、技術經濟合理的電源系統。

基于以上政策解讀，初步分析光熱發(fā)電的商業(yè)模式主要分為兩種：

1）以風光熱儲多能互補聯合開發(fā)為基礎，助力沙戈荒風光大基地建設

自2022 年起，風電光伏成本不斷下降，以光伏為例，組件效率從13.8%已躍升到現在的22%左右，組件單價從2元/W已降低至目前的1.3元/W。風機單價也從2.3元/W已降低至目前的1.7元/W。

因此通過多能互補模式，借助風光成本不斷降低的趨勢，從而促進光熱與風光一體化項目綜合度電成本的下降，利用風光發(fā)電的利潤空間彌補光熱發(fā)電的虧損，使一體化項目具備經濟可行性，在此基礎上逐步縮小風光發(fā)電與光熱發(fā)電的價差，進一步提高一體化項目整體經濟性。

通過上表可以看到，光熱發(fā)電項目的單位投資已從最初示范性質的2.5 萬/kWh 以上降低至1.1 萬/kWh 左右，再通過匹配風光項目分攤成本，項目整體造價可以降低至6000 元/kWh 以內，儲能時長均在8~12h。

從建設角度考慮，由于近幾年新能源項目的飛速發(fā)展，可用于風光發(fā)電項目建設的區(qū)域越來越少，各地對單純的風光發(fā)電項目也開始持謹慎態(tài)度，指標獲取越來越難。而以“光熱+”模式帶動的風光大基地項目反而受到青睞，容量也都是以GW級起步。

根據國家能源局的數據，第一、二批沙戈荒大基地中已經明確光熱發(fā)電項目約1.5GW。已上報沙戈荒風光大基地實施方案中提出光熱發(fā)電項目 2.8GW（其中內蒙古800MW、甘肅700MW、青海1000MW、寧夏100MW，新疆200MW）。配建光熱的大型風光基地風光中，風光裝機和光熱的裝機配比約為8：1。

2）結合光熱電站的系統調節(jié)能力，明確光熱電站在電力市場中的定位，參與電力市場的運行調度

三北地區(qū)因其特有的資源優(yōu)勢，能夠大力發(fā)展新能源發(fā)電項目，但同時又因地理因素，大型風光基地一般遠離負荷中心，風電、光伏發(fā)電出力波動性強、對電網安全穩(wěn)定支撐能力弱，調峰能力不足、電力消納受限、送出線路利用率低，均需要配置較高比例或較長時長的儲能系統。如部分地區(qū)要求配置10%~20%儲能，山東地區(qū)甚至有項目儲能比例接近40%，但儲能時長都不超過4h。

而光熱發(fā)電特有的長時儲能優(yōu)勢，在建項目中，儲能時長最低也在8h 以上，因此現階段，光熱可定位為儲能電站或調峰電站，通過光伏/風電+光熱儲能電站的模式帶動產業(yè)發(fā)展，實現規(guī)模化發(fā)展的起步，在一定程度上替代電化學儲能，并在此基礎上參與電力市場調節(jié)。同時也可獲得更多調峰收益，從而提高一體化項目的整體收益。

以配儲20%，4h 為例，1GW 的新能源項目，需配儲800MWh，以1400 元/kWh 計，電化學儲能初投資約為11.2 億，僅考慮運營期中的一次換電成本約為4 億元；100MW 光熱項目，儲能時長12h，按14000 元/kWh 計，初投資約為14 億，根據已投產光熱項目運營成本數據，保守按照6500 萬元考慮。雖然光熱電站初投資比電化學儲能高2.8 億元，但運營期成本比電化學儲能節(jié)省3.35 億元，整體節(jié)約5500萬元。

當儲能占比越大，時長越長，光熱電站與電化學儲能相比的優(yōu)勢就越明顯，由于不同省份峰、平、谷時間段不同，光熱電站的調度策略也是不同的。因此需要建立一種“光熱+光伏+風電+儲能”多能互補一體化分析軟件，對各種工況進行全年發(fā)電量分析，形成最優(yōu)電源配比方案及運行調度策略。

3）綜合能源供應

以西藏扎布耶源網荷儲項目為例，該項目為西藏扎布耶鹽湖綠色綜合開發(fā)利用萬噸電池級碳酸鋰項目提供電負荷和熱負荷，采用“光熱+光伏+儲能”技術路線，是全球首個在高海拔地區(qū)，實現清潔能源綜合供能的試點項目。當白天陽光充足時光伏滿發(fā)，為負荷側提供電力負荷，多余部分進行電化學儲能，光熱低負荷運行，同時通過熔鹽罐儲熱，以供熱負荷為主；夜間光熱滿發(fā)，為負荷側提供電、熱負荷。光熱項目不僅存在發(fā)電收益，還有一定程度的供熱收益，同時清潔能源又最大限度降低了對西藏地區(qū)的環(huán)境影響。

4 初投資估算

新疆是我國光資源大省，并且新疆出臺了多項促進光熱發(fā)電發(fā)展的政策，新疆2022 年第二批市場化并網新能源項目清單中包括“光伏+儲熱型光熱發(fā)電”項目，因此，選取光資源較好的新疆地區(qū)，按照光熱與光伏1：9 配比，來進行收益測算。本次測算對儲熱型光熱發(fā)電僅考慮發(fā)電收益，未考慮調峰收益。

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5 收益率測算

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6 結束語

以現階段光熱發(fā)電的初投資測算，僅光熱發(fā)電項目的收益無法滿足要求，需要光熱發(fā)電與光伏或風電聯合開發(fā)，通過上面分析，在光資源較好的地區(qū)，控制好造價等關鍵邊界，找到風光熱儲多能互補聯合開發(fā)的配比平衡點，項目收益率是可以滿足要求的。

建議在三北地區(qū)光資源較好的地方，先搶占光熱項目資源，以光熱項目配置光伏或風電的模式整體開發(fā)，結合光熱建設優(yōu)勢區(qū)域打造風光熱一體化項目，消納更多可再生能源電力，提高新能源發(fā)電能量品質，同時實現光熱參與電力系統調峰調頻，參與電力輔助服務市場，爭取享受相應儲能調峰電價政策，提高新能源消納比例，保障電網安全。

結合三北地區(qū)礦區(qū)、工業(yè)園區(qū)等用電大戶，打造源網荷儲一體化項目，開展冷熱電汽聯供、新能源發(fā)電制氫合成氨等應用，實現新能源電力就地消納，同時可促進上下游產業(yè)發(fā)展，帶動地方經濟發(fā)展。