摘要：大力發展新能源發電是我國電力行業發展的重要目標，但僅靠風電、光伏來完成新能源消納占比要求，將導致棄電率高居不下。光熱發電儲熱環節具有調節能力，利用光熱發電代替風電和光伏，可降低風電和光伏棄電率，同時發揮容量效益，降低火電裝機規模及煤耗。但光熱發電的高成本限制了光熱發電的發展，如何評估光熱發電在電力系統中的效益，對光熱發展具有重要意義。提出一種等新能源消納能力約束下的光熱電站效益評估方法，可綜合考慮光熱發電的新能源裝機替代效益、降低火電裝機的容量效益、減少火電發電量的煤耗效益，從而全面評估光熱發電在系統中的效益。研究成果可為青海光熱發電的效益評估提供參考。

引言

光熱發電利用大規模陣列拋物或碟形鏡面將太陽光匯聚到收集裝置，由傳熱介質收集太陽能，通過換熱裝置產生蒸汽，驅動汽輪機發電。相對于其他可再生能源利用型式，光熱發電熱能存儲系統可以存儲能量，以備后續發電，或在瞬間云遮天氣中平滑電力輸出。光熱發電技術主要有槽式光熱發電技術、塔式光熱發電技術、菲涅爾光熱發電技術和碟式光熱發電技術等。電力科技工作者對光熱發電的調度運行進行了大量的研究[1-10]。文獻[11]-文獻[15]研究了儲熱環節對光熱機組的容量可信度的影響、光熱電站效益的發揮與資源特性、儲熱時長、調峰方式等因素的關系。文獻[16]提出一種光熱聚合建模方法,將多臺機組聚合成一臺等效機組，從而減小問題規模、加速模型求解。文獻[17]對光熱發電的國民經濟性進行了評估。研究結果表明在當前光熱、光伏、風電的造價成本下，建設光熱電站的國民經濟性較差。

青海海西州位于青藏高原北部，境內包括柴達木盆地的大部分地區，年太陽總輻射量在6618 MJ/㎡～7356 MJ/㎡之間，年日照小時數在3000h以上，是青海省日照小時數最長和法向直輻射最大的地區。青海建設光熱發電有如下優勢：

1）減少西北主網電力電量支撐壓力。從青海省外來看，青海存在季節性、連續多日和極端天氣日內的調峰問題，隨著國家雙碳戰略和能耗雙控政策的深入實施，西北主網電力電量支撐能力逐步減弱，青海需要從省內尋求保障不同時間尺度電力供應的解決措施。

2）提高青海自身清潔電力保障能力。青海立足建設清潔能源示范省，打造清潔能源產業高地，煤電發展受限，氣電大規模開發也受氣源因素制約，儲能不具備電量效益。因此，青海亟需尋找合適的清潔電源補充電力電量缺額。

3）從光熱自身來看，光熱電站屬于清潔電源，由于配置儲熱裝置，自帶調節特性，可實現以新能源促進新能源開發，保障電力可靠供應，支撐直流平穩送電和安全穩定運行。

由于光熱發電造價遠高于風電和光伏，其國民經濟效益較差，這導致光熱發電發展速度和規模均達不到預期。為了全面評估光熱發電的效益，本文首先分析了青海海西地區光熱發電特性。然后從等新能源消納能力視角下，對光熱發電的容量效益、電量效益、減少其他新能源裝機的效益進行了研究。本文采用8 760 h的全時段生產仿真模擬，考慮了光熱機組啟停、儲能電源和光熱電源的跨日調節等因素。研究成果可為青海光熱發電發展規模和效益評估提供參考。

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青海光熱發電出力特性

選取烏圖、冷湖和德令哈3個地區，以100 MW塔式熔鹽光熱為例。根據統計，烏圖、冷湖、德令哈地區光熱電站年利用小時數分別為2350h、2518h、2269h。海西地區光熱電站典型年內各月發電量分布見圖1。可以看出，烏圖、冷湖、德令哈地區光熱發電量季節性差異明顯，2-4月、9-10月光熱電站發電量較多，6-8月和12月發電量較少。海西地區光熱電站日等效發電小時數區間分布統計見表1。可以看出，烏圖、冷湖、德令哈地區光熱日等效發電小時數超過10h的天數分別為106d、130d、121d。

圖1 海西光熱電站逐月平均出力統計（標幺值）

表1 光熱電站日等效發電小時數區間統計

海西地區光熱電站日等效發電小時數小于4h天數統計見表2和圖2。可以看出，烏圖、冷湖、德令哈地區光熱電站日等效發電小時數低于4 h的天數分別為136d、130d、155d，在5～8月發生較多。

表2 日等效發電小時數小于4 h天數統計

圖2 海西光熱電站日等效利用小時數小于4 h天數統計

海西地區光熱電站日等效發電小時數小于4 h的連續天數統計見表3和圖3。可以看出，烏圖、冷湖、德令哈地區光熱電站分別發生1次、1次、3次連續6d日等效利用小時數小于4h；烏圖、冷湖、德令哈地區光熱電站分別發生3次、0次、4次連續5d日等效利用小時數小于4h。

表3 日等效發電小時數小于4 h的連續天數

圖3 海西光熱電站日等效利用小時數小于4 h的連續天數統計

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等新能源消納能力視角下光熱發電效益評估

如文獻[17]所述，在當前光熱、光伏、風電的造價成本下，建設光熱電站不具備國民經濟性。本文從另外一個角度，即在系統新能源消納指標約束下分析光熱發電的國民經濟性。其基本思考是在新能源棄電率較高的系統，僅靠風電、光伏發電來完成新能源占比要求，將導致新能源棄電率居高不下，而利用光熱發電代替部分風電和光伏，則可以獲得3類效益：

1）光熱發電本身是新能源發電，在新能源發電量不變情況下，可以替換部分光伏和風電裝機。

2）光熱發電具有儲能環節，可以晚上發電，可以替換一部分常規火電，發揮容量效益。

3）光熱發電具有調節性，可以改善系統運行條件，降低煤耗。

基于上述考慮，本文在等新能源消納電量視角下評估青海電網光熱發電在系統中的綜合效益，計算步驟如下：

1）給定新能源消納指標E，供電可靠性指標R0，8760h生產仿真模擬，計算無光熱發電情況下，風電、光伏發電量EW1和EP1、風電裝機需求B1、光伏裝機需求C1、火電裝機需求H1、系統煤耗M1，使得風電、光伏發電量EW1、EP1和系統供電可靠性指標R滿足：

2）將光熱發電投入運行，降低風電和光伏的規模，8 760 h生產仿真模擬，計算風電、光伏、光熱發電量EW2、EP2和ECSP，風電和光伏裝機規模B2和C2，系統煤耗M2、火電裝機需求H2，直至滿足式（2）條件，且系統供電可靠性指標不變，即：

需要指出的是，對于風電和光伏資源都比較好的地區，降低新能源裝機的方式可以有多種，應該選擇降低全社會成本最多的方式。

式中：rH為火電生命周期內的資金回收系數；rP為光伏生命周期內的資金回收系數；rW為風電生命周期內的資金回收系數；pH為火電單位造價；pP為光伏單位造價；pW為風電單位造價；αH為火電運行維護費率；αP光伏運行維護費率；αW為風電運行維護費率；pM為標煤價。

8）重復步驟2）-步驟7），計算不同降低風電和光伏裝機方式下的光熱電站效益，其中最小值為光熱發電的收益。

9）建設光熱電站的成本支出TCSP為：

式中：rCSP為光熱生命周期內的資金回收系數；pCSP為光熱單位造價；CCSP為光熱裝機；α CSP為 光熱運行維護費率。

10）建設光熱電站的國民經濟凈收益QCSP 為：

當光熱電站的國民經濟凈效益大于0，則建設光熱電站是經濟的，否則建設光熱電站是不經濟的。

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青海光熱發電效益評估

綜合青海電網“十四五”規劃、青海電網儲能規劃研究、西北光熱發展及電網調峰能力提升研究、西北電網新能源消納能力研究、西北電網滾動規劃等多個課題的研究成果，預計2025年前后青海電網電源結構與負荷水平見表4，計算中采用的造價指標見表5。

表4 青海電網電源裝機和負荷預測

表5 建設成本參數

采用基于數學優化的全時段生產模擬程序，對表2中的各種場景進行全時段生產模擬，計算不同場景下的新能源消納、煤耗、棄電率等指標。表6給出了青海電網新能源接納量不變情況下，隨著光熱發電裝機規模的變化，系統的運行情況。可以看出，隨著系統光熱發電裝機規模的提高，系統可以保持新能源接納電量不變，而新能源棄電率卻逐漸降低。具體如下：

表6  生產模擬結果

光熱發電裝機為100萬k W時，系統新能源棄電率為12.9%，其中棄風率8.0%，棄光率15.6%，系統煤耗981萬t；光熱發電裝機為200萬kW時，系統新能源棄電率為4.9%，其中棄風率4.0%，棄光率5.6%，系統煤耗980萬t；光熱發電裝機為300萬k W時，系統新能源棄電率為2.4%，其中棄風率2.3%，棄光率2.5%，系統煤耗976萬t；光熱發電裝機為400萬k W時，系統新能源棄電率為1.5%，其中棄風率1.6%，棄光率1.4%，系統煤耗975萬t。

不同光熱裝機規模下，青海電網發展光熱發電的國民經濟評價結果見表7。計算中，以光熱發電100萬kW為基礎，測算光熱發電規模從100萬kW增加至400萬kW時，系統的國民經濟收益。可以看出，在新能源消納指標579億kWh的約束下，青海光熱發電規模在300萬kW以下時，具有國民經濟性。

表7 國民經濟評價

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結論

提出了一種等新能源消納能力約束下的青海光熱發電效益評估方法，通過對比發展光熱前后，青海電網光伏和風電、常規火電、系統煤耗的變化情況，評估青海光熱電站的容量效益、電量效益和新能源裝機替代的效益。研究成果可為青海光熱效益評估提供更全面的視角，為合理評估光熱效益提供參考。

作者：傅旭，黎建鋒，李富春，張雨津，黨楠

中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司

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