摘要：光熱項目已不再享受財政補貼，但源網荷儲項目開發成本仍處于較高水平，項目整體經濟性成為制約立項的重要因素。本文以西北地區某大型風光基地“光熱+光伏”一體化項目為例，提出改進項目收益的三個優化方案，采用“有無對比”的方法，計算各方案增量凈現值率，選擇最優方案。

引言

由于光伏發電受季節、晝夜、天氣變化等氣象條件影響，發電量存在一定間歇性。“十四五”能源規劃中提出推動光熱發電與風電、光伏融合發展，在“雙碳”背景下西北地區建設大型風光基地成為近期熱點，通過光熱與光伏等清潔能源配套建設源網荷儲一體化項目，利用光熱輸出穩定的優勢和儲能電站的調節能力，可以有效補償光伏發電的出力，彌補光伏“看天吃飯”的不足，提高光資源利用率，實現多種電源形式互補運行。

“光熱+新能源”模式中光熱通過合理利用光伏棄電，進行熔融鹽電加熱，將能量存儲在儲熱系統中，根據電網調度調節機組出力，充分發揮光熱的儲能調節能力和電網系統支撐能力，提升新能源發電的穩定性及可靠性。同時預留遠景設計空間，可采取市場化交易，購入其他電站棄電，進而提高地區整體新能源消納比例，構建清潔高效的新型電力系統。

目前對于“光熱+光伏”項目的研究方向，主要有基于數學優化的仿真程序，提出高比例新能源系統發展的思路，光熱電站的電加熱器優化模型，聯合發電系統的優化模型，以系統運行效益最優為目標，建立模糊的多目標優化模型，光熱電站的容量選取和最優配置。當前光熱建設及運維成本高，項目整體經濟性成為制約源網荷儲項目中光熱配置的最大因素。此類項目可研階段主流設計思路主要為增大光伏配置比例，利用光伏的低建設成本、低運營成本的優勢，彌補光熱經濟性不足的劣勢，提高項目整體收益。故利用數學模型研究電站最優容量配置是當前研究熱點，而源網荷儲一體化項目的投資收益優化研究較少涉及。

本文基于以上研究，以西北地區某風光大基地項目為例，以凈現值率為測算指標，研究提高“光熱+光伏”項目收益的方法，分析各方案投入產出，并以凈現值率高低為判斷標準，選擇最優方案，為大型源網荷儲項目優化設計提供參考。

1投資收益研究

凈現值率(net present value rate，NPVR)，又稱凈現值指數，是以項目全壽命周期現金流作為對象，根據已設定的折現率求得的項目計算期的凈現值與其投資現值的比率，是動態投資收益指標。不同于凈現值這一絕對指標只能衡量項目為企業帶來超額盈利的數額，凈現值率的經濟學含義是指單位投資所能帶來的凈現值，可以反映項目單位投資盈利能力，即有限投資能產生的最大價值。反映了方案無風險收益效率，可評價項目的盈利性，也可用于比較方案的投資效率。用于投資額不等的項目比較時，該項指標彌補凈現值、收益率等指標未考慮項目投資額大小的不足，可考察投資的利用效率，便于對標同行業其他企業的投資收益，用于投資策略改進。將凈現值率作為評價指標，有利于約束企業投資資金，提高資源利用率，防止企業為追求超額盈利盲目鋪攤子，更加契合企業經營發展目標。故本項目應用凈現值率進行項目投資收益優化研究。

凈現值率NPVR的計算公式如下：

凈現值率的優勢可用于評價運營期不同的對比方案：設方案的運營期為n，分析期為N，在分析期中方案的周期數為α，則N=α·N。

設分析期的凈現值率為NPVP(N)，運營期的凈現值率為NPVP(n)，則：

由以上公式可知，方案運營期內的凈現值率始終等于分析期的凈現值率，即當各方案的運營期不同時，仍可用凈現值率作為測算指標評價方案的收益。

2算例分析

2.1項目概況

截至2022年，項目所在省份總裝機容量44 680 MW，其中風電裝機9 720 MW，光伏及光熱裝機18 420 MW，新能源項目裝機占比62.98%。項目所在地區由于風光資源優質，新能源項目裝機占比高達98%。“十四五”期間除已建在建項目外，光電可開發容量為1.57億kW(含光熱150萬kW)。本項目屬于該地區風光大基地項目，基地年太陽輻射量為1 790.11 kWh/m2，附近已建成多個光儲、光熱電站，項目光資源條件及交通運輸條件較好。

本項目總裝機容量1 000 MW，其中光熱裝機容量為100 MW，光伏交流側裝機容量為900 MW，符合光熱與光伏容量1∶9的最優配置。通過合理調節日間熔融鹽吸收功率，在春、秋、冬三季，可進一步減少光伏棄電率。本項目建設范圍為光熱及光伏電站，配套升壓站及外送線路由國網出資建設。基本經濟參數見表1所列。

表1項目財務評價邊界條件數據表

由以上邊界條件，根據《建設項目經濟評價方法與參數(第三版)》的計算原則，可得項目資本金內部收益率為5.56%，資本金財務凈現值為1 270.84萬元。

2.2提升項目收益策略研究

提升項目收益可從以下三個方面展開：

1)優化光熱設計方案，提高光熱發電量，利用光熱高電價優勢，提升項目整體發電效益；

2)從項目整體運維角度出發，考慮項目自身能源供給模式，充分利用源網荷儲項目中棄光等未利用能源，降低運營期外購電成本；

3)提高光伏發電收益，合理設置光熱和新能源的容量配比，利用光伏低運維成本優勢，增大光伏容配比，提高直流側發電量，最終降低度電成本，提升發電效益，提高源網荷儲項目整體收益率。

基于以上提升項目投資收益方法，設計如下優化方案：

1)增加鏡場面積，增加光熱集熱和儲熱容量，建立鏡場面積、投資、發電量、收益率四者之間的函數關系，選擇最優鏡場面積，提高光熱發電量；

2)提高電加熱器功率，充分利用白天光伏棄電加熱熔融鹽，延長儲熱時長，提高光熱發電量，同時拉高綜合電價，減少運營期外購電費。

通過增加較少的投資，換取更高的收益；

3)提高光伏容配比，增加光伏發電量，用光伏較高的收益補貼光熱較高的運維費用支出。

2.3方案比選

本文采用“有無對比”的方法，計算方案改進所需投資，分析改進后項目全壽命周期內的現金流量。

1)方案一

本項目現有方案為45萬m2鏡場，可將鏡場擴大至80萬m2，新增定日鏡設備及安裝費25 600萬元，新增鏡場電纜400萬元，新增建設場地征用及清理費350萬元。每年新增運維費用180萬元，光熱年上網電量新增9 600萬kWh，年發電收入增加3 117萬元。

2)方案二

本項目光熱部分現有方案為配置10 MW電加熱器，可調整為80 MW電加熱器，充分利用光伏棄電。由此增加電加熱器設備費3 800萬元；增加熔融鹽量，由此增加設備費1 420萬元；增加廠內35 kV電纜及35 kV開關柜，由此增加電纜安裝及材料費720萬元，增加開關柜設備費135萬元；光熱年上網電量新增1 700萬kWh，年發電收入增加552萬元，利用光伏棄電補充光熱廠用電，年外購電量由6.18 GWh下降至1.37 GWh，年外購電費下降172萬元。

3)方案三

本項目現有方案為容配比1∶1.2，可調整為容配比1∶1.3，新增光伏部分靜態投資3.4億元，新增建設場地征用及清理費1 800萬元。光伏年上網電量新增18 200萬kWh，年發電收入增加4 144萬元。

通過對以上方案進行全壽命周期現金流量分析，各方案財務評價參數見表2所列。

表2各方案財務評價參數表

根據投資方設定的開發建設項目可接受的最低標準收益水平，資本金基準收益率設定為5.5%。

根據以上條件，可得三個方案的財務指標見表3所列。

表3各方案財務指標匯總表

對以上三個方案進行財務分析，可知方案一收益率5.94%，增量凈現值為8 658萬元，凈現值率33.76%，方案二收益率5.68%，增量凈現值為2 647萬元，凈現值率44.77%，方案三收益率6.04%，增量凈現值為11 142萬元，凈現值率31.98%。方案三收益率最高，凈現值最大，增量投資最大，而凈現值率較低，說明單位投資產生的收益較低；方案二收益率最低，凈現值最小，增量投資最小，而凈現值率較高，說明單位投資產生的收益較高。在投資有限的情況下，考慮投資機會成本，選擇方案二較為合理。

該方案優化思路為提高電加熱器功率，增加光熱電站儲熱時長，增強光熱機組的調峰能力，減少光伏棄電率，提高光熱系統總發電量。由實測數據，本項目運營期內每天儲熱時長增加1 h，新增投資為6 075萬元，增量凈現值為2 647萬元，凈現值率最高，為經濟性最優方案。且增加電加熱器功率的方案選擇符合政策傾向，《“十四五”能源規劃》中提出推進長時儲熱型光熱發展，該省能源局《關于征求加快“十四五”光熱發電項目建設政策措施意見建議的函》中提到的鼓勵配置大功率電制熱設備加熱熔鹽。故本項目推薦選擇方案二作為提高項目投資收益的優化方案。

3結語

本文以西北地區某大型風光基地“光熱+光伏”一體化項目為例，提出提高項目收益的三個優化方案，采用“有無對比”的方法，計算各方案增量凈現值率。在新增投資有限的情況下，經判斷增大電加熱器功率，充分利用光伏棄電為提高收益的最優策略，該方案選擇符合政策傾向，經濟性最佳。

光熱項目相較其他類型發電項目，投資及運維費用較高，但由于其較好的調節能力，可以有效彌補其他新能源發電項目的不足，提高風、光資源利用率，實現多種電源形式互補運行。在“雙碳”背景下，西北地區的大型風光基地配置光熱已成為近期熱點，源網荷儲一體化運行對項目建設單位及咨詢設計方也提出了更高要求，雙方應持續優化方案，結合當地電量消納情況，通過加裝電加熱器等二次能源利用設備，充分利用棄光等能源，獲取更高投資收益。

本文研究內容屬于融資后財務分析，其財務指標受利率、還款年限、還款方式等多項因素影響，后續研究可以圍繞源網荷儲項目一體化運營模式，及全壽命周期的經濟效益、環境效益和社會效益等方面，進一步研究多目標決策問題。

本文轉自《電力勘測設計》。

作者：中國能源建設集團江蘇省電力設計院有限公司：李舒儀，戴洪軍，陳 琳。