“光热+光伏”发电项目的国际经验借鉴

陆国成

(水电水利规划设计总院，北京 100032)

0 引言

太阳能热发电(也称为“光热发电”)是一种利用反射镜聚焦太阳直射辐射，并通过汽轮机等设备将收集的热能转化为电能的技术路线，属于新能源利用形式；此种发电方式还具备长时间连续运行、输出功率可调等优势，近年来受到了业界和学界的广泛关注。为推动中国光热发电技术的产业化发展，国家能源局于2016年提出组织实施的太阳能热发电(光热发电)示范项目的装机容量共计134.9万kW[1]。截至2021年底，国内已建成的光热发电项目的装机容量为52万kW(其中，示范项目的装机容量为45万kW)，仅完成《可再生能源发展“十三五”规划》提出的500万kW发展目标的约10%[2]，发展情况不及预期。光热发电产业规模发展较慢的原因主要包括项目投资成本较高、建设经验不足、投资者对于项目预期的效益回报信心不足等，虽然随着新一批光热发电项目的建成，国内已培育形成了相关设备制造产业链和系统集成型企业，积累了一定的项目建设和运行经验，但成本较高的问题在短期内仍是制约光热发电产业发展的主要矛盾。

2020年1 月，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发文提出：2022年以后新增的光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围[3]，该决策为产业发展带来了较大的不确定性。但也需要看到，在碳达峰、碳中和目标的驱动下，光伏发电、风电将逐渐成为中国电力供应的主力军，随之而来的将是电力系统对于可调节输出功率的极大需求。光热发电具有输出功率灵活可调、储能时间长等特点，可以与抽水蓄能、电化学储能一样发挥调峰作用，对于建设以新能源为主体的电力系统具有重要意义。一方面，光热发电作为电力来源时，可通过汽轮机进行发电，汽轮机能灵活调节输出功率且调峰深度可达15%，升、降负荷速率可分别达到每分钟3%和5%的额定功率，优于常规火电机组[4]；另一方面，光热发电通过配置储能系统和电加热装置作为用电负荷，可吸收无法消纳的电力并进行存储，待电力系统需要时再将电力发出。此外，光热发电还能为电力系统提供可靠的转动惯量，提高以新能源为主体的新型电力系统的稳定性。因此，在上述形势下如何继续推动光热发电产业发展成为了当前亟待研究和解决的问题。

近年来，光伏发电的成本一直在迅速下降，光伏发电系统成本从2007年的60元/W下降至2019年的 4.55元/W，装机规模也持续高速增长。然而，由于光伏发电存在夜间无法发电、输出功率不可调节等不足，使其在电量消纳、电力支撑等方面仍受到限制。由于光热发电与光伏发电均属太阳能发电技术，虽然光热发电因投资成本较高制约了其发展，但其具备储能、输出功率灵活可调等能力，可以解决光伏发电的不足，将光热发电与光伏发电联合开发具有提高项目经济性的优势。因此，近年来不少学者针对光热发电、光伏发电等新能源联合利用的模式开展了相关研究[5-7]。与此同时，在中东、非洲、南美等地区已经有一些国家开展了“光热+光伏”发电项目的规划与建设。基于此，本文将对这些地区开展的“光热+光伏”发电项目的相关工作情况及其具体技术参数等进行分析，并与中国此类项目的情况进行比较，以便于为中国“光热+光伏”产业的下一步发展思路提供参考。

1 国际“光热+光伏”发电项目开展情况

迪拜、智利、摩洛哥等国家在一些光伏发电项目的招标计划中明确要求其需要满足夜间的负荷需求，考虑到光伏发电无法在夜间提供电力，因此许多新建发电项目都采用了“光热+光伏”的模式，白天主要由光伏发电供应电力，夜间再利用熔融盐、导热油等介质储存的热能进行光热发电。采用此种模式，不仅充分发挥了光伏发电的成本优势，还能体现光热发电输出功率可调、大容量储能的性能优势。比如：迪拜方面，装机容量为950 MW的“光热+光伏”发电项目成为其2050年能源战略的重要组成部分，其中光热发电的装机容量为700 MW[8]。智利方面，Cerro Dominador电站(包括装机容量为110 MW的光热发电和装机容量为100 MW的光伏发电)即将投运；智利国家能源部提到利用新能源时必须要解决其发电时的间歇性问题，光热发电技术将发挥核心作用，预计到2050年，该国的能源消费中将有20%以上来自光热发电[9]。摩洛哥方面，在建的Noor Midelt项目一期包含了装机容量为190 MW的光热发电、装机容量为600 MW的光伏发电及部分电化学储能。截至2021年，国际上部分已建或在建的“光热+光伏”发电项目如表1所示。其中，DNI为太阳法向直接辐射。

表1 截至2021年，国际上部分“光热+光伏”发电项目Table 1 As of 2021，some international“CSP+PV”power generation projects

从表1中可以看出：根据Solargis辐照数据库的公开数据[10]，这些项目所在地的太阳能资源都较为丰富，年DNI在1850～2800 kWh/m2范围内。项目中的光热发电技术均采用目前国际上较为成熟的槽式光热发电或塔式光热发电技术路线，单体光热电站的装机容量在100～200 MW之间。在光热发电与光伏发电的装机容量比例方面，各项目之间的差异较大，迪拜950 MW“光热+光伏”发电项目中光热发电的装机容量是光伏发电的2.8倍，而摩洛哥Noor Midelt项目一期中光热发电的装机容量仅为光伏发电的30%左右。为实现夜间发电，大部分光热发电项目的储热时长超过了12.0 h，但Noor Midelt项目一期的储热时长相对较低，仅7.5 h，这是因为该项目中除光热发电的储热系统之外还配置了电化学储能系统。

2 中国“光热+光伏”发电项目分析

中国适宜建设光热发电项目的场址主要位于西北地区，而这些地区也是大规模发展光伏发电等新能源发电项目的重要区域。由于这些地区中的某些地区不具备建设抽水蓄能电站、燃气机组等灵活电源的条件，而且出于生态保护方面的考虑又难以新增燃煤机组，导致在新能源电力占比持续增加的发展形势下缺少为电力系统提供调峰能力的解决方案，因此有必要在这些地区将光热电站作为调峰电源为电力系统提供调峰能力。考虑到在今后较长一段时期内中国新能源发电产业将以更快的速度发展，随之而来的将会是日益严峻的电力系统调峰能力不足问题，但将光热发电与光伏发电等新能源发电进行一体化开发运营可以充分体现光热发电作为调峰电源促进新能源电力消纳的作用，对构建以新能源发电为主体的新型电力系统具有重要价值。而且凭借光伏发电的成本优势，可以通过对光热发电与光伏发电的装机容量进行合理配置，使整个“光热+光伏”发电项目的电价达到当地燃煤标杆电价的水平，在无补贴支持的条件下实现经济可行性。

截至2021年底，中国建成的光热发电项目的装机容量共计520 MW，其中大部分为国家首批示范项目，均为单体光热电站，仅有鲁能海西州的多能互补(光伏发电+光热发电+风电+储能)项目是采用类似于“光热+光伏”发电的模式开发的，因此国内在“光热+光伏”发电项目方面的开发运营经验相对不足。为充分借鉴已有经验，将前文所述的国际“光热+光伏”发电项目与中国的光热发电项目开发情况进行了对比，具体如表2所示。

从表2中可以发现：

表2 国际“光热+光伏”发电项目开发经验与中国光热发电项目开发情况对比Table 2 Comparison of development experience of international “CSP + PV” power generation projects and development conditions of CSP projects in China

1)太阳能资源条件方面。中国已建成的光热发电项目及已规划的“光热+光伏”发电项目所在地，比如：青海省的海西州，甘肃省的阿克塞县、玉门市等的年DNI在1500～1850 kWh/m2之间，低于国际上已建或在建的“光热+光伏”发电项目所在地的太阳能资源水平，这会造成项目经济性的降低[11]，是投资者需要关注的问题。

2)技术路线方面。与国际上“光热+光伏”发电项目中的光热发电技术主要采用较为成熟的槽式光热发电技术或塔式光热发电技术不同，中国首批光热发电示范项目主要是出于示范新技术的考虑，因此包括了槽式、塔式、线性菲涅尔式等多种新型的光热发电技术路线。到“十四五”期间，无论是采用“光热+光伏”发电模式还是仅光热发电方式，技术路线的成熟度和项目的经济性将成为项目开发时应考虑的主要因素。

3)装机容量方面。由于中国光热发电项目的开发还处于示范阶段，大部分项目的装机规模与国际已建成的光热发电项目相比较小，均在50～100 MW之间。随着中国光热发电项目开发能力的日趋成熟，未来光热发电项目开发时可以适当增加装机容量，通过规模效应提高项目的经济性。

4)储热时长方面。国际“光热+光伏”发电项目中除摩洛哥项目因安装了一定量的电化学储能系统导致其储热时长较低外，其他发电项目的储热时长都超过了12 h。中国除鲁能海西州多能互补项目中光热发电的储热时长为12 h外，首批光热发电示范项目的储热时长均相对较低，为7～12 h，这主要是因为与单体光热电站开发相比，光热发电与光伏发电联合运行时，光热发电还要为整个项目提供一定的储能支撑，因此需要适当增加储热时长。

5)装机容量配比方面。鲁能海西州多能互补项目包括了50 MW光热发电和200 MW光伏发电，同时还配置了400 MW风电及50 MW电化学储能。而国际已建“光热+光伏”发电项目中光热发电与光伏发电的装机容量配比差异较大，比如：迪拜项目的光伏发电装机容量仅为光热发电装机容量的30%左右，而摩洛哥项目的光伏发电装机容量超过光热发电装机容量的近3倍。这与项目所在地的太阳能资源条件、电价水平、电力消纳能力等多方面因素有关，因此中国以后开展此类项目时，需要结合当地的实际情况确定装机容量配比。

3 结论

为实现在夜间持续利用新能源发电的目的，阿联酋、摩洛哥、智利等太阳能资源丰富的国家开展了“光热+光伏”发电项目的规划和建设工作。而中国的太阳能资源条件虽然不如中东、北非等地区，但在光伏发电、风电大规模发展的形势下，一些地区仍有必要开发新的光热发电项目，以促进新能源电力消纳，并提高电力系统的稳定性。由于受到光热发电项目成本较高的制约，新项目难以落地，因此中国可在首批光热发电示范项目已经形成成果的基础上，通过借鉴国外“光热+光伏”发电项目的开发经验，进一步促进中国光热发电项目的发展。

本文通过分析国际上已建和在建的“光热+光伏”发电项目情况，并结合中国首批光热发电示范项目成果进行对比可以看到，中国今后进行“光热+光伏”发电项目开发时，有必要适当提高其中光热发电的装机规模和储热时长，并选择合理且成熟的技术路线，以提高项目整体发电能力和经济性。光热发电和光伏发电的装机容量比例需要结合项目所在地的太阳能资源条件、电价水平、电力消纳能力等因素综合确定。