浅析光热发电项目的开发模式

马俊杰

（中核坤华能源发展有限公司）

0 引言

太阳能光热发电的原理是，通过反射镜将太阳光汇聚到太阳能收集装置，利用太阳能加热收集装置内的传热介质（液体或气体），再加热水形成蒸汽带动发电机发电。光热发电系统包括聚光集热系统、储热系统、蒸汽发生系统、汽轮发电机组。

1 光热发电技术路线

目前比较有代表性的太阳能热发电大致可以分为四大类：槽式太阳能热发电系统、塔式太阳能热发电系统、碟式太阳能热发电系统和线性菲涅尔式太阳能热发电系统。其中槽式、菲涅尔式太阳能热发电属于线聚焦系统；塔式、碟式太阳能热发电属于点聚焦系统。

1.1 槽式太阳能热发电

太阳抛物面槽式发电系统是利用槽式抛物面定日镜聚光的太阳能热发电系统的简称，是一种分散型系统。槽式太阳能热发电站是最早实现商业化运行的太阳能热发电技术，且运行稳定。

1.2 塔式太阳能热发电

塔式太阳能热发电技术是利用布置于地面的定日镜将太阳光反射到位于塔顶的吸热器上，在吸热器上将聚集的太阳辐射能转变为热能，加热内部的热传导介质，达到一定温度后，通过管道输送到地面与蒸汽发生器系统进行热交换，产生高压过热蒸汽来推动汽轮发电机组发电。塔式太阳能热发电站主要包括定日镜、太阳塔、吸热器、储热器和发电机组等。每个定日镜绕双轴旋转跟踪太阳。塔式的聚光比在300～1000之间，因而容易实现较高的系统运行温度。

1.3 碟式太阳能热发电

碟式太阳能热发电系统，也称斯特林发电。它是利用旋转抛物面定日镜，将太阳光聚集在镜面焦点处，在该处放置太阳能吸热器吸收热能加热工质驱动汽轮发电机组发电；也可放置太阳能斯特林发电装置直接发电。其聚焦方式为点聚焦，聚焦比为1000-3000，焦点处可产生1000℃以上的温度，峰值太阳能转化为电能的净效率可以达到30%。

1.4 线性菲涅尔太阳能热发电

菲涅尔式（Fresnel）太阳能热发电也是线性聚焦。电站的所有设备都是布置于地面，吸热器的定日镜是由长平面或带微弯曲的镜子安装在同一平面上组成的，每列定日镜都可以单独的旋转到不同角度，使太阳入射光线反射到位于镜面上方几米处的线性焦点上，加热集热管中的传热流体，集热管无需进行真空处理，降低了技术难度和成本，因此系统总成本相对较低。但是由于系统聚光比较低，运行温度不高，因此系统效率不高。

2 我国光热发电的发展节点

2.1 2006年至2016年

这一阶段是光热发电技术的探索和试点阶段，也是光热发电的萌芽阶段。

2006年，科技部863计划启动“太阳能热发电技术及系统示范”重点项目，2012 年我国首座1MW 塔式太阳能热发电试验电站等若干小微型光热发电系统成功发电，2013 年青海中控德令哈10MW 光热示范工程正式商业化并网发电，上网电价1.2元/kWh。至此光热发电技术正式进入市场化运营。

2.2 2016年至2022年

这一阶段是光热发电技术的市场化示范阶段，光热项目全产业链的完善阶段。

2015 年9 月30 日国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，示范项目申报工作随即展开。中广核德令哈槽式5 万kW、中控德令哈熔盐塔式5 万kW、首航艾启威敦煌塔式10 万kW等多个项目陆续开工建设。

2016年8月，国家发改委印发《关于太阳能热发电标杆电价政策的通知》，提出2018 年12 月31 日前并网发电的示范项目上网电价为1.15 元/kWh，进一步刺激示范性项目的建设与并网。9 月国家能源局正式发布《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共20 个项目入选中国首批光热发电示范项目名单。2021 年6 月国家发改委明确对2021 年底前全容量并网的首批光热示范项目继续按照1.15 元/kWh执行，之后并网的中央财政不再补贴。

根据电规总院统计数据，截止到2022 年底，我国光热项目并网发电9 个。包括槽式15 万kW、塔式35万kW、线性菲涅尔式5万kW。

2.3 2022年至今

这一阶段为光热发电技术的市场化开发阶段。

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2023年3月国家能源局综合司印发《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，明确提出“十四五”我国光热规模化发展的目标每年新开工光热发电项目达300万kW左右。

此外全国各地均有不同类型的新能源发展规划及政策不断出台，推动太阳能热发电项目的进展。仅2023上半年，国家能源局共发布了5项文件，在光热资源丰富的内蒙古、甘肃、新疆、青海等地区也陆续发布了光热相关重要政策共计23 项，不断推动光热项目快速发展，同时由于技术及产品不断更新，光热项目的单位成本也在不断下降。

目前我国太阳能热发电对槽式、塔式、碟式、菲涅尔式四种太阳能热电技术均有不同程度的技术研发与示范投入。我国光热发电从“十三五”初期仅有个别试验性质的小型项目，到目前装机规模达到57 万kW，位居全球第三。我国建成投运的光热发电项目规模从50MW~100MW；储热时长6~15h；成为目前全球范围内唯一一个拥有四种光热发电技术路线的国家。

上述4 种太阳能热发电系统各有优缺点，一方面，塔式太阳能热发电系统由于聚光比高、运行温度高、系统容量大和热转换效率高等特点，较适合大规模建设；槽式太阳能发电系统因其系统结构相对简单、技术较为成熟，成为了第一个进入商业化生产的热发电方式；菲涅尔式太阳能热发电系统与槽式类似，不同之处在于其使用平面定日镜，同时集热管是圆定的，因此建设成本相比槽式系统更低一些；而碟式太阳能发电因其热效率最高、结构紧凑、安装方便等特点，非常适合分布式小规模能源系统。

3 光热发电商业模式及收益分析

3.1 光热发电技术特性

随着可再生能源的快速发展，电源结构中新能源比重逐渐增大，出现了电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板。光热技术清洁、环保，可储热，连续发电调节能力强，安全性高，可持续稳定运行，适合大容量储能使用等优势，技术进步及成本降低均有空间，是适应西北地区新能源大开发的一体化技术解决方案。

从环保角度来说，光热发电技术与光伏发电相似，能源来自于太阳能，没有Sox、Nox 等气体污染物的排放，满足国家“3060”战略要求。

从发电特性来说，光热发电兼具调峰电源和储能的双重功能，可以实现用新能源调节、支撑新能源；可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性电源的潜力，是新能源安全可靠替代传统能源的有效手段；光热发电产业链长，可消化提升传统产业发展，还可带动新材料等新兴产业发展。

3.2 光热发电商业模式

从目前收集到的首批国家示范项目大致数据（表1）来看，不同技术路线下，塔式项目单位造价为25662 元/kW，槽式项目为30725 元/kW，线性菲涅尔项目为41893 元/kW。而且受到市场情况与电价政策的影响，光热项目整体投资都远大于同期光伏项目的投资，对普通项目建设主体而言，资金规模大、贷款融资难度高。因此若以目前上网标杆电价测算，单纯光热发电项目的经济性较差，这也是较长一段时间各大发电企业不愿涉足光热产业的重要原因之一。

表1 首批国家示范项目储热时长及投资

表2 近两年部分光热项目及EPC中标价格一览

表3 电化学储能与光热电站收益分析

2023 年3 月20 日，国家能源局印发《关于推动光热规模化发展有关事项的通知》，提出要促进光热发电规模化发展，充分发挥光热发电在新能源占比逐步提高的新型电力系统中的作用，助力实现碳达峰碳中和目标。通过政策解读，可以看出：

1）光热发电已不再是单纯的电源项目，它正在向区域调峰、储能和电网支撑的新型能源角色转化，有利于光热一体化基地的推进。

2）虽然光热发电目前成本偏高，但产业链较长，光热发电规模化开发利用可带动产业链发展，成为新能源产业新的增长点，同时也有利于光热发电成本的降低。

3）光热发电是构建新能源供给消纳体系中的新型支撑电源，逐步替代使用化石能源的火电机组，以新能源支撑新能源，打造新能源自支撑、自调节、电网友好、技术经济合理的电源系统。

基于以上政策解读，初步分析光热发电的商业模式主要分为两种：

1）以风光热储多能互补联合开发为基础，助力沙戈荒风光大基地建设

自2022 年起，风电光伏成本不断下降，以光伏为例，组件效率从13.8%已跃升到现在的22%左右，组件单价从2元/W已降低至目前的1.3元/W。风机单价也从2.3元/W已降低至目前的1.7元/W。

因此通过多能互补模式，借助风光成本不断降低的趋势，从而促进光热与风光一体化项目综合度电成本的下降，利用风光发电的利润空间弥补光热发电的亏损，使一体化项目具备经济可行性，在此基础上逐步缩小风光发电与光热发电的价差，进一步提高一体化项目整体经济性。

通过上表可以看到，光热发电项目的单位投资已从最初示范性质的2.5 万/kWh 以上降低至1.1 万/kWh 左右，再通过匹配风光项目分摊成本，项目整体造价可以降低至6000 元/kWh 以内，储能时长均在8~12h。

从建设角度考虑，由于近几年新能源项目的飞速发展，可用于风光发电项目建设的区域越来越少，各地对单纯的风光发电项目也开始持谨慎态度，指标获取越来越难。而以“光热+”模式带动的风光大基地项目反而受到青睐，容量也都是以GW级起步。

根据国家能源局的数据，第一、二批沙戈荒大基地中已经明确光热发电项目约1.5GW。已上报沙戈荒风光大基地实施方案中提出光热发电项目 2.8GW（其中内蒙古800MW、甘肃700MW、青海1000MW、宁夏100MW，新疆200MW）。配建光热的大型风光基地风光中，风光装机和光热的装机配比约为8：1。

2）结合光热电站的系统调节能力，明确光热电站在电力市场中的定位，参与电力市场的运行调度

三北地区因其特有的资源优势，能够大力发展新能源发电项目，但同时又因地理因素，大型风光基地一般远离负荷中心，风电、光伏发电出力波动性强、对电网安全稳定支撑能力弱，调峰能力不足、电力消纳受限、送出线路利用率低，均需要配置较高比例或较长时长的储能系统。如部分地区要求配置10%~20%储能，山东地区甚至有项目储能比例接近40%，但储能时长都不超过4h。

而光热发电特有的长时储能优势，在建项目中，储能时长最低也在8h 以上，因此现阶段，光热可定位为储能电站或调峰电站，通过光伏/风电+光热储能电站的模式带动产业发展，实现规模化发展的起步，在一定程度上替代电化学储能，并在此基础上参与电力市场调节。同时也可获得更多调峰收益，从而提高一体化项目的整体收益。

以配储20%，4h 为例，1GW 的新能源项目，需配储800MWh，以1400 元/kWh 计，电化学储能初投资约为11.2 亿，仅考虑运营期中的一次换电成本约为4 亿元；100MW 光热项目，储能时长12h，按14000 元/kWh 计，初投资约为14 亿，根据已投产光热项目运营成本数据，保守按照6500 万元考虑。虽然光热电站初投资比电化学储能高2.8 亿元，但运营期成本比电化学储能节省3.35 亿元，整体节约5500万元。

当储能占比越大，时长越长，光热电站与电化学储能相比的优势就越明显，由于不同省份峰、平、谷时间段不同，光热电站的调度策略也是不同的。因此需要建立一种“光热+光伏+风电+储能”多能互补一体化分析软件，对各种工况进行全年发电量分析，形成最优电源配比方案及运行调度策略。

3）综合能源供应

以西藏扎布耶源网荷储项目为例，该项目为西藏扎布耶盐湖绿色综合开发利用万吨电池级碳酸锂项目提供电负荷和热负荷，采用“光热+光伏+储能”技术路线，是全球首个在高海拔地区，实现清洁能源综合供能的试点项目。当白天阳光充足时光伏满发，为负荷侧提供电力负荷，多余部分进行电化学储能，光热低负荷运行，同时通过熔盐罐储热，以供热负荷为主；夜间光热满发，为负荷侧提供电、热负荷。光热项目不仅存在发电收益，还有一定程度的供热收益，同时清洁能源又最大限度降低了对西藏地区的环境影响。

4 初投资估算

新疆是我国光资源大省，并且新疆出台了多项促进光热发电发展的政策，新疆2022 年第二批市场化并网新能源项目清单中包括“光伏+储热型光热发电”项目，因此，选取光资源较好的新疆地区，按照光热与光伏1：9 配比，来进行收益测算。本次测算对储热型光热发电仅考虑发电收益，未考虑调峰收益。

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5 收益率测算

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6 结束语

以现阶段光热发电的初投资测算，仅光热发电项目的收益无法满足要求，需要光热发电与光伏或风电联合开发，通过上面分析，在光资源较好的地区，控制好造价等关键边界，找到风光热储多能互补联合开发的配比平衡点，项目收益率是可以满足要求的。

建议在三北地区光资源较好的地方，先抢占光热项目资源，以光热项目配置光伏或风电的模式整体开发，结合光热建设优势区域打造风光热一体化项目，消纳更多可再生能源电力，提高新能源发电能量品质，同时实现光热参与电力系统调峰调频，参与电力辅助服务市场，争取享受相应储能调峰电价政策，提高新能源消纳比例，保障电网安全。

结合三北地区矿区、工业园区等用电大户，打造源网荷储一体化项目，开展冷热电汽联供、新能源发电制氢合成氨等应用，实现新能源电力就地消纳，同时可促进上下游产业发展，带动地方经济发展。