摘要：大力发展新能源发电是我国电力行业发展的重要目标，但仅靠风电、光伏来完成新能源消纳占比要求，将导致弃电率高居不下。光热发电储热环节具有调节能力，利用光热发电代替风电和光伏，可降低风电和光伏弃电率，同时发挥容量效益，降低火电装机规模及煤耗。但光热发电的高成本限制了光热发电的发展，如何评估光热发电在电力系统中的效益，对光热发展具有重要意义。提出一种等新能源消纳能力约束下的光热电站效益评估方法，可综合考虑光热发电的新能源装机替代效益、降低火电装机的容量效益、减少火电发电量的煤耗效益，从而全面评估光热发电在系统中的效益。研究成果可为青海光热发电的效益评估提供参考。

引言

光热发电利用大规模阵列抛物或碟形镜面将太阳光汇聚到收集装置，由传热介质收集太阳能，通过换热装置产生蒸汽，驱动汽轮机发电。相对于其他可再生能源利用型式，光热发电热能存储系统可以存储能量，以备后续发电，或在瞬间云遮天气中平滑电力输出。光热发电技术主要有槽式光热发电技术、塔式光热发电技术、菲涅尔光热发电技术和碟式光热发电技术等。电力科技工作者对光热发电的调度运行进行了大量的研究[1-10]。文献[11]-文献[15]研究了储热环节对光热机组的容量可信度的影响、光热电站效益的发挥与资源特性、储热时长、调峰方式等因素的关系。文献[16]提出一种光热聚合建模方法,将多台机组聚合成一台等效机组，从而减小问题规模、加速模型求解。文献[17]对光热发电的国民经济性进行了评估。研究结果表明在当前光热、光伏、风电的造价成本下，建设光热电站的国民经济性较差。

青海海西州位于青藏高原北部，境内包括柴达木盆地的大部分地区，年太阳总辐射量在6618 MJ/㎡～7356 MJ/㎡之间，年日照小时数在3000h以上，是青海省日照小时数最长和法向直辐射最大的地区。青海建设光热发电有如下优势：

1）减少西北主网电力电量支撑压力。从青海省外来看，青海存在季节性、连续多日和极端天气日内的调峰问题，随着国家双碳战略和能耗双控政策的深入实施，西北主网电力电量支撑能力逐步减弱，青海需要从省内寻求保障不同时间尺度电力供应的解决措施。

2）提高青海自身清洁电力保障能力。青海立足建设清洁能源示范省，打造清洁能源产业高地，煤电发展受限，气电大规模开发也受气源因素制约，储能不具备电量效益。因此，青海亟需寻找合适的清洁电源补充电力电量缺额。

3）从光热自身来看，光热电站属于清洁电源，由于配置储热装置，自带调节特性，可实现以新能源促进新能源开发，保障电力可靠供应，支撑直流平稳送电和安全稳定运行。

由于光热发电造价远高于风电和光伏，其国民经济效益较差，这导致光热发电发展速度和规模均达不到预期。为了全面评估光热发电的效益，本文首先分析了青海海西地区光热发电特性。然后从等新能源消纳能力视角下，对光热发电的容量效益、电量效益、减少其他新能源装机的效益进行了研究。本文采用8 760 h的全时段生产仿真模拟，考虑了光热机组启停、储能电源和光热电源的跨日调节等因素。研究成果可为青海光热发电发展规模和效益评估提供参考。

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青海光热发电出力特性

选取乌图、冷湖和德令哈3个地区，以100 MW塔式熔盐光热为例。根据统计，乌图、冷湖、德令哈地区光热电站年利用小时数分别为2350h、2518h、2269h。海西地区光热电站典型年内各月发电量分布见图1。可以看出，乌图、冷湖、德令哈地区光热发电量季节性差异明显，2-4月、9-10月光热电站发电量较多，6-8月和12月发电量较少。海西地区光热电站日等效发电小时数区间分布统计见表1。可以看出，乌图、冷湖、德令哈地区光热日等效发电小时数超过10h的天数分别为106d、130d、121d。

图1 海西光热电站逐月平均出力统计（标幺值）

表1 光热电站日等效发电小时数区间统计

海西地区光热电站日等效发电小时数小于4h天数统计见表2和图2。可以看出，乌图、冷湖、德令哈地区光热电站日等效发电小时数低于4 h的天数分别为136d、130d、155d，在5～8月发生较多。

表2 日等效发电小时数小于4 h天数统计

图2 海西光热电站日等效利用小时数小于4 h天数统计

海西地区光热电站日等效发电小时数小于4 h的连续天数统计见表3和图3。可以看出，乌图、冷湖、德令哈地区光热电站分别发生1次、1次、3次连续6d日等效利用小时数小于4h；乌图、冷湖、德令哈地区光热电站分别发生3次、0次、4次连续5d日等效利用小时数小于4h。

表3 日等效发电小时数小于4 h的连续天数

图3 海西光热电站日等效利用小时数小于4 h的连续天数统计

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等新能源消纳能力视角下光热发电效益评估

如文献[17]所述，在当前光热、光伏、风电的造价成本下，建设光热电站不具备国民经济性。本文从另外一个角度，即在系统新能源消纳指标约束下分析光热发电的国民经济性。其基本思考是在新能源弃电率较高的系统，仅靠风电、光伏发电来完成新能源占比要求，将导致新能源弃电率居高不下，而利用光热发电代替部分风电和光伏，则可以获得3类效益：

1）光热发电本身是新能源发电，在新能源发电量不变情况下，可以替换部分光伏和风电装机。

2）光热发电具有储能环节，可以晚上发电，可以替换一部分常规火电，发挥容量效益。

3）光热发电具有调节性，可以改善系统运行条件，降低煤耗。

基于上述考虑，本文在等新能源消纳电量视角下评估青海电网光热发电在系统中的综合效益，计算步骤如下：

1）给定新能源消纳指标E，供电可靠性指标R0，8760h生产仿真模拟，计算无光热发电情况下，风电、光伏发电量EW1和EP1、风电装机需求B1、光伏装机需求C1、火电装机需求H1、系统煤耗M1，使得风电、光伏发电量EW1、EP1和系统供电可靠性指标R满足：

2）将光热发电投入运行，降低风电和光伏的规模，8 760 h生产仿真模拟，计算风电、光伏、光热发电量EW2、EP2和ECSP，风电和光伏装机规模B2和C2，系统煤耗M2、火电装机需求H2，直至满足式（2）条件，且系统供电可靠性指标不变，即：

需要指出的是，对于风电和光伏资源都比较好的地区，降低新能源装机的方式可以有多种，应该选择降低全社会成本最多的方式。

式中：rH为火电生命周期内的资金回收系数；rP为光伏生命周期内的资金回收系数；rW为风电生命周期内的资金回收系数；pH为火电单位造价；pP为光伏单位造价；pW为风电单位造价；αH为火电运行维护费率；αP光伏运行维护费率；αW为风电运行维护费率；pM为标煤价。

8）重复步骤2）-步骤7），计算不同降低风电和光伏装机方式下的光热电站效益，其中最小值为光热发电的收益。

9）建设光热电站的成本支出TCSP为：

式中：rCSP为光热生命周期内的资金回收系数；pCSP为光热单位造价；CCSP为光热装机；α CSP为 光热运行维护费率。

10）建设光热电站的国民经济净收益QCSP 为：

当光热电站的国民经济净效益大于0，则建设光热电站是经济的，否则建设光热电站是不经济的。

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青海光热发电效益评估

综合青海电网“十四五”规划、青海电网储能规划研究、西北光热发展及电网调峰能力提升研究、西北电网新能源消纳能力研究、西北电网滚动规划等多个课题的研究成果，预计2025年前后青海电网电源结构与负荷水平见表4，计算中采用的造价指标见表5。

表4 青海电网电源装机和负荷预测

表5 建设成本参数

采用基于数学优化的全时段生产模拟程序，对表2中的各种场景进行全时段生产模拟，计算不同场景下的新能源消纳、煤耗、弃电率等指标。表6给出了青海电网新能源接纳量不变情况下，随着光热发电装机规模的变化，系统的运行情况。可以看出，随着系统光热发电装机规模的提高，系统可以保持新能源接纳电量不变，而新能源弃电率却逐渐降低。具体如下：

表6  生产模拟结果

光热发电装机为100万k W时，系统新能源弃电率为12.9%，其中弃风率8.0%，弃光率15.6%，系统煤耗981万t；光热发电装机为200万kW时，系统新能源弃电率为4.9%，其中弃风率4.0%，弃光率5.6%，系统煤耗980万t；光热发电装机为300万k W时，系统新能源弃电率为2.4%，其中弃风率2.3%，弃光率2.5%，系统煤耗976万t；光热发电装机为400万k W时，系统新能源弃电率为1.5%，其中弃风率1.6%，弃光率1.4%，系统煤耗975万t。

不同光热装机规模下，青海电网发展光热发电的国民经济评价结果见表7。计算中，以光热发电100万kW为基础，测算光热发电规模从100万kW增加至400万kW时，系统的国民经济收益。可以看出，在新能源消纳指标579亿kWh的约束下，青海光热发电规模在300万kW以下时，具有国民经济性。

表7 国民经济评价

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结论

提出了一种等新能源消纳能力约束下的青海光热发电效益评估方法，通过对比发展光热前后，青海电网光伏和风电、常规火电、系统煤耗的变化情况，评估青海光热电站的容量效益、电量效益和新能源装机替代的效益。研究成果可为青海光热效益评估提供更全面的视角，为合理评估光热效益提供参考。

作者：傅旭，黎建锋，李富春，张雨津，党楠

中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司

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