陸國(guó)成

(水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院，北京 100032)

0 引言

太陽能熱發(fā)電(也稱為“光熱發(fā)電”)是一種利用反射鏡聚焦太陽直射輻射，并通過汽輪機(jī)等設(shè)備將收集的熱能轉(zhuǎn)化為電能的技術(shù)路線，屬于新能源利用形式；此種發(fā)電方式還具備長(zhǎng)時(shí)間連續(xù)運(yùn)行、輸出功率可調(diào)等優(yōu)勢(shì)，近年來受到了業(yè)界和學(xué)界的廣泛關(guān)注。為推動(dòng)中國(guó)光熱發(fā)電技術(shù)的產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，國(guó)家能源局于2016年提出組織實(shí)施的太陽能熱發(fā)電(光熱發(fā)電)示范項(xiàng)目的裝機(jī)容量共計(jì)134.9萬kW[1]。截至2021年底，國(guó)內(nèi)已建成的光熱發(fā)電項(xiàng)目的裝機(jī)容量為52萬kW(其中，示范項(xiàng)目的裝機(jī)容量為45萬kW)，僅完成《可再生能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出的500萬kW發(fā)展目標(biāo)的約10%[2]，發(fā)展情況不及預(yù)期。光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)規(guī)模發(fā)展較慢的原因主要包括項(xiàng)目投資成本較高、建設(shè)經(jīng)驗(yàn)不足、投資者對(duì)于項(xiàng)目預(yù)期的效益回報(bào)信心不足等，雖然隨著新一批光熱發(fā)電項(xiàng)目的建成，國(guó)內(nèi)已培育形成了相關(guān)設(shè)備制造產(chǎn)業(yè)鏈和系統(tǒng)集成型企業(yè)，積累了一定的項(xiàng)目建設(shè)和運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，但成本較高的問題在短期內(nèi)仍是制約光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要矛盾。

2020年1 月，財(cái)政部、國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局聯(lián)合發(fā)文提出：2022年以后新增的光熱發(fā)電項(xiàng)目不再納入中央財(cái)政補(bǔ)貼范圍[3]，該決策為產(chǎn)業(yè)發(fā)展帶來了較大的不確定性。但也需要看到，在碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)的驅(qū)動(dòng)下，光伏發(fā)電、風(fēng)電將逐漸成為中國(guó)電力供應(yīng)的主力軍，隨之而來的將是電力系統(tǒng)對(duì)于可調(diào)節(jié)輸出功率的極大需求。光熱發(fā)電具有輸出功率靈活可調(diào)、儲(chǔ)能時(shí)間長(zhǎng)等特點(diǎn)，可以與抽水蓄能、電化學(xué)儲(chǔ)能一樣發(fā)揮調(diào)峰作用，對(duì)于建設(shè)以新能源為主體的電力系統(tǒng)具有重要意義。一方面，光熱發(fā)電作為電力來源時(shí)，可通過汽輪機(jī)進(jìn)行發(fā)電，汽輪機(jī)能靈活調(diào)節(jié)輸出功率且調(diào)峰深度可達(dá)15%，升、降負(fù)荷速率可分別達(dá)到每分鐘3%和5%的額定功率，優(yōu)于常規(guī)火電機(jī)組[4]；另一方面，光熱發(fā)電通過配置儲(chǔ)能系統(tǒng)和電加熱裝置作為用電負(fù)荷，可吸收無法消納的電力并進(jìn)行存儲(chǔ)，待電力系統(tǒng)需要時(shí)再將電力發(fā)出。此外，光熱發(fā)電還能為電力系統(tǒng)提供可靠的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，提高以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。因此，在上述形勢(shì)下如何繼續(xù)推動(dòng)光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展成為了當(dāng)前亟待研究和解決的問題。

近年來，光伏發(fā)電的成本一直在迅速下降，光伏發(fā)電系統(tǒng)成本從2007年的60元/W下降至2019年的 4.55元/W，裝機(jī)規(guī)模也持續(xù)高速增長(zhǎng)。然而，由于光伏發(fā)電存在夜間無法發(fā)電、輸出功率不可調(diào)節(jié)等不足，使其在電量消納、電力支撐等方面仍受到限制。由于光熱發(fā)電與光伏發(fā)電均屬太陽能發(fā)電技術(shù)，雖然光熱發(fā)電因投資成本較高制約了其發(fā)展，但其具備儲(chǔ)能、輸出功率靈活可調(diào)等能力，可以解決光伏發(fā)電的不足，將光熱發(fā)電與光伏發(fā)電聯(lián)合開發(fā)具有提高項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的優(yōu)勢(shì)。因此，近年來不少學(xué)者針對(duì)光熱發(fā)電、光伏發(fā)電等新能源聯(lián)合利用的模式開展了相關(guān)研究[5-7]。與此同時(shí)，在中東、非洲、南美等地區(qū)已經(jīng)有一些國(guó)家開展了“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目的規(guī)劃與建設(shè)?；诖?，本文將對(duì)這些地區(qū)開展的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目的相關(guān)工作情況及其具體技術(shù)參數(shù)等進(jìn)行分析，并與中國(guó)此類項(xiàng)目的情況進(jìn)行比較，以便于為中國(guó)“光熱+光伏”產(chǎn)業(yè)的下一步發(fā)展思路提供參考。

1 國(guó)際“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目開展情況

迪拜、智利、摩洛哥等國(guó)家在一些光伏發(fā)電項(xiàng)目的招標(biāo)計(jì)劃中明確要求其需要滿足夜間的負(fù)荷需求，考慮到光伏發(fā)電無法在夜間提供電力，因此許多新建發(fā)電項(xiàng)目都采用了“光熱+光伏”的模式，白天主要由光伏發(fā)電供應(yīng)電力，夜間再利用熔融鹽、導(dǎo)熱油等介質(zhì)儲(chǔ)存的熱能進(jìn)行光熱發(fā)電。采用此種模式，不僅充分發(fā)揮了光伏發(fā)電的成本優(yōu)勢(shì)，還能體現(xiàn)光熱發(fā)電輸出功率可調(diào)、大容量?jī)?chǔ)能的性能優(yōu)勢(shì)。比如：迪拜方面，裝機(jī)容量為950 MW的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目成為其2050年能源戰(zhàn)略的重要組成部分，其中光熱發(fā)電的裝機(jī)容量為700 MW[8]。智利方面，Cerro Dominador電站(包括裝機(jī)容量為110 MW的光熱發(fā)電和裝機(jī)容量為100 MW的光伏發(fā)電)即將投運(yùn)；智利國(guó)家能源部提到利用新能源時(shí)必須要解決其發(fā)電時(shí)的間歇性問題，光熱發(fā)電技術(shù)將發(fā)揮核心作用，預(yù)計(jì)到2050年，該國(guó)的能源消費(fèi)中將有20%以上來自光熱發(fā)電[9]。摩洛哥方面，在建的Noor Midelt項(xiàng)目一期包含了裝機(jī)容量為190 MW的光熱發(fā)電、裝機(jī)容量為600 MW的光伏發(fā)電及部分電化學(xué)儲(chǔ)能。截至2021年，國(guó)際上部分已建或在建的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目如表1所示。其中，DNI為太陽法向直接輻射。

表1 截至2021年，國(guó)際上部分“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目Table 1 As of 2021，some international“CSP+PV”power generation projects

從表1中可以看出：根據(jù)Solargis輻照數(shù)據(jù)庫的公開數(shù)據(jù)[10]，這些項(xiàng)目所在地的太陽能資源都較為豐富，年DNI在1850～2800 kWh/m2范圍內(nèi)。項(xiàng)目中的光熱發(fā)電技術(shù)均采用目前國(guó)際上較為成熟的槽式光熱發(fā)電或塔式光熱發(fā)電技術(shù)路線，單體光熱電站的裝機(jī)容量在100～200 MW之間。在光熱發(fā)電與光伏發(fā)電的裝機(jī)容量比例方面，各項(xiàng)目之間的差異較大，迪拜950 MW“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目中光熱發(fā)電的裝機(jī)容量是光伏發(fā)電的2.8倍，而摩洛哥Noor Midelt項(xiàng)目一期中光熱發(fā)電的裝機(jī)容量?jī)H為光伏發(fā)電的30%左右。為實(shí)現(xiàn)夜間發(fā)電，大部分光熱發(fā)電項(xiàng)目的儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)超過了12.0 h，但Noor Midelt項(xiàng)目一期的儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)相對(duì)較低，僅7.5 h，這是因?yàn)樵擁?xiàng)目中除光熱發(fā)電的儲(chǔ)熱系統(tǒng)之外還配置了電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)。

2 中國(guó)“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目分析

中國(guó)適宜建設(shè)光熱發(fā)電項(xiàng)目的場(chǎng)址主要位于西北地區(qū)，而這些地區(qū)也是大規(guī)模發(fā)展光伏發(fā)電等新能源發(fā)電項(xiàng)目的重要區(qū)域。由于這些地區(qū)中的某些地區(qū)不具備建設(shè)抽水蓄能電站、燃?xì)鈾C(jī)組等靈活電源的條件，而且出于生態(tài)保護(hù)方面的考慮又難以新增燃煤機(jī)組，導(dǎo)致在新能源電力占比持續(xù)增加的發(fā)展形勢(shì)下缺少為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰能力的解決方案，因此有必要在這些地區(qū)將光熱電站作為調(diào)峰電源為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰能力。考慮到在今后較長(zhǎng)一段時(shí)期內(nèi)中國(guó)新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)將以更快的速度發(fā)展，隨之而來的將會(huì)是日益嚴(yán)峻的電力系統(tǒng)調(diào)峰能力不足問題，但將光熱發(fā)電與光伏發(fā)電等新能源發(fā)電進(jìn)行一體化開發(fā)運(yùn)營(yíng)可以充分體現(xiàn)光熱發(fā)電作為調(diào)峰電源促進(jìn)新能源電力消納的作用，對(duì)構(gòu)建以新能源發(fā)電為主體的新型電力系統(tǒng)具有重要價(jià)值。而且憑借光伏發(fā)電的成本優(yōu)勢(shì)，可以通過對(duì)光熱發(fā)電與光伏發(fā)電的裝機(jī)容量進(jìn)行合理配置，使整個(gè)“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目的電價(jià)達(dá)到當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價(jià)的水平，在無補(bǔ)貼支持的條件下實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)可行性。

截至2021年底，中國(guó)建成的光熱發(fā)電項(xiàng)目的裝機(jī)容量共計(jì)520 MW，其中大部分為國(guó)家首批示范項(xiàng)目，均為單體光熱電站，僅有魯能海西州的多能互補(bǔ)(光伏發(fā)電+光熱發(fā)電+風(fēng)電+儲(chǔ)能)項(xiàng)目是采用類似于“光熱+光伏”發(fā)電的模式開發(fā)的，因此國(guó)內(nèi)在“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目方面的開發(fā)運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)相對(duì)不足。為充分借鑒已有經(jīng)驗(yàn)，將前文所述的國(guó)際“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目與中國(guó)的光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)情況進(jìn)行了對(duì)比，具體如表2所示。

從表2中可以發(fā)現(xiàn)：

表2 國(guó)際“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)經(jīng)驗(yàn)與中國(guó)光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)情況對(duì)比Table 2 Comparison of development experience of international “CSP + PV” power generation projects and development conditions of CSP projects in China

1)太陽能資源條件方面。中國(guó)已建成的光熱發(fā)電項(xiàng)目及已規(guī)劃的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目所在地，比如：青海省的海西州，甘肅省的阿克塞縣、玉門市等的年DNI在1500～1850 kWh/m2之間，低于國(guó)際上已建或在建的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目所在地的太陽能資源水平，這會(huì)造成項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的降低[11]，是投資者需要關(guān)注的問題。

2)技術(shù)路線方面。與國(guó)際上“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目中的光熱發(fā)電技術(shù)主要采用較為成熟的槽式光熱發(fā)電技術(shù)或塔式光熱發(fā)電技術(shù)不同，中國(guó)首批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目主要是出于示范新技術(shù)的考慮，因此包括了槽式、塔式、線性菲涅爾式等多種新型的光熱發(fā)電技術(shù)路線。到“十四五”期間，無論是采用“光熱+光伏”發(fā)電模式還是僅光熱發(fā)電方式，技術(shù)路線的成熟度和項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性將成為項(xiàng)目開發(fā)時(shí)應(yīng)考慮的主要因素。

3)裝機(jī)容量方面。由于中國(guó)光熱發(fā)電項(xiàng)目的開發(fā)還處于示范階段，大部分項(xiàng)目的裝機(jī)規(guī)模與國(guó)際已建成的光熱發(fā)電項(xiàng)目相比較小，均在50～100 MW之間。隨著中國(guó)光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)能力的日趨成熟，未來光熱發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)時(shí)可以適當(dāng)增加裝機(jī)容量，通過規(guī)模效應(yīng)提高項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。

4)儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)方面。國(guó)際“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目中除摩洛哥項(xiàng)目因安裝了一定量的電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)導(dǎo)致其儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)較低外，其他發(fā)電項(xiàng)目的儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)都超過了12 h。中國(guó)除魯能海西州多能互補(bǔ)項(xiàng)目中光熱發(fā)電的儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)為12 h外，首批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目的儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)均相對(duì)較低，為7～12 h，這主要是因?yàn)榕c單體光熱電站開發(fā)相比，光熱發(fā)電與光伏發(fā)電聯(lián)合運(yùn)行時(shí)，光熱發(fā)電還要為整個(gè)項(xiàng)目提供一定的儲(chǔ)能支撐，因此需要適當(dāng)增加儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)。

5)裝機(jī)容量配比方面。魯能海西州多能互補(bǔ)項(xiàng)目包括了50 MW光熱發(fā)電和200 MW光伏發(fā)電，同時(shí)還配置了400 MW風(fēng)電及50 MW電化學(xué)儲(chǔ)能。而國(guó)際已建“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目中光熱發(fā)電與光伏發(fā)電的裝機(jī)容量配比差異較大，比如：迪拜項(xiàng)目的光伏發(fā)電裝機(jī)容量?jī)H為光熱發(fā)電裝機(jī)容量的30%左右，而摩洛哥項(xiàng)目的光伏發(fā)電裝機(jī)容量超過光熱發(fā)電裝機(jī)容量的近3倍。這與項(xiàng)目所在地的太陽能資源條件、電價(jià)水平、電力消納能力等多方面因素有關(guān)，因此中國(guó)以后開展此類項(xiàng)目時(shí)，需要結(jié)合當(dāng)?shù)氐膶?shí)際情況確定裝機(jī)容量配比。

3 結(jié)論

為實(shí)現(xiàn)在夜間持續(xù)利用新能源發(fā)電的目的，阿聯(lián)酋、摩洛哥、智利等太陽能資源豐富的國(guó)家開展了“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目的規(guī)劃和建設(shè)工作。而中國(guó)的太陽能資源條件雖然不如中東、北非等地區(qū)，但在光伏發(fā)電、風(fēng)電大規(guī)模發(fā)展的形勢(shì)下，一些地區(qū)仍有必要開發(fā)新的光熱發(fā)電項(xiàng)目，以促進(jìn)新能源電力消納，并提高電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。由于受到光熱發(fā)電項(xiàng)目成本較高的制約，新項(xiàng)目難以落地，因此中國(guó)可在首批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目已經(jīng)形成成果的基礎(chǔ)上，通過借鑒國(guó)外“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，進(jìn)一步促進(jìn)中國(guó)光熱發(fā)電項(xiàng)目的發(fā)展。

本文通過分析國(guó)際上已建和在建的“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目情況，并結(jié)合中國(guó)首批光熱發(fā)電示范項(xiàng)目成果進(jìn)行對(duì)比可以看到，中國(guó)今后進(jìn)行“光熱+光伏”發(fā)電項(xiàng)目開發(fā)時(shí)，有必要適當(dāng)提高其中光熱發(fā)電的裝機(jī)規(guī)模和儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)，并選擇合理且成熟的技術(shù)路線，以提高項(xiàng)目整體發(fā)電能力和經(jīng)濟(jì)性。光熱發(fā)電和光伏發(fā)電的裝機(jī)容量比例需要結(jié)合項(xiàng)目所在地的太陽能資源條件、電價(jià)水平、電力消納能力等因素綜合確定。