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5月28日，2025第十二屆中國(guó)國(guó)際光熱大會(huì)暨CSPPLAZA年會(huì)在浙江杭州盛大召開，內(nèi)蒙古電力勘測(cè)設(shè)計(jì)院有限責(zé)任公司發(fā)電機(jī)務(wù)室主設(shè)人姜耀華發(fā)表題為《內(nèi)蒙古光熱一體化政策研究分析》的主旨演講，對(duì)內(nèi)蒙院在內(nèi)蒙古光熱與風(fēng)光一體化項(xiàng)目配置中的相關(guān)研究進(jìn)展進(jìn)行了分享。

圖：姜耀華

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內(nèi)蒙古光熱一體化的政策解讀

2024年8月，內(nèi)蒙古能源局發(fā)布了關(guān)于公開征求《內(nèi)蒙古自治區(qū)光熱發(fā)電與風(fēng)電光伏發(fā)電一體化項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則的意見稿》，姜耀華指出，此次《意見稿》主要包含以下六點(diǎn)內(nèi)容：

（1）首先要求采用“長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能光熱+風(fēng)電+光伏+電加熱（+補(bǔ)燃）”一體化模式，風(fēng)電為必配項(xiàng)，光伏可選裝，原則上要求光熱裝機(jī)≥20萬千瓦，儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)≥6小時(shí)，鏡場(chǎng)面積≥8㎡/千瓦；

（2）一體化出力能力方面，跟隨能力按照年度逐時(shí)出力歸一化曲線與電網(wǎng)供電負(fù)荷歸一化曲線兩者的年累計(jì)量之比進(jìn)行測(cè)算，原則上具備不低于75%的能力；

（3）電網(wǎng)晚高峰期間(17點(diǎn)至22點(diǎn))，一體化系統(tǒng)出力具備不低于光熱發(fā)電額定容量和風(fēng)電置信容量之和的頂峰能力；

（4）與傳統(tǒng)一體化項(xiàng)目不同，本次明確三種配置比例：分別是光熱發(fā)電、風(fēng)電、光伏的裝機(jī)規(guī)模按照1：2：0，1：1.5：1或1：1：2進(jìn)行配置；

（5）投產(chǎn)時(shí)間與其他項(xiàng)目一致，要求風(fēng)電光伏的投產(chǎn)時(shí)間不得早于光熱發(fā)電的投產(chǎn)時(shí)間；

（6）在收益方式方面，要求一體化系統(tǒng)具備獨(dú)立市場(chǎng)主體地位，作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與電力市場(chǎng)，可自主選擇簽訂中長(zhǎng)期合約或全電量進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)，不分?jǐn)偸袌?chǎng)調(diào)節(jié)類費(fèi)用，不享受容量電費(fèi)，不得從公用電網(wǎng)購(gòu)電。姜耀華指出，此類配置方式使得一體化項(xiàng)目更加靈活，但同時(shí)也兼具了更多風(fēng)險(xiǎn)。

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區(qū)域電負(fù)荷及電價(jià)分析

姜耀華表示，目前內(nèi)蒙院已初步收集了內(nèi)蒙古西部巴彥淖爾、阿拉善、鄂爾多斯三個(gè)區(qū)域的電網(wǎng)逐時(shí)負(fù)荷數(shù)據(jù)。根據(jù)一體化政策要求，晚高峰時(shí)段需滿足“光熱額定負(fù)荷+風(fēng)電置信容量”的出力要求（風(fēng)電置信容量暫按5%計(jì)）。以風(fēng)電配置400MW為例，三個(gè)區(qū)域負(fù)荷特征如下圖：鄂爾多斯年度負(fù)荷變化趨于穩(wěn)定，巴彥淖爾年度負(fù)荷波動(dòng)相對(duì)較大。

圖：鄂爾多斯-巴彥淖爾-阿拉善電網(wǎng)日平均電負(fù)荷曲線圖

區(qū)域電價(jià)分析方面，據(jù)姜耀華介紹，一體化項(xiàng)目電價(jià)原則主要有三點(diǎn)：

（1）根據(jù)內(nèi)蒙古能源局發(fā)布的《光熱發(fā)電與風(fēng)電光伏發(fā)電一體化系統(tǒng)項(xiàng)目實(shí)施細(xì)則(征求意見稿)》中規(guī)定，一體化系統(tǒng)作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與電力市場(chǎng)，可自主選擇簽訂中長(zhǎng)期合約或全電量進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)，不分?jǐn)偸袌?chǎng)調(diào)節(jié)類費(fèi)用。

（2）發(fā)電側(cè)以“報(bào)量報(bào)價(jià)”的方式參與市場(chǎng)，申報(bào)價(jià)格為0-1500元/MWh；用戶側(cè)以“不報(bào)量不報(bào)價(jià)”方式參與市場(chǎng)。

（3）一體化項(xiàng)目選擇全電量進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)的方式參與電力市場(chǎng)以市場(chǎng)低價(jià)申報(bào)參與交易確保中標(biāo)電量為100%，方案測(cè)算按現(xiàn)貨全部成交考慮。

參考蒙西電網(wǎng)2023年交易電價(jià)數(shù)據(jù)，根據(jù)下列圖表可見，全年最低值為0元/MWh，該值全年共出現(xiàn)190次，主要集中在新能源發(fā)電量較大的月份，即1月、2月及12月。全年最高價(jià)1990.580元/MWh，全年共出現(xiàn)1次，在10月。全年大于140元/MWh的次數(shù)是1379次，分布在全年各個(gè)時(shí)間段，體現(xiàn)了新能源發(fā)電的隨機(jī)性、波動(dòng)性和不確定性。全年交易電價(jià)主要集中在200-600元/MWh之間，占比約為55%。

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內(nèi)蒙古區(qū)域資源分析

內(nèi)蒙古太陽(yáng)能資源豐富，年總輻射量在1319kWh/㎡~1806kWh/㎡之間，全區(qū)年總輻射量在1528kWh/㎡以上的太陽(yáng)能豐富地區(qū)和年總輻射量在1359kwh/㎡~1528kwh/㎡的太陽(yáng)能較豐富地區(qū)所占面積約為72萬平方公里，占全區(qū)總面積的61%。

鄂爾多斯西部、巴彥淖爾市和阿拉善盟的太陽(yáng)能總輻射量達(dá)到1803kWh/㎡~1942kwh/㎡，僅次于青藏高原。

風(fēng)能資源方面，內(nèi)蒙古風(fēng)能資源總儲(chǔ)量13.8×10⁸kW，技術(shù)可開發(fā)量3.8×10⁸kW，占全國(guó)的50%以上，且風(fēng)向穩(wěn)定、連續(xù)性強(qiáng)、無破壞性臺(tái)風(fēng)和颶風(fēng)，風(fēng)能利用率高，全區(qū)大多數(shù)地區(qū)具備建設(shè)百萬千瓦級(jí)、甚至千萬千瓦級(jí)以上風(fēng)電場(chǎng)的條件，同時(shí)風(fēng)能集中在廣袤的荒漠和草原，征地、建設(shè)成本低。內(nèi)蒙古地區(qū)是內(nèi)陸風(fēng)資源最好的區(qū)域，具有分布面廣、風(fēng)品位高、風(fēng)能量集中、連續(xù)性好、時(shí)空分布規(guī)律較理想等特點(diǎn)。

姜耀華表示，內(nèi)蒙院通過對(duì)巴彥淖爾烏拉特中旗、鄂爾多斯杭錦旗、阿拉善左旗的光資源分析顯示：三地年太陽(yáng)輻照量均在1550-1700千瓦時(shí)/平方米區(qū)間，按太陽(yáng)能資源評(píng)估標(biāo)準(zhǔn)，同屬我國(guó)太陽(yáng)能B類地區(qū)。其中，阿拉善左旗年法向直接輻射量為二類B等級(jí)，巴彥淖爾與鄂爾多斯地區(qū)達(dá)一類A等級(jí)，均具備光熱電站建設(shè)的良好條件。

在風(fēng)能資源評(píng)估中，烏拉特中旗與杭錦旗風(fēng)能資源測(cè)算顯示：烏拉特中旗風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)達(dá)3307小時(shí)，杭錦旗某測(cè)風(fēng)塔數(shù)據(jù)為3044小時(shí)。烏拉特中旗的高利用小時(shí)數(shù)在后期測(cè)算中具有顯著偏向性影響。

圖：中尺度風(fēng)俗分布圖

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光熱一體化技術(shù)配置計(jì)算分析

姜耀華介紹，內(nèi)蒙院以熔鹽塔式技術(shù)路線作為計(jì)算模型，在補(bǔ)燃手段和補(bǔ)充手段方面僅考慮電化學(xué)作為補(bǔ)充方式，同時(shí)電化學(xué)儲(chǔ)能充電效率為92%，放電效率為92%，充放電深度考慮95%，根據(jù)一體化政策文件要求，發(fā)電順序?yàn)闉轱L(fēng)電或光伏→>電化學(xué)儲(chǔ)能→光熱發(fā)電(汽輪機(jī)考慮最低15%負(fù)荷及最大100%負(fù)荷)，同時(shí)風(fēng)電和光伏的棄電可以通過電化學(xué)儲(chǔ)能及光熱儲(chǔ)熱系統(tǒng)吸收，僅當(dāng)電化學(xué)儲(chǔ)能充滿和光熱儲(chǔ)熱系統(tǒng)充滿時(shí)，才會(huì)產(chǎn)生棄電(棄電也可以視為0電價(jià)電量)。

晚高峰頂峰能力按照光熱200MW+區(qū)域風(fēng)電置信容量5%來考慮，在一體化流程的基礎(chǔ)中，其主要考慮是否能夠滿足75%的跟隨能力以及是否具備晚高峰的頂峰能力進(jìn)而相應(yīng)配置電化學(xué)儲(chǔ)能。

圖：光熱一體化方案優(yōu)化流程圖

根據(jù)光熱一體化政策要求，內(nèi)蒙院本次計(jì)算模型共設(shè)置三種裝機(jī)模式：光熱發(fā)電、風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模按照1:2:0或1：1.5:1或1：1：2。

方案1-1為光熱：風(fēng)電=200MW：400MW；

方案2-1為光熱：風(fēng)電：光伏=200MW：300MW：200MW；

方案3-1為光熱：風(fēng)電：光伏=200MW：200MW：400MW；

方案1-2為在方案1-1不滿足75%的保證的情況下增加部分電化學(xué)儲(chǔ)能；

方案2-2為在方案2-1不滿足75%的保證的情況下增加部分電化學(xué)儲(chǔ)能；

方案3-2為在方案3-1不滿足75%的保證的情況下增加部分電化學(xué)儲(chǔ)能；

圖：一體化調(diào)度模式流程

如上圖所示，在調(diào)度模型中，主要以光熱和光伏共用升壓站，風(fēng)電和電化學(xué)儲(chǔ)能共用升壓站，其中光熱主要通過熔鹽電加熱器吸收棄電。

根據(jù)一體化政策要求，按照年度逐時(shí)出力歸一化曲線與電網(wǎng)供電負(fù)荷歸一化曲線兩者的年累計(jì)量之比進(jìn)行測(cè)算，原則上具備不低于75%的能力，且電網(wǎng)晚高峰期間(17點(diǎn)至22點(diǎn))體化系統(tǒng)出力具備不低于光熱發(fā)電額定容量和風(fēng)電置信容量之和的頂峰能力。

按照要求如計(jì)算不滿足歸一化處理累計(jì)比不低于75%后，模型增加電化學(xué)儲(chǔ)能的配置后可以使得一體化項(xiàng)目電負(fù)荷完全滿足電網(wǎng)負(fù)荷的要求，即歸一化曲線完全重疊，電化學(xué)儲(chǔ)能配置前后歸一化曲線變化如下圖所示。

在技經(jīng)模型方面，項(xiàng)目投資估算造價(jià)中，風(fēng)電按照3400元/kWh（含升壓站部分）計(jì)算，光伏按照3100元/kWp（含升壓站部分），電化學(xué)儲(chǔ)能按照950元/kWh，光熱按照19000元/kW，其中鏡場(chǎng)900元/㎡，光熱儲(chǔ)能按照250元/kWh，200MW光熱常規(guī)島及吸熱器、熔鹽塔16億元計(jì)算，熔鹽電加熱器200MW容量暫定估算1億元，其他費(fèi)用及送出線路費(fèi)用估算1.75億元，資本金按照20%考慮，預(yù)定還款期15年，等額還本付息，長(zhǎng)貸款利率3.85%，單位千瓦指標(biāo)30元/kW，流動(dòng)資金貸款利率3.35%、短貸利率是3.35%。

收益方式上，一體化系統(tǒng)具備獨(dú)立市場(chǎng)主體地位，作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與電力市場(chǎng)，可自主選擇簽訂中長(zhǎng)期合約或全電量進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)，不分?jǐn)偸袌?chǎng)調(diào)節(jié)類費(fèi)用，不享受容量電費(fèi)，不得從公用電網(wǎng)購(gòu)電。

根據(jù)內(nèi)蒙院的第一類計(jì)算模型，在晚高峰時(shí)段[17：00-22：00]，光熱汽輪機(jī)才進(jìn)行補(bǔ)出力，其他時(shí)段光熱不出力，自天光伏+風(fēng)電+電化學(xué)儲(chǔ)能出力，根據(jù)程序計(jì)算，在巴彥淖爾選取地點(diǎn)風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)暫定估算為3307h;光伏利用小時(shí)數(shù)暫定估算為2262.8h(交流測(cè)，容配比為1.2)。風(fēng)電和光伏每月小時(shí)平均負(fù)荷率及區(qū)域負(fù)荷分布如下圖所示(以風(fēng)電為300MW為例)。

姜耀華表示，光伏的出力系統(tǒng)完美避開了晚高峰時(shí)間，因此要求一體化項(xiàng)目要具備一定的儲(chǔ)熱能力。

上圖是內(nèi)蒙院對(duì)巴彥淖爾做出的計(jì)算結(jié)果，根據(jù)計(jì)算結(jié)論，姜耀華認(rèn)為，無配儲(chǔ)情況無法滿足75%負(fù)荷跟隨能力要求。方案1-1、2-2、3-3通過配置電化學(xué)儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)75%保證能力，其中風(fēng)光協(xié)同運(yùn)行可降低對(duì)電化學(xué)儲(chǔ)能的依賴度。

圖：光熱一體化方案及區(qū)域負(fù)荷全年小時(shí)平均功率曲線圖

上圖中，姜耀華列舉了巴彥淖爾區(qū)域光熱一體化方案及區(qū)域負(fù)荷全年小時(shí)平均功率曲線圖，可以看出該區(qū)域方案2-2和方案3-2全年早高峰至晚高峰時(shí)段跟隨區(qū)域負(fù)荷特性較好，只有凌晨至次日早高峰前跟隨較差。方案1-2跟隨能力較差。同時(shí)可以看出同時(shí)配置風(fēng)電和光伏時(shí)一體化項(xiàng)目跟隨能力更好。該區(qū)域全年2月份、3月份、4月份、5月份、10月份以及12月份的跟隨區(qū)域負(fù)荷較好，呈現(xiàn)季節(jié)性的變化。

內(nèi)蒙院的第二類計(jì)算模型，考慮白天及晚高峰時(shí)段光熱汽輪機(jī)都可以進(jìn)行出力補(bǔ)充，晚高峰時(shí)段光熱汽輪機(jī)為主力出力功率，自天優(yōu)先光伏+風(fēng)電+電化學(xué)儲(chǔ)能出力，不足部分還可以用光熱汽輪機(jī)補(bǔ)充。

根據(jù)程序計(jì)算，在巴彥淖爾選取地點(diǎn)風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)暫定估算為3307h；光伏利用小時(shí)數(shù)暫定估算為2262.8h(交流測(cè)容配比為1.2)。風(fēng)電和光伏每月小時(shí)平均負(fù)荷率及區(qū)域負(fù)荷分布如下圖所示(以風(fēng)電為300MW為例)。

在此類計(jì)算方式中，內(nèi)蒙院的結(jié)論是：得益于巴彥淖爾優(yōu)質(zhì)風(fēng)資源，項(xiàng)目可通過風(fēng)光協(xié)同實(shí)現(xiàn)供電需求，無需配置光伏及依賴電化學(xué)儲(chǔ)能。

圖：光熱一體化方案及區(qū)域負(fù)荷全年小時(shí)平均功率曲線圖

根據(jù)上圖，可以看出該區(qū)域全年早高峰至晚高峰時(shí)段跟隨區(qū)域負(fù)荷特性較好，只有凌晨至次日早高峰前跟隨較差，方案1-1只是配置風(fēng)電一體化項(xiàng)目跟隨能力更好。

圖：光熱一體化方案及區(qū)域負(fù)荷全年逐時(shí)功率曲線圖

該區(qū)域全年2月份、3月份、4月份、5月份、11月份以及12月份跟隨區(qū)間負(fù)荷情況較好，呈現(xiàn)季節(jié)性變化。

姜耀華總結(jié)道，綜合計(jì)算模型一（晚高峰時(shí)段滿足滿負(fù)荷出力）和計(jì)算模型二（晚高峰有滿負(fù)荷頂峰能力）的測(cè)算數(shù)據(jù)可得出：

在算術(shù)平均電價(jià)按0.64元/kWh考慮的情況下，計(jì)算模型一中，巴彥淖爾地區(qū)和鄂爾多斯地區(qū)在1：1.5：1的配置比例下收益率更高，阿拉善地區(qū)則在方案3-2即1：1：2的配置下收益率更高；計(jì)算模型二中，巴彥淖爾地區(qū)在方案1-1，即無光伏配置時(shí)表現(xiàn)更優(yōu)；鄂爾多斯地區(qū)和阿拉善地區(qū)則在1：1.5：1的配置下能獲得更高收益。

內(nèi)蒙古電力勘測(cè)設(shè)計(jì)院有限責(zé)任公司介紹：

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