5月28日，2025第十二屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會在浙江杭州盛大召開，內蒙古電力勘測設計院有限責任公司發(fā)電機務室主設人姜耀華發(fā)表題為《內蒙古光熱一體化政策研究分析》的主旨演講，對內蒙院在內蒙古光熱與風光一體化項目配置中的相關研究進展進行了分享。

圖：姜耀華

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內蒙古光熱一體化的政策解讀

2024年8月，內蒙古能源局發(fā)布了關于公開征求《內蒙古自治區(qū)光熱發(fā)電與風電光伏發(fā)電一體化項目實施細則的意見稿》，姜耀華指出，此次《意見稿》主要包含以下六點內容：

（1）首先要求采用“長時儲能光熱+風電+光伏+電加熱（+補燃）”一體化模式，風電為必配項，光伏可選裝，原則上要求光熱裝機≥20萬千瓦，儲熱時長≥6小時，鏡場面積≥8㎡/千瓦；

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

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

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

（5）投產(chǎn)時間與其他項目一致，要求風電光伏的投產(chǎn)時間不得早于光熱發(fā)電的投產(chǎn)時間；

（6）在收益方式方面，要求一體化系統(tǒng)具備獨立市場主體地位，作為獨立市場主體參與電力市場，可自主選擇簽訂中長期合約或全電量進入現(xiàn)貨市場，不分攤市場調節(jié)類費用，不享受容量電費，不得從公用電網(wǎng)購電。姜耀華指出，此類配置方式使得一體化項目更加靈活，但同時也兼具了更多風險。

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區(qū)域電負荷及電價分析

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

圖：鄂爾多斯-巴彥淖爾-阿拉善電網(wǎng)日平均電負荷曲線圖

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

（1）根據(jù)內蒙古能源局發(fā)布的《光熱發(fā)電與風電光伏發(fā)電一體化系統(tǒng)項目實施細則(征求意見稿)》中規(guī)定，一體化系統(tǒng)作為獨立市場主體參與電力市場，可自主選擇簽訂中長期合約或全電量進入現(xiàn)貨市場，不分攤市場調節(jié)類費用。

（2）發(fā)電側以“報量報價”的方式參與市場，申報價格為0-1500元/MWh；用戶側以“不報量不報價”方式參與市場。

（3）一體化項目選擇全電量進入現(xiàn)貨市場的方式參與電力市場以市場低價申報參與交易確保中標電量為100%，方案測算按現(xiàn)貨全部成交考慮。

參考蒙西電網(wǎng)2023年交易電價數(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，分布在全年各個時間段，體現(xiàn)了新能源發(fā)電的隨機性、波動性和不確定性。全年交易電價主要集中在200-600元/MWh之間，占比約為55%。

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內蒙古區(qū)域資源分析

內蒙古太陽能資源豐富，年總輻射量在1319kWh/㎡~1806kWh/㎡之間，全區(qū)年總輻射量在1528kWh/㎡以上的太陽能豐富地區(qū)和年總輻射量在1359kwh/㎡~1528kwh/㎡的太陽能較豐富地區(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能總輻射量達到1803kWh/㎡~1942kwh/㎡，僅次于青藏高原。

風能資源方面，內蒙古風能資源總儲量13.8×10⁸kW，技術可開發(fā)量3.8×10⁸kW，占全國的50%以上，且風向穩(wěn)定、連續(xù)性強、無破壞性臺風和颶風，風能利用率高，全區(qū)大多數(shù)地區(qū)具備建設百萬千瓦級、甚至千萬千瓦級以上風電場的條件，同時風能集中在廣袤的荒漠和草原，征地、建設成本低。內蒙古地區(qū)是內陸風資源最好的區(qū)域，具有分布面廣、風品位高、風能量集中、連續(xù)性好、時空分布規(guī)律較理想等特點。

姜耀華表示，內蒙院通過對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：三地年太陽輻照量均在1550-1700千瓦時/平方米區(qū)間，按太陽能資源評估標準，同屬我國太陽能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，巴彥淖爾與鄂爾多斯地區(qū)達一類A等級，均具備光熱電站建設的良好條件。

在風能資源評估中，烏拉特中旗與杭錦旗風能資源測算顯示：烏拉特中旗風電利用小時數(shù)達3307小時，杭錦旗某測風塔數(shù)據(jù)為3044小時。烏拉特中旗的高利用小時數(shù)在后期測算中具有顯著偏向性影響。

圖：中尺度風俗分布圖

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光熱一體化技術配置計算分析

姜耀華介紹，內蒙院以熔鹽塔式技術路線作為計算模型，在補燃手段和補充手段方面僅考慮電化學作為補充方式，同時電化學儲能充電效率為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)電順序為為風電或光伏→>電化學儲能→光熱發(fā)電(汽輪機考慮最低15%負荷及最大100%負荷)，同時風電和光伏的棄電可以通過電化學儲能及光熱儲熱系統(tǒng)吸收，僅當電化學儲能充滿和光熱儲熱系統(tǒng)充滿時，才會產(chǎn)生棄電(棄電也可以視為0電價電量)。

晚高峰頂峰能力按照光熱200MW+區(qū)域風電置信容量5%來考慮，在一體化流程的基礎中，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而相應配置電化學儲能。

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，內蒙院本次計算模型共設置三種裝機模式：光熱發(fā)電、風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模按照1:2:0或1：1.5:1或1：1：2。

方案1-1為光熱：風電=200MW：400MW；

方案2-1為光熱：風電：光伏=200MW：300MW：200MW；

方案3-1為光熱：風電：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儲能；

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儲能；

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儲能；

圖：一體化調度模式流程

如上圖所示，在調度模型中，主要以光熱和光伏共用升壓站，風電和電化學儲能共用升壓站，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，按照年度逐時出力歸一化曲線與電網(wǎng)供電負荷歸一化曲線兩者的年累計量之比進行測算，原則上具備不低于75%的能力，且電網(wǎng)晚高峰期間(17點至22點)體化系統(tǒng)出力具備不低于光熱發(fā)電額定容量和風電置信容量之和的頂峰能力。

按照要求如計算不滿足歸一化處理累計比不低于75%后，模型增加電化學儲能的配置后可以使得一體化項目電負荷完全滿足電網(wǎng)負荷的要求，即歸一化曲線完全重疊，電化學儲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，項目投資估算造價中，風電按照3400元/kWh（含升壓站部分）計算，光伏按照3100元/kWp（含升壓站部分），電化學儲能按照950元/kWh，光熱按照19000元/kW，其中鏡場900元/㎡，光熱儲能按照250元/kWh，200MW光熱常規(guī)島及吸熱器、熔鹽塔16億元計算，熔鹽電加熱器200MW容量暫定估算1億元，其他費用及送出線路費用估算1.75億元，資本金按照20%考慮，預定還款期15年，等額還本付息，長貸款利率3.85%，單位千瓦指標30元/kW，流動資金貸款利率3.35%、短貸利率是3.35%。

收益方式上，一體化系統(tǒng)具備獨立市場主體地位，作為獨立市場主體參與電力市場，可自主選擇簽訂中長期合約或全電量進入現(xiàn)貨市場，不分攤市場調節(jié)類費用，不享受容量電費，不得從公用電網(wǎng)購電。

根據(jù)內蒙院的第一類計算模型，在晚高峰時段[17：00-22：00]，光熱汽輪機才進行補出力，其他時段光熱不出力，自天光伏+風電+電化學儲能出力，根據(jù)程序計算，在巴彥淖爾選取地點風電利用小時數(shù)暫定估算為3307h;光伏利用小時數(shù)暫定估算為2262.8h(交流測，容配比為1.2)。風電和光伏每月小時平均負荷率及區(qū)域負荷分布如下圖所示(以風電為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間，因此要求一體化項目要具備一定的儲熱能力。

上圖是內蒙院對巴彥淖爾做出的計算結果，根據(jù)計算結論，姜耀華認為，無配儲情況無法滿足75%負荷跟隨能力要求。方案1-1、2-2、3-3通過配置電化學儲能實現(xiàn)75%保證能力，其中風光協(xié)同運行可降低對電化學儲能的依賴度。

圖：光熱一體化方案及區(qū)域負荷全年小時平均功率曲線圖

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)域負荷全年小時平均功率曲線圖，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段跟隨區(qū)域負荷特性較好，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。同時可以看出同時配置風電和光伏時一體化項目跟隨能力更好。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)域負荷較好，呈現(xiàn)季節(jié)性的變化。

內蒙院的第二類計算模型，考慮白天及晚高峰時段光熱汽輪機都可以進行出力補充，晚高峰時段光熱汽輪機為主力出力功率，自天優(yōu)先光伏+風電+電化學儲能出力，不足部分還可以用光熱汽輪機補充。

根據(jù)程序計算，在巴彥淖爾選取地點風電利用小時數(shù)暫定估算為3307h；光伏利用小時數(shù)暫定估算為2262.8h(交流測容配比為1.2)。風電和光伏每月小時平均負荷率及區(qū)域負荷分布如下圖所示(以風電為300MW為例)。

在此類計算方式中，內蒙院的結論是：得益于巴彥淖爾優(yōu)質風資源，項目可通過風光協(xié)同實現(xiàn)供電需求，無需配置光伏及依賴電化學儲能。

圖：光熱一體化方案及區(qū)域負荷全年小時平均功率曲線圖

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

圖：光熱一體化方案及區(qū)域負荷全年逐時功率曲線圖

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)間負荷情況較好，呈現(xiàn)季節(jié)性變化。

姜耀華總結道，綜合計算模型一（晚高峰時段滿足滿負荷出力）和計算模型二（晚高峰有滿負荷頂峰能力）的測算數(shù)據(jù)可得出：

在算術平均電價按0.64元/kWh考慮的情況下，計算模型一中，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；計算模型二中，巴彥淖爾地區(qū)在方案1-1，即無光伏配置時表現(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。

內蒙古電力勘測設計院有限責任公司介紹：

內蒙古電力勘測設計院有限責任公司構建了能源規(guī)劃、勘察設計、工程總承包等六大業(yè)務協(xié)同發(fā)展的格局，入選自治區(qū)首批全過程工程咨詢試點單位。在火電領域，作為傳統(tǒng)優(yōu)勢板塊，公司可承接各類發(fā)電新能源工程的全鏈條業(yè)務，已完成火電、生物質、垃圾等800余項發(fā)電工程，其中1000 MW等級工程30余項，火電裝機總容量達4000萬千瓦。

在新能源領域，公司深耕20余年，積累了深厚經(jīng)驗，太陽能、風電設計裝機容量分別超300萬千瓦、1800萬千瓦，技術水平位居國內前列。依托豐富的光熱經(jīng)驗，公司正推進魯能阜康10萬千瓦光熱、三峽瓜州70萬千瓦“光熱儲能”等多個項目的業(yè)主工程師工作，同時承擔西藏開投安多縣土碩100MW光熱項目等多個工程的設計監(jiān)理任務。