摘要：光热项目已不再享受财政补贴，但源网荷储项目开发成本仍处于较高水平，项目整体经济性成为制约立项的重要因素。本文以西北地区某大型风光基地“光热+光伏”一体化项目为例，提出改进项目收益的三个优化方案，采用“有无对比”的方法，计算各方案增量净现值率，选择最优方案。
引言
由于光伏发电受季节、昼夜、天气变化等气象条件影响，发电量存在一定间歇性。“十四五”能源规划中提出推动光热发电与风电、光伏融合发展，在“双碳”背景下西北地区建设大型风光基地成为近期热点，通过光热与光伏等清洁能源配套建设源网荷储一体化项目，利用光热输出稳定的优势和储能电站的调节能力，可以有效补偿光伏发电的出力，弥补光伏“看天吃饭”的不足，提高光资源利用率，实现多种电源形式互补运行。
“光热+新能源”模式中光热通过合理利用光伏弃电，进行熔融盐电加热，将能量存储在储热系统中，根据电网调度调节机组出力，充分发挥光热的储能调节能力和电网系统支撑能力，提升新能源发电的稳定性及可靠性。同时预留远景设计空间，可采取市场化交易，购入其他电站弃电，进而提高地区整体新能源消纳比例，构建清洁高效的新型电力系统。
目前对于“光热+光伏”项目的研究方向，主要有基于数学优化的仿真程序，提出高比例新能源系统发展的思路，光热电站的电加热器优化模型，联合发电系统的优化模型，以系统运行效益最优为目标，建立模糊的多目标优化模型，光热电站的容量选取和最优配置。当前光热建设及运维成本高，项目整体经济性成为制约源网荷储项目中光热配置的最大因素。此类项目可研阶段主流设计思路主要为增大光伏配置比例，利用光伏的低建设成本、低运营成本的优势，弥补光热经济性不足的劣势，提高项目整体收益。故利用数学模型研究电站最优容量配置是当前研究热点，而源网荷储一体化项目的投资收益优化研究较少涉及。
本文基于以上研究，以西北地区某风光大基地项目为例，以净现值率为测算指标，研究提高“光热+光伏”项目收益的方法，分析各方案投入产出，并以净现值率高低为判断标准，选择最优方案，为大型源网荷储项目优化设计提供参考。
1投资收益研究
净现值率(net present value rate，NPVR)，又称净现值指数，是以项目全寿命周期现金流作为对象，根据已设定的折现率求得的项目计算期的净现值与其投资现值的比率，是动态投资收益指标。不同于净现值这一绝对指标只能衡量项目为企业带来超额盈利的数额，净现值率的经济学含义是指单位投资所能带来的净现值，可以反映项目单位投资盈利能力，即有限投资能产生的最大价值。反映了方案无风险收益效率，可评价项目的盈利性，也可用于比较方案的投资效率。用于投资额不等的项目比较时，该项指标弥补净现值、收益率等指标未考虑项目投资额大小的不足，可考察投资的利用效率，便于对标同行业其他企业的投资收益，用于投资策略改进。将净现值率作为评价指标，有利于约束企业投资资金，提高资源利用率，防止企业为追求超额盈利盲目铺摊子，更加契合企业经营发展目标。故本项目应用净现值率进行项目投资收益优化研究。
净现值率NPVR的计算公式如下：
净现值率的优势可用于评价运营期不同的对比方案：设方案的运营期为n，分析期为N，在分析期中方案的周期数为α，则N=α·N。
设分析期的净现值率为NPVP(N)，运营期的净现值率为NPVP(n)，则：
由以上公式可知，方案运营期内的净现值率始终等于分析期的净现值率，即当各方案的运营期不同时，仍可用净现值率作为测算指标评价方案的收益。
2算例分析
2.1项目概况
截至2022年，项目所在省份总装机容量44 680 MW，其中风电装机9 720 MW，光伏及光热装机18 420 MW，新能源项目装机占比62.98%。项目所在地区由于风光资源优质，新能源项目装机占比高达98%。“十四五”期间除已建在建项目外，光电可开发容量为1.57亿kW(含光热150万kW)。本项目属于该地区风光大基地项目，基地年太阳辐射量为1 790.11 kWh/m2，附近已建成多个光储、光热电站，项目光资源条件及交通运输条件较好。
本项目总装机容量1 000 MW，其中光热装机容量为100 MW，光伏交流侧装机容量为900 MW，符合光热与光伏容量1∶9的最优配置。通过合理调节日间熔融盐吸收功率，在春、秋、冬三季，可进一步减少光伏弃电率。本项目建设范围为光热及光伏电站，配套升压站及外送线路由国网出资建设。基本经济参数见表1所列。
表1项目财务评价边界条件数据表
由以上边界条件，根据《建设项目经济评价方法与参数(第三版)》的计算原则，可得项目资本金内部收益率为5.56%，资本金财务净现值为1 270.84万元。
2.2提升项目收益策略研究
提升项目收益可从以下三个方面展开：
1)优化光热设计方案，提高光热发电量，利用光热高电价优势，提升项目整体发电效益；
2)从项目整体运维角度出发，考虑项目自身能源供给模式，充分利用源网荷储项目中弃光等未利用能源，降低运营期外购电成本；
3)提高光伏发电收益，合理设置光热和新能源的容量配比，利用光伏低运维成本优势，增大光伏容配比，提高直流侧发电量，最终降低度电成本，提升发电效益，提高源网荷储项目整体收益率。
基于以上提升项目投资收益方法，设计如下优化方案：
1)增加镜场面积，增加光热集热和储热容量，建立镜场面积、投资、发电量、收益率四者之间的函数关系，选择最优镜场面积，提高光热发电量；
2)提高电加热器功率，充分利用白天光伏弃电加热熔融盐，延长储热时长，提高光热发电量，同时拉高综合电价，减少运营期外购电费。
通过增加较少的投资，换取更高的收益；
3)提高光伏容配比，增加光伏发电量，用光伏较高的收益补贴光热较高的运维费用支出。
2.3方案比选
本文采用“有无对比”的方法，计算方案改进所需投资，分析改进后项目全寿命周期内的现金流量。
1)方案一
本项目现有方案为45万m2镜场，可将镜场扩大至80万m2，新增定日镜设备及安装费25 600万元，新增镜场电缆400万元，新增建设场地征用及清理费350万元。每年新增运维费用180万元，光热年上网电量新增9 600万kWh，年发电收入增加3 117万元。
2)方案二
本项目光热部分现有方案为配置10 MW电加热器，可调整为80 MW电加热器，充分利用光伏弃电。由此增加电加热器设备费3 800万元；增加熔融盐量，由此增加设备费1 420万元；增加厂内35 kV电缆及35 kV开关柜，由此增加电缆安装及材料费720万元，增加开关柜设备费135万元；光热年上网电量新增1 700万kWh，年发电收入增加552万元，利用光伏弃电补充光热厂用电，年外购电量由6.18 GWh下降至1.37 GWh，年外购电费下降172万元。
3)方案三
本项目现有方案为容配比1∶1.2，可调整为容配比1∶1.3，新增光伏部分静态投资3.4亿元，新增建设场地征用及清理费1 800万元。光伏年上网电量新增18 200万kWh，年发电收入增加4 144万元。
通过对以上方案进行全寿命周期现金流量分析，各方案财务评价参数见表2所列。
表2各方案财务评价参数表
根据投资方设定的开发建设项目可接受的最低标准收益水平，资本金基准收益率设定为5.5%。
根据以上条件，可得三个方案的财务指标见表3所列。
表3各方案财务指标汇总表
对以上三个方案进行财务分析，可知方案一收益率5.94%，增量净现值为8 658万元，净现值率33.76%，方案二收益率5.68%，增量净现值为2 647万元，净现值率44.77%，方案三收益率6.04%，增量净现值为11 142万元，净现值率31.98%。方案三收益率最高，净现值最大，增量投资最大，而净现值率较低，说明单位投资产生的收益较低；方案二收益率最低，净现值最小，增量投资最小，而净现值率较高，说明单位投资产生的收益较高。在投资有限的情况下，考虑投资机会成本，选择方案二较为合理。
该方案优化思路为提高电加热器功率，增加光热电站储热时长，增强光热机组的调峰能力，减少光伏弃电率，提高光热系统总发电量。由实测数据，本项目运营期内每天储热时长增加1 h，新增投资为6 075万元，增量净现值为2 647万元，净现值率最高，为经济性最优方案。且增加电加热器功率的方案选择符合政策倾向，《“十四五”能源规划》中提出推进长时储热型光热发展，该省能源局《关于征求加快“十四五”光热发电项目建设政策措施意见建议的函》中提到的鼓励配置大功率电制热设备加热熔盐。故本项目推荐选择方案二作为提高项目投资收益的优化方案。
3结语
本文以西北地区某大型风光基地“光热+光伏”一体化项目为例，提出提高项目收益的三个优化方案，采用“有无对比”的方法，计算各方案增量净现值率。在新增投资有限的情况下，经判断增大电加热器功率，充分利用光伏弃电为提高收益的最优策略，该方案选择符合政策倾向，经济性最佳。
光热项目相较其他类型发电项目，投资及运维费用较高，但由于其较好的调节能力，可以有效弥补其他新能源发电项目的不足，提高风、光资源利用率，实现多种电源形式互补运行。在“双碳”背景下，西北地区的大型风光基地配置光热已成为近期热点，源网荷储一体化运行对项目建设单位及咨询设计方也提出了更高要求，双方应持续优化方案，结合当地电量消纳情况，通过加装电加热器等二次能源利用设备，充分利用弃光等能源，获取更高投资收益。
本文研究内容属于融资后财务分析，其财务指标受利率、还款年限、还款方式等多项因素影响，后续研究可以围绕源网荷储项目一体化运营模式，及全寿命周期的经济效益、环境效益和社会效益等方面，进一步研究多目标决策问题。
本文转自《电力勘测设计》。
作者：中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司：李舒仪，戴洪军，陈 琳。
