5月28日，2025第十二届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在浙江杭州盛大召开，内蒙古电力勘测设计院有限责任公司发电机务室主设人姜耀华发表题为《内蒙古光热一体化政策研究分析》的主旨演讲，对内蒙院在内蒙古光热与风光一体化项目配置中的相关研究进展进行了分享。

图：姜耀华

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内蒙古光热一体化的政策解读

2024年8月，内蒙古能源局发布了关于公开征求《内蒙古自治区光热发电与风电光伏发电一体化项目实施细则的意见稿》，姜耀华指出，此次《意见稿》主要包含以下六点内容：

（1）首先要求采用“长时储能光热+风电+光伏+电加热（+补燃）”一体化模式，风电为必配项，光伏可选装，原则上要求光热装机≥20万千瓦，储热时长≥6小时，镜场面积≥8㎡/千瓦；

（2）一体化出力能力方面，跟随能力按照年度逐时出力归一化曲线与电网供电负荷归一化曲线两者的年累计量之比进行测算，原则上具备不低于75%的能力；

（3）电网晚高峰期间(17点至22点)，一体化系统出力具备不低于光热发电额定容量和风电置信容量之和的顶峰能力；

（4）与传统一体化项目不同，本次明确三种配置比例：分别是光热发电、风电、光伏的装机规模按照1：2：0，1：1.5：1或1：1：2进行配置；

（5）投产时间与其他项目一致，要求风电光伏的投产时间不得早于光热发电的投产时间；

（6）在收益方式方面，要求一体化系统具备独立市场主体地位，作为独立市场主体参与电力市场，可自主选择签订中长期合约或全电量进入现货市场，不分摊市场调节类费用，不享受容量电费，不得从公用电网购电。姜耀华指出，此类配置方式使得一体化项目更加灵活，但同时也兼具了更多风险。

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区域电负荷及电价分析

姜耀华表示，目前内蒙院已初步收集了内蒙古西部巴彦淖尔、阿拉善、鄂尔多斯三个区域的电网逐时负荷数据。根据一体化政策要求，晚高峰时段需满足“光热额定负荷+风电置信容量”的出力要求（风电置信容量暂按5%计）。以风电配置400MW为例，三个区域负荷特征如下图：鄂尔多斯年度负荷变化趋于稳定，巴彦淖尔年度负荷波动相对较大。

图：鄂尔多斯-巴彦淖尔-阿拉善电网日平均电负荷曲线图

区域电价分析方面，据姜耀华介绍，一体化项目电价原则主要有三点：

（1）根据内蒙古能源局发布的《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则(征求意见稿)》中规定，一体化系统作为独立市场主体参与电力市场，可自主选择签订中长期合约或全电量进入现货市场，不分摊市场调节类费用。

（2）发电侧以“报量报价”的方式参与市场，申报价格为0-1500元/MWh；用户侧以“不报量不报价”方式参与市场。

（3）一体化项目选择全电量进入现货市场的方式参与电力市场以市场低价申报参与交易确保中标电量为100%，方案测算按现货全部成交考虑。

参考蒙西电网2023年交易电价数据，根据下列图表可见，全年最低值为0元/MWh，该值全年共出现190次，主要集中在新能源发电量较大的月份，即1月、2月及12月。全年最高价1990.580元/MWh，全年共出现1次，在10月。全年大于140元/MWh的次数是1379次，分布在全年各个时间段，体现了新能源发电的随机性、波动性和不确定性。全年交易电价主要集中在200-600元/MWh之间，占比约为55%。

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内蒙古区域资源分析

内蒙古太阳能资源丰富，年总辐射量在1319kWh/㎡~1806kWh/㎡之间，全区年总辐射量在1528kWh/㎡以上的太阳能丰富地区和年总辐射量在1359kwh/㎡~1528kwh/㎡的太阳能较丰富地区所占面积约为72万平方公里，占全区总面积的61%。

鄂尔多斯西部、巴彦淖尔市和阿拉善盟的太阳能总辐射量达到1803kWh/㎡~1942kwh/㎡，仅次于青藏高原。

风能资源方面，内蒙古风能资源总储量13.8×10⁸kW，技术可开发量3.8×10⁸kW，占全国的50%以上，且风向稳定、连续性强、无破坏性台风和飓风，风能利用率高，全区大多数地区具备建设百万千瓦级、甚至千万千瓦级以上风电场的条件，同时风能集中在广袤的荒漠和草原，征地、建设成本低。内蒙古地区是内陆风资源最好的区域，具有分布面广、风品位高、风能量集中、连续性好、时空分布规律较理想等特点。

姜耀华表示，内蒙院通过对巴彦淖尔乌拉特中旗、鄂尔多斯杭锦旗、阿拉善左旗的光资源分析显示：三地年太阳辐照量均在1550-1700千瓦时/平方米区间，按太阳能资源评估标准，同属我国太阳能B类地区。其中，阿拉善左旗年法向直接辐射量为二类B等级，巴彦淖尔与鄂尔多斯地区达一类A等级，均具备光热电站建设的良好条件。

在风能资源评估中，乌拉特中旗与杭锦旗风能资源测算显示：乌拉特中旗风电利用小时数达3307小时，杭锦旗某测风塔数据为3044小时。乌拉特中旗的高利用小时数在后期测算中具有显著偏向性影响。

图：中尺度风俗分布图

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光热一体化技术配置计算分析

姜耀华介绍，内蒙院以熔盐塔式技术路线作为计算模型，在补燃手段和补充手段方面仅考虑电化学作为补充方式，同时电化学储能充电效率为92%，放电效率为92%，充放电深度考虑95%，根据一体化政策文件要求，发电顺序为为风电或光伏→>电化学储能→光热发电(汽轮机考虑最低15%负荷及最大100%负荷)，同时风电和光伏的弃电可以通过电化学储能及光热储热系统吸收，仅当电化学储能充满和光热储热系统充满时，才会产生弃电(弃电也可以视为0电价电量)。

晚高峰顶峰能力按照光热200MW+区域风电置信容量5%来考虑，在一体化流程的基础中，其主要考虑是否能够满足75%的跟随能力以及是否具备晚高峰的顶峰能力进而相应配置电化学储能。

图：光热一体化方案优化流程图

根据光热一体化政策要求，内蒙院本次计算模型共设置三种装机模式：光热发电、风电、光伏发电装机规模按照1:2:0或1：1.5:1或1：1：2。

方案1-1为光热：风电=200MW：400MW；

方案2-1为光热：风电：光伏=200MW：300MW：200MW；

方案3-1为光热：风电：光伏=200MW：200MW：400MW；

方案1-2为在方案1-1不满足75%的保证的情况下增加部分电化学储能；

方案2-2为在方案2-1不满足75%的保证的情况下增加部分电化学储能；

方案3-2为在方案3-1不满足75%的保证的情况下增加部分电化学储能；

图：一体化调度模式流程

如上图所示，在调度模型中，主要以光热和光伏共用升压站，风电和电化学储能共用升压站，其中光热主要通过熔盐电加热器吸收弃电。

根据一体化政策要求，按照年度逐时出力归一化曲线与电网供电负荷归一化曲线两者的年累计量之比进行测算，原则上具备不低于75%的能力，且电网晚高峰期间(17点至22点)体化系统出力具备不低于光热发电额定容量和风电置信容量之和的顶峰能力。

按照要求如计算不满足归一化处理累计比不低于75%后，模型增加电化学储能的配置后可以使得一体化项目电负荷完全满足电网负荷的要求，即归一化曲线完全重叠，电化学储能配置前后归一化曲线变化如下图所示。

在技经模型方面，项目投资估算造价中，风电按照3400元/kWh（含升压站部分）计算，光伏按照3100元/kWp（含升压站部分），电化学储能按照950元/kWh，光热按照19000元/kW，其中镜场900元/㎡，光热储能按照250元/kWh，200MW光热常规岛及吸热器、熔盐塔16亿元计算，熔盐电加热器200MW容量暂定估算1亿元，其他费用及送出线路费用估算1.75亿元，资本金按照20%考虑，预定还款期15年，等额还本付息，长贷款利率3.85%，单位千瓦指标30元/kW，流动资金贷款利率3.35%、短贷利率是3.35%。

收益方式上，一体化系统具备独立市场主体地位，作为独立市场主体参与电力市场，可自主选择签订中长期合约或全电量进入现货市场，不分摊市场调节类费用，不享受容量电费，不得从公用电网购电。

根据内蒙院的第一类计算模型，在晚高峰时段[17：00-22：00]，光热汽轮机才进行补出力，其他时段光热不出力，自天光伏+风电+电化学储能出力，根据程序计算，在巴彦淖尔选取地点风电利用小时数暂定估算为3307h;光伏利用小时数暂定估算为2262.8h(交流测，容配比为1.2)。风电和光伏每月小时平均负荷率及区域负荷分布如下图所示(以风电为300MW为例)。

姜耀华表示，光伏的出力系统完美避开了晚高峰时间，因此要求一体化项目要具备一定的储热能力。

上图是内蒙院对巴彦淖尔做出的计算结果，根据计算结论，姜耀华认为，无配储情况无法满足75%负荷跟随能力要求。方案1-1、2-2、3-3通过配置电化学储能实现75%保证能力，其中风光协同运行可降低对电化学储能的依赖度。

图：光热一体化方案及区域负荷全年小时平均功率曲线图

上图中，姜耀华列举了巴彦淖尔区域光热一体化方案及区域负荷全年小时平均功率曲线图，可以看出该区域方案2-2和方案3-2全年早高峰至晚高峰时段跟随区域负荷特性较好，只有凌晨至次日早高峰前跟随较差。方案1-2跟随能力较差。同时可以看出同时配置风电和光伏时一体化项目跟随能力更好。该区域全年2月份、3月份、4月份、5月份、10月份以及12月份的跟随区域负荷较好，呈现季节性的变化。

内蒙院的第二类计算模型，考虑白天及晚高峰时段光热汽轮机都可以进行出力补充，晚高峰时段光热汽轮机为主力出力功率，自天优先光伏+风电+电化学储能出力，不足部分还可以用光热汽轮机补充。

根据程序计算，在巴彦淖尔选取地点风电利用小时数暂定估算为3307h；光伏利用小时数暂定估算为2262.8h(交流测容配比为1.2)。风电和光伏每月小时平均负荷率及区域负荷分布如下图所示(以风电为300MW为例)。

在此类计算方式中，内蒙院的结论是：得益于巴彦淖尔优质风资源，项目可通过风光协同实现供电需求，无需配置光伏及依赖电化学储能。

图：光热一体化方案及区域负荷全年小时平均功率曲线图

根据上图，可以看出该区域全年早高峰至晚高峰时段跟随区域负荷特性较好，只有凌晨至次日早高峰前跟随较差，方案1-1只是配置风电一体化项目跟随能力更好。

图：光热一体化方案及区域负荷全年逐时功率曲线图

该区域全年2月份、3月份、4月份、5月份、11月份以及12月份跟随区间负荷情况较好，呈现季节性变化。

姜耀华总结道，综合计算模型一（晚高峰时段满足满负荷出力）和计算模型二（晚高峰有满负荷顶峰能力）的测算数据可得出：

在算术平均电价按0.64元/kWh考虑的情况下，计算模型一中，巴彦淖尔地区和鄂尔多斯地区在1：1.5：1的配置比例下收益率更高，阿拉善地区则在方案3-2即1：1：2的配置下收益率更高；计算模型二中，巴彦淖尔地区在方案1-1，即无光伏配置时表现更优；鄂尔多斯地区和阿拉善地区则在1：1.5：1的配置下能获得更高收益。

内蒙古电力勘测设计院有限责任公司介绍：

内蒙古电力勘测设计院有限责任公司构建了能源规划、勘察设计、工程总承包等六大业务协同发展的格局，入选自治区首批全过程工程咨询试点单位。在火电领域，作为传统优势板块，公司可承接各类发电新能源工程的全链条业务，已完成火电、生物质、垃圾等800余项发电工程，其中1000 MW等级工程30余项，火电装机总容量达4000万千瓦。

在新能源领域，公司深耕20余年，积累了深厚经验，太阳能、风电设计装机容量分别超300万千瓦、1800万千瓦，技术水平位居国内前列。依托丰富的光热经验，公司正推进鲁能阜康10万千瓦光热、三峡瓜州70万千瓦“光热储能”等多个项目的业主工程师工作，同时承担西藏开投安多县土硕100MW光热项目等多个工程的设计监理任务。