引言太阳能、风能等可再生能源正在成为未来能源发展的重要方向[1-2]。太阳能作为一种清洁的可再生能源，主要有两种形式：光伏发电和光热发电。由于太阳辐射的波动性[3]，光伏发电存在不稳定性和间歇性，并网消纳难度大。光热发电通常配置储热系统，发电输出较为稳定，易于并网。IEA[4]在太阳能光热路线图中将光热—光伏互补发电视为未来光热发电的主要方向之一。目前国内外学者针对光热—光伏互补发电系统的相关研究取得了一定成果。张哲旸[5]等介绍太阳能光伏—光热互补发电技术相比于单独的太阳能光伏和光热发电技术具有诸多优势，并介绍国内外诸多的商业化案例。崔杨[6]等建立及综合成本的风电—光伏—光热联合出力调度策略，通过光热电站的可调度性提高系统并网经济效益。周治[7]等提出通过光热电站配置的储热系统可实现移峰填谷，以及当系统中仅有光伏和光热两种电源时，装机容量配比应为1∶1。Aguilar-Jiméne[8]等对独立微电网光热—光伏系统进行技术经济性分析。现有研究主要从光热—光伏互补发电技术可行性和经济性两方面开展，技术上主要研究光热—光伏联合发电系统容量设计、运行策略和储热容量优化等，经济上主要研究联合发电系统度电成本LCOE以及并网发电收益最优等[9-10]。以上的研究主要从光热与光伏联合调度以及发电收益方面展开，针对光热、光伏发电装机容量配比的相关研究较少。本研究以项目资本金财务内部收益率IRR为研究对象，通过调整光热和光伏装机容量配比，计算项目资本金财务内部收益率IRR达到8%和6%时对应的上网电价，分析光热—光伏互补发电系统经济可行性。1太阳能光热—光伏互补发电技术太阳能光热发电利用大量的反射镜将太阳辐射能聚集到吸热装置并将其转化为导热介质的热能，再通过涡轮机械或其他发电设备转换成电能的技术。太阳能热发电技术主要有4种方式：槽式、菲涅尔式、碟式和塔式。其中槽式光热发电系统采用导热油作为传热流体，熔盐作为储热介质，集热场聚焦太阳能加热集热管内的导热油，通过蒸汽发生系统产生中温高压的蒸汽，送至汽轮发电机组做功发电。当太阳辐照度较高时，可将部分高温导热油热量通过导热油—熔盐换热器储存在熔盐储热罐内，当太阳辐照度较弱时，提取储热罐中的热量用于发电。试验将选取槽式光热发电技术作为研究对象。太阳能光伏发电利用半导体界面的光生伏特效应，将光能直接转变为电能。主要由太阳电池板（组件）、控制器和逆变器3部分组成。太阳能光热—光伏互补发电可分为非紧密互补与紧密互补两种[5]，其中非紧密互补是指光热和光伏在能量转换和发电过程上分离，二者相对独立；而紧密互补是指光热和光伏再热能或光能的转化层面进行耦合，如光伏向光热提供厂用直流电。考虑到目前已在建设或开发中的电站都为非紧密型的光热—光伏电站，本研究将以非紧密光热—光伏互补电站为研究对象。2系统发电量计算本研究以甘肃省敦煌地区典型年8 760 h逐时气象数据作为资源分析的基础数据，敦煌地区典型年气象数据如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.004.T001表1敦煌地区典型年气象数据月份气象数据总辐射/（kWh/m2）直射辐射/（kWh/m2）环境温度/℃风速/（m/s）181154-7.91.8298158-1.6231421666.42.3418020113.82.65212211202.2621019924.32720318525.72818818623.81.6916018718.11.61012718810.11.511851551.71.71269141-6.51.82.1光热发电量计算50 MW槽式光热电站主要配置如表2所示。光热发电量估算根据代表年逐时气象数据，结合聚光集热系统、储热系统、蒸汽发生系统以及热力系统和发电设备等主要方案及参数，采用公司槽式光热发电设计软件模拟电站全年运行，计算出50 MW槽式光热发电项目年等效利用小时数约为3 280 h，年发电量为164 000 MWh。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.004.T002表250 MW槽式光热电站主要配置项目数值聚光集热面积/m2523 200储热容量/MWh1 030储热时长/h7.5汽机发电功率/MW502.2光伏发电量计算根据电池组件效率及稳定性考虑，采用晶体硅太阳能电池组件和固定支架方案，通过公司光伏发电设计软件，计算50 MW光伏项目第一年等效负荷利用小时数约1 538 h，首年发电量76 876 MWh。25 a运行期内，考虑晶硅组件衰减20%，年平均上网电量约68 450 MWh，年等效利用小时数1 369 h。3投资估算及测算方案光伏电站投资估算按4元/W计算，50 MW槽式光热电站投资估算按28元/W计算，财务评价计算期为27 a，其中建设期2 a，运营期25 a。建设资金中的资本金为自有资金，资本金占静态投资的20%。调整光热—光伏装机容量配比，当光热—光伏装机配比分别为1∶0（仅光热）、1∶1、……、1∶10时，计算项目资本金财务内部收益率IRR达到8%和6%对应的上网电价。4结果与讨论本研究分别测算不同光热—光伏装机容量配比下，初始投资分别下降10%及20%时，项目资本金财务内部收益率IRR分别达到8%和6%时所对应的上网电价。当项目资本金财务内部收益率IRR为8%时，对应的上网电价如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.004.T003表3资本金财务内部收益率8%对应的上网电价光热—光伏容量配比对应的上网电价初始投资初始投资下降10%初始投资下降20%1∶01 1411 0389341∶18828017201∶27516836141∶36726105491∶46185625051∶55805274741∶65515004501∶75284804321∶85104634171∶94954504051∶10482438395元/MWh随着光伏容量逐渐增加，对应的上网电价显著下降。当光热—光伏装机容量比为1∶0（仅光热）时，初始投资情况下，IRR为8%所对应的上网电价为1 141元/MWh，当光热—光伏装机容量比达到1∶10时，对应的上网电价为482.3元/MWh，后者仅为前者的42.3%。随着光热—光伏容量配比的提高，项目资本金财务内部收益率IRR达到8%所对应的上网电价下降趋势逐渐减缓。当项目初始投资下降10%时，对应的上网电价下降约9%；当项目初始投资下降20%时，对应的上网电价下降约18%。当初始投资下降20%，光热—光伏容量配比为1∶10时，对应的上网电价仅为395元/MWh。当项目资本金财务内部收益率IRR为6%时，对应的上网电价如表4所示。与IRR为8%时的计算结果相比，IRR为6%时对应的上网电价更低，平均低约5.7%。随着技术的提升及成本的不断下降，未来光热—光伏互补发电有望实现平价上网。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.004.T004表4资本金财务内部收益率6%对应的上网电价光热—光伏容量配比对应的上网电价初始投资初始投资下降10%初始投资下降20%1∶01 0719758781∶18297546791∶27076435791∶36335765181∶45835304771∶55474974481∶65204724251∶74984534081∶84814383941∶94674253831∶10455414373元/MWh5结语随着光伏建设规模不断扩大，弃光限电的现象也逐渐出现。未来综合多种可再生能源发电形式的多能互补项目将成为我国新能源项目开发的主要趋势。光热—光伏互补发电技术作为最具前景的太阳能技术路线之一，具有如下特点：（1）技术上，通过配置高性价比储热系统的光热与光伏优化组合，基于科学的系统配置以及运行策略优化，可成为综合性高消纳的清洁能源电源。有助于解决用电高峰期和低谷期电力输出的不平衡问题，利用光热电站储能的削峰填谷功能，减少白天光伏发电时段的弃电问题。优化新能源电力品质，增强电力输出功率的稳定性，提高上网比例。（2）经济上，采用光热—光伏互补发电能够减少弃电，提高光资源的利用小时数，提升并网经济效益。由于光伏产业的快速发展，光伏价格大幅降低，其发电成本也持续下降。将光伏和价格较高的光热系统相结合，有助于降低系统的综合成本。通过调整光热—光伏的装机容量比例，实现较低的上网电价，项目资本金财务内部收益率达到8%，具备投资经济可行性。光热—光伏互补发电技术有助于解决用电高峰期和低谷期电力输出的不平衡问题，提高能源利用效率，优化新能源电力品质，提升电力系统消纳光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益，具备广阔的发展前景。