世界稠油资源量达1.4万亿吨，年产油6.53亿吨，探明储量8150亿吨，约占全球石油剩余探明储量的70%，主要分布在委内瑞拉、加拿大等国家。我国稠油资源量约有198.7亿吨，现已探明近40亿吨，每年产量近2000万吨，占总产量的10%，开发潜力巨大。但因稠油原油粘度大、密度高，导致其开采成本高、单位能耗和碳排放高，潜在的商业价值有待深入挖掘，是21世纪最具前景的接替资源。
稠油温度敏感性强（温度增加10℃，黏度降低约50%）。注蒸汽热降黏是开采最主要的手段。按照我国降碳、替碳和固碳的“双碳”目标发展路径，可通过生物质能、光热、井下绿电加热、电锅炉等生产绿色低碳的蒸汽，替代现有燃气注汽锅炉。其中，生物质掺烧是现行技术条件下部分替代燃煤的有效途径，基于绿电的电锅炉和井下电加热也是清洁替代方式之一。
而太阳能光热是“以热替热”的重要清洁替代途径，稠油热采通过高温光热技术产生蒸汽，并可耦合现有的注汽锅炉以及配合变量注汽工艺。
01 油田光热制蒸汽发展趋势
近年，成本下降、效率提升以及多能耦合发展使光热应用于稠油开发的潜力越来越大。
（1）成本下降
根据国际可再生能源机构（IRENA）分析，2021年太阳能热发电系统的全球加权平均单位造价为4746美元/kW，比2010年下降50%。定日镜成本对单位造价有重要影响。2021年，定日镜安装后成本是140美元/m²，美国能源部（DOE）的目标是2030年降低到50美元/m²。
根据中国太阳能热发电行业蓝皮书（2022）预测的塔式光热电站各子系统绝对下降值及塔式光热电站的成本构成，预测到2030年整个太阳岛成本下降率为23.1%、年均下降率为3%。
以50MW塔式光热电站为例，太阳岛占据其成本构成主要部分，比例超过一半以上。其次为储热系统和热力发电岛投资。
（2）效率提升
根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会发布的《中国太阳能热发电行业蓝皮书（2022》）测算，聚光、吸热及热功转换过程是构成系统能量和效率损失的主要部分，占总损失的97%。因此，提高光热发电效率关键在于提高集热及热功转换过程的效率，尤其是热功转换过程的效率。
据估算，光热发电系统效率可提升12%~27%；到2030年聚光集热系统光热转换效率可提升14%，年均增长1.9%。
（3）多能耦合
光热电站在多能互补系统中可发挥重要耦合作用，通过配置储热系统可调峰，减少弃风弃光，提高新能源消纳能力；光热制蒸汽可与燃气锅炉耦合，实现稠油低碳开采。
02 油田光热制蒸汽技术路线
采用SAGD开发方式的稠油老区，可利用地下汽腔的储热能力，优先考虑耦合现有的燃气注汽锅炉，采用非连续供汽的光热供汽方式；对于蒸汽驱动和吞吐可考虑带储能的连续供汽方式。新区可采用光热直接产汽（非连续）耦合燃机热电联产的方式，与产能同时建设。
（1）老区非连续产汽光热解决方案（无储能）
作为稠油生产SAGD（蒸汽辅助重力泄油技术）工艺注汽锅炉供汽的替代方案，与注汽锅炉耦合运行，采取变流量蒸汽注入方式用于井区。
新疆油田2022年启动风城油田重37井区高温光热利用先导试验项目，优选小定日镜塔式聚光集热技术，利用SAGD地下汽腔的储热能力，采用光热直接产蒸汽（DSG）与注汽锅炉耦合运行方式，实现对井区的稳定供汽。项目占地15公顷，吸热器功率26MWt，额定产汽量36t/h，年产汽量5.2万吨。
（2）老区非连续产汽光热解决方案（带储能）
该方案适用于稠油生产的不同工艺注汽锅炉替代，可实现独立连续供汽，无需与注汽锅炉耦合。该方案需要考虑设置储热系统，包括集热系统、储热系统、蒸汽发生器（SGS）。
可采用熔盐、导热油或者水作为传热介质，吸收热量后传热介质与熔盐或其它储热介质进行换热，把热能存储在储热系统中，储热介质与水工质换热产生蒸汽。另外可在光热+熔盐储热的基础上，增加熔盐电加热系统，利用谷电提高储热容量，降低供汽成本。
（3）新区连续产汽光热解决方案（无储能）
该方案适用于稠油新上产能区的供能解决方案，通过光热/光伏耦合燃机热电联产设施，可最大限度实现清洁用电、用热。
燃机采取以热定电方式，提供蒸汽基本负荷，并为光热锅炉进行调峰；白天光热锅炉在高负荷下运行，燃机可采取一台运行、一台备用的模式；当光热锅炉转为低负荷或停运时，通过增加燃机出力或启动另一台燃机提升供汽能力；燃机热电联产机组不仅仅为供汽调峰，也可为电网调峰。
03 油田光热制蒸汽成本分析预测
（1）基准情景
基于国内外政治、经济以及环保减碳的大环境，天然气价格呈现小幅提升的情景，对油田自用天然气成本按每年5%递增，碳交易按照5%增长考虑。综合光热效率增长、建设成本下降因素，预计2027年前后非连续产汽光热的单位蒸汽成本与注汽锅炉持平（未考虑碳收益）。
（2）强化政策情景
基于国内外政治、经济以及环保减碳的大环境，天然气价格呈现小幅提升的情景，对油田自用天然气成本按每年10%递增，碳交易按照10%增长考虑；综合光热效率增长、建设成本下降因素，预计2026年前非连续产汽光热的单位蒸汽成本与注汽锅炉持平，2028年前连续产汽光热的单位蒸汽成本与注汽锅炉持平（未考虑碳收益）。
资料来源：中国石油石化企业节能低碳技术交流大会《双碳背景下稠油开采清洁替代策略》
