4月25日，2024第十一屆中國(guó)國(guó)際光熱大會(huì)暨CSPPLAZA年會(huì)在內(nèi)蒙古呼和浩特盛大召開(kāi)，浙江可勝技術(shù)股份有限公司（簡(jiǎn)稱可勝技術(shù)）董事長(zhǎng)兼首席科學(xué)家金建祥先生出席會(huì)議并作《光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展的思考與展望》的主題演講。

圖：浙江可勝技術(shù)股份有限公司董事長(zhǎng)兼首席科學(xué)家金建祥

金建祥表示，在過(guò)去的一兩年，光熱發(fā)電總體迎來(lái)高速發(fā)展的機(jī)會(huì)，但僅僅依靠風(fēng)電和光伏的收益補(bǔ)貼光熱，這種方式只能是暫時(shí)的。當(dāng)前在西北多個(gè)省份，例如甘肅已經(jīng)采用分時(shí)上網(wǎng)電價(jià)，白天的7、8個(gè)小時(shí)按照低谷電價(jià)上網(wǎng)，那么再用光伏的收益來(lái)支持光熱發(fā)展，這條路線已然走不通了。

光熱發(fā)電要想實(shí)現(xiàn)真正的發(fā)展，需要提高其經(jīng)濟(jì)性，使其不再成為電力投資方的累贅。這既需要政策的支持，也需要通過(guò)技術(shù)的進(jìn)步、規(guī)模化的發(fā)展來(lái)降低成本，只有這樣光熱發(fā)電才能迎來(lái)健康的、持續(xù)的發(fā)展。

現(xiàn)階段光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展面臨的主要問(wèn)題——缺乏經(jīng)濟(jì)性

據(jù)金建祥介紹，2023年全國(guó)電源總裝機(jī)容量29.2億千瓦，全國(guó)總發(fā)電量9.46萬(wàn)億千瓦時(shí)。風(fēng)電、光伏總裝機(jī)容量突破10億千瓦，約占全國(guó)發(fā)電總裝機(jī)容量的36%；但由于風(fēng)電、光伏利用小時(shí)數(shù)較低，兩者總發(fā)電量占比不足16%。

圖：2023年我國(guó)電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)與發(fā)電量占比

從長(zhǎng)遠(yuǎn)來(lái)看，若要實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)，必須構(gòu)建以新能源為主力電源的新型電力系統(tǒng)，由于風(fēng)電、光伏發(fā)電的利用小時(shí)數(shù)較低，風(fēng)電、光伏總裝機(jī)容量將遠(yuǎn)超最大用電負(fù)荷，同時(shí)，高比例風(fēng)電、光伏并網(wǎng)將給電力系統(tǒng)帶來(lái)支撐風(fēng)險(xiǎn)上升、調(diào)峰需求凸顯、保供難度增加等系列挑戰(zhàn)。

圖：2020-2060年我國(guó)各類電源裝機(jī)總量變化（單位：億千瓦）

數(shù)據(jù)來(lái)源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織

從技術(shù)角度講，光熱發(fā)電是高比例新能源電力系統(tǒng)的理想選擇。光熱發(fā)電是典型的有助于新能源消納的新能源，能夠提供轉(zhuǎn)動(dòng)慣量和無(wú)功支撐，是極為罕見(jiàn)的電網(wǎng)友好型低碳電源，還可增配天然氣或生物質(zhì)補(bǔ)燃系統(tǒng)作為保障性電源。

2023年3月，國(guó)家能源局綜合司《關(guān)于推動(dòng)光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展有關(guān)事項(xiàng)的通知》提出，力爭(zhēng)“十四五”期間，全國(guó)光熱發(fā)電每年新增開(kāi)工規(guī)模達(dá)到300萬(wàn)千瓦（3GW）左右。

金建祥表示，光熱項(xiàng)目的增長(zhǎng)規(guī)劃是非常清楚的，但目前實(shí)際情況與文件的要求還是有距離的，最終能否實(shí)現(xiàn)規(guī)劃目標(biāo)，還要看光熱有沒(méi)有經(jīng)濟(jì)性，以及光熱的優(yōu)勢(shì)能不能得到充分的發(fā)揮。

那么，光熱發(fā)展增速達(dá)不到要求是為何？光熱是否可以做到可持續(xù)發(fā)展？

金建祥表示，光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展主要看生態(tài)、社會(huì)、經(jīng)濟(jì)三個(gè)方面：

1、生態(tài)可持續(xù)：綠色低碳；

光熱發(fā)電全生命周期度電碳排放遠(yuǎn)低于光伏電站，運(yùn)營(yíng)維護(hù)階段幾乎無(wú)碳排放，具有良好的生態(tài)環(huán)境效益，是絕佳的綠色低碳發(fā)電方式。

2、社會(huì)可持續(xù)：安全可靠；

光熱發(fā)電自帶大容量?jī)?chǔ)能，電力輸出穩(wěn)定，調(diào)節(jié)能力強(qiáng)；采用交流同步發(fā)電機(jī)發(fā)電，可提供轉(zhuǎn)動(dòng)慣量和無(wú)功功率，對(duì)于維持新型電力系統(tǒng)的頻率和電壓穩(wěn)定具有重要意義。

3、經(jīng)濟(jì)可持續(xù)？

光熱發(fā)電現(xiàn)階段度電成本較高，在當(dāng)下的發(fā)電側(cè)的電價(jià)機(jī)制下，光熱發(fā)電無(wú)法實(shí)現(xiàn)獨(dú)立盈利，經(jīng)濟(jì)回報(bào)不容樂(lè)觀。

綜合來(lái)看，光熱發(fā)電生態(tài)和社會(huì)可持續(xù)發(fā)展已無(wú)障礙，其可持續(xù)發(fā)展面臨的主要問(wèn)題在于經(jīng)濟(jì)方面，現(xiàn)階段成本較高、經(jīng)濟(jì)回報(bào)不樂(lè)觀。

光熱發(fā)電外部環(huán)境分析與成本挑戰(zhàn)

金建祥表示，在多變形勢(shì)下，過(guò)去一年里既有對(duì)光熱發(fā)電發(fā)展有利的政策，也存在一些對(duì)光熱發(fā)電可能造成側(cè)面影響的問(wèn)題。

光熱發(fā)電的外部利好因素——分時(shí)電價(jià)

目前，西北多省份執(zhí)行新能源分時(shí)上網(wǎng)電價(jià)政策，光熱在高/尖峰時(shí)段的上網(wǎng)電價(jià)有了十分明顯的提升。

比如，青海省高峰時(shí)段光熱的電價(jià)上浮比例為20%，甘肅省高峰時(shí)段電價(jià)上浮比例為50%，新疆高峰時(shí)段電價(jià)上浮比例為75%，尖峰時(shí)段電價(jià)上浮比例為100%。

注：上述政策執(zhí)行前，光熱上網(wǎng)電價(jià)分別為青海0.3247元/kWh、甘肅0.3078元/kWh、新疆0.262元/kWh。

光熱發(fā)電的外部利好因素——CCER

2023年10月，隨著中國(guó)核證自愿減排量（CCER）重啟，生態(tài)環(huán)境部發(fā)布《溫室氣體自愿減排項(xiàng)目方法學(xué) 并網(wǎng)光熱發(fā)電》。

同時(shí)，全國(guó)碳市場(chǎng)價(jià)格持續(xù)上漲，4月23日收盤(pán)價(jià)達(dá)99.6元/噸，隨著碳配額逐漸收緊，碳市場(chǎng)價(jià)格將加劇上漲。（數(shù)據(jù)來(lái)源：上海環(huán)境能源交易所）

光熱發(fā)電的外部不利因素

1）分時(shí)上網(wǎng)電價(jià)嚴(yán)重影響光伏的經(jīng)濟(jì)性，很難再用光伏的收益補(bǔ)貼光熱。

金建祥表示，西北各省劃分的峰、谷、平時(shí)段后，谷時(shí)段基本覆蓋了光伏大發(fā)時(shí)段，光伏的經(jīng)濟(jì)性受到極大影響。大基地項(xiàng)目執(zhí)行分時(shí)電價(jià)政策后，很難再用光伏的收益來(lái)補(bǔ)貼光熱。

2）鋰電池成本快速降低，給光熱帶來(lái)威脅。

2023年，由于原料成本下降以及規(guī)?；l(fā)展帶來(lái)的新建產(chǎn)能釋放，鋰電池成本快速降低，因此在短時(shí)儲(chǔ)能當(dāng)中，4個(gè)小時(shí)或6個(gè)小時(shí)以下，光熱儲(chǔ)能缺乏競(jìng)爭(zhēng)力。

光熱發(fā)電可持續(xù)發(fā)展面臨的挑戰(zhàn)——成本挑戰(zhàn)

以青海德令哈、甘肅瓜州、新疆哈密三個(gè)典型站址為例，光熱裝機(jī)規(guī)模為350MW，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)為10小時(shí)，總反射面積280萬(wàn)方，采用雙塔一機(jī)建設(shè)方案。

據(jù)金建祥介紹，在滿足資本金內(nèi)部收益率6.5%的情況下，德令哈地區(qū)光熱電站的全生命周期度電成本為0.67元/kWh，瓜州為0.75元/kWh，哈密為0.71元/kWh，在不依賴技術(shù)進(jìn)步的情況下，僅通過(guò)單機(jī)規(guī)模的擴(kuò)大，可使光熱度電成本得到明顯的下降。如上圖所示，度電成本和各省分時(shí)電價(jià)政策下的加權(quán)平均上網(wǎng)電價(jià)之間約有0.33元/kWh的差距，如果解決了這個(gè)差距，光熱發(fā)電就具備了良好的、快速發(fā)展的基礎(chǔ)。

金建祥表示，以西北區(qū)域?yàn)槔?，按照《溫室氣體自愿減排項(xiàng)目方法學(xué) 并網(wǎng)光熱發(fā)電（CCER-01-001-V01）》計(jì)算，暫且考慮0.05元/kWh的收益。綜合考慮分時(shí)電價(jià)與CCER收益，塔式光熱發(fā)電現(xiàn)階段成本與收益的差值約為0.28元/kWh，因此若要實(shí)現(xiàn)其經(jīng)濟(jì)可持續(xù)，必須進(jìn)一步降低成本、提升收益。

建議與展望

建議一：兩年內(nèi)快速降本

金建祥指出，經(jīng)測(cè)算到2026年，綜合技術(shù)優(yōu)化、集采降本、運(yùn)維優(yōu)化、熔鹽租賃等多方面改進(jìn)措施，光熱發(fā)電度電成本可下降0.13元/kWh左右，30萬(wàn)千瓦以上的光熱電站度電成本可降至0.53元/kWh。

建議二：容量電價(jià)政策爭(zhēng)取——以煤電為例

金建祥表示，前面提到塔式光熱發(fā)電現(xiàn)階段成本與收益的差值約為0.28元/kWh，按照上述改進(jìn)措施實(shí)現(xiàn)降本后，成本與收益仍有0.13~0.15元/kWh的差距。如何解決這個(gè)問(wèn)題，短時(shí)間內(nèi)只能靠政策支持，可考慮容量電價(jià)的可能性。

隨著我國(guó)電源結(jié)構(gòu)的快速變化，煤電需向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。2023年11月，國(guó)家發(fā)展改革委、能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》。其目的是充分發(fā)揮煤電的支撐調(diào)節(jié)作用。用于計(jì)算容量電價(jià)的固定成本為330元/kW/年。自2026年起容量電價(jià)回收固定成本的比例不低于50%。

金建祥表示，國(guó)家給予煤電容量電價(jià)的經(jīng)濟(jì)性原因有以下兩個(gè)：

1、煤電作為調(diào)節(jié)型電源時(shí)，發(fā)電小時(shí)數(shù)明顯降低，僅靠電量電價(jià)難以支撐經(jīng)營(yíng)；

2、用電低谷時(shí)段，煤電需要維持低負(fù)荷運(yùn)行，煤耗增加，發(fā)電成本也隨之增大。

光熱容量電價(jià)政策爭(zhēng)取——憑什么？

光熱發(fā)電容量電價(jià)政策有沒(méi)有實(shí)現(xiàn)的可能性？金建祥就該問(wèn)題分析表示，天然氣、煤電、抽蓄都有對(duì)應(yīng)容量電價(jià)政策，三者的共同特點(diǎn)是年發(fā)電小時(shí)數(shù)很小且在快速下降。抽蓄年發(fā)電量在1000個(gè)小時(shí)，天然氣年發(fā)電量在幾百到1000個(gè)小時(shí)不等，煤電年發(fā)電量從早年的6000多個(gè)小時(shí)降到現(xiàn)在的5000個(gè)小時(shí)以下，未來(lái)隨著風(fēng)光越來(lái)越多，還會(huì)不斷的下降。所以執(zhí)行容量電價(jià)的原因是設(shè)備利用率在不斷下降，為了保證高峰用電，給予容量電價(jià)補(bǔ)貼。

按照這樣的邏輯，光熱也應(yīng)該去爭(zhēng)取容量電價(jià)。與煤電對(duì)比，光熱發(fā)電清潔低碳、調(diào)節(jié)能力更強(qiáng)、建設(shè)周期短，更匹配大基地的快速發(fā)展；而且光熱發(fā)電小時(shí)數(shù)更低，在2200~2500h。當(dāng)然要真正發(fā)揮光熱的調(diào)峰、調(diào)頻的作用，發(fā)電小時(shí)數(shù)總體也不能低于2200h。

光熱容量電價(jià)政策爭(zhēng)取——給多少？

若從保證投資回報(bào)率的角度，計(jì)算光熱發(fā)電的容量電價(jià):

1、按單機(jī)規(guī)模350MW、儲(chǔ)能10小時(shí)進(jìn)行配置；

2、考慮降本后，光熱度電成本降為0.53~0.62元/kWh；

3、考慮分時(shí)電價(jià)政策下，加權(quán)平均上網(wǎng)電價(jià)0.34~0.41元/kWh；

4、考慮約0.05元/kWh的CCER收益；

5、在資本金內(nèi)部收益率6.5%時(shí)，反算需要的容量電價(jià)。

根據(jù)各省的資源條件與分時(shí)上網(wǎng)電價(jià)政策各不相同，現(xiàn)階段建議青海335元/kW/年、甘肅318元/kW/年、新疆327元/kW/年確定容量電價(jià)。與天然氣電站相比，容量電價(jià)和電量電價(jià)基本相當(dāng)（303-397元/kW/年，0.43元/kWh，浙江?。?。

展望一：高比例光熱/風(fēng)電配比的“光熱+”方案

隨著光熱成本的快速下降，一體化項(xiàng)目中的光熱配比將大幅提升。到2026年，光熱與風(fēng)電的配比可以提升至1 : 3，相比于現(xiàn)階段的配比水平，約提升了一倍多。

金建祥表示，光熱與風(fēng)電1：3的配比具有一定的經(jīng)濟(jì)性，光熱的配比越高，調(diào)峰性能越好，1：3的比例基本不會(huì)給電網(wǎng)增加額外負(fù)擔(dān)。按照現(xiàn)在部分地區(qū)1：9的配比，光熱雖然也具備一定調(diào)峰效果，但遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到系統(tǒng)的要求，電網(wǎng)的調(diào)峰需求仍然大幅度上升。

展望二：獨(dú)立光熱電站

金建祥表示，未來(lái)三到五年，通過(guò)快速降本和容量電價(jià)補(bǔ)貼，光熱電站可實(shí)現(xiàn)獨(dú)立盈利；三到五年后，隨著進(jìn)一步降本以及電力/碳市場(chǎng)的擴(kuò)大與完善，可以逐步取消容量電價(jià)補(bǔ)貼，光熱電站可不再依賴容量電價(jià)成為自帶儲(chǔ)能、自負(fù)盈虧的電站，這時(shí)光熱必將迎來(lái)快速的發(fā)展期。

附浙江可勝技術(shù)股份有限公司簡(jiǎn)介：

前身為浙江中控太陽(yáng)能技術(shù)有限公司，2021年7月正式更名為浙江可勝技術(shù)股份有限公司。成立于2010年，專注于塔式光熱發(fā)電與熔鹽儲(chǔ)能的技術(shù)研究與產(chǎn)業(yè)化推廣，立足自主研發(fā)，掌握具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的全流程核心技術(shù)與關(guān)鍵裝備，技術(shù)咨詢、裝備集成、工程服務(wù)，項(xiàng)目開(kāi)發(fā)、投資、建設(shè)、運(yùn)營(yíng)。

截至目前，可勝技術(shù)已建成投運(yùn)光熱項(xiàng)目3個(gè)，共計(jì)110MW，分別為青海中控德令哈10MW、青海中控德令哈50MW、中電建青海共和50MW。

已中標(biāo)在建項(xiàng)目11個(gè)，共計(jì)1250MW，具體分布如下：

1、甘肅：100MW/1個(gè)

2、吉林：200MW/2個(gè)

3、青海：400MW/3個(gè)

4、新疆：550MW/5個(gè)

以青海中控德令哈50MW為例：

德令哈50MW項(xiàng)目運(yùn)行表現(xiàn)——年度運(yùn)行情況

德令哈50MW電站儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)7h，總反射面積為54.3萬(wàn)m2，于2018年12月并網(wǎng)發(fā)電。電站設(shè)計(jì)年發(fā)電量為1.460億kWh。

2022年1月1日-2022年12月31日，年度發(fā)電量達(dá)1.464億kWh，是全球首個(gè)達(dá)產(chǎn)的塔式熔鹽儲(chǔ)能光熱電站。

2023年1月1日-2023年12月31日，年度發(fā)電量達(dá)1.524億kWh，發(fā)電量比2022年度進(jìn)一步提高4.13%，連續(xù)兩年發(fā)電量超過(guò)設(shè)計(jì)值。

德令哈50MW項(xiàng)目運(yùn)行表現(xiàn)——月度發(fā)電量紀(jì)錄

2024年1月1日-1月31日，電站創(chuàng)下月度發(fā)電量最高紀(jì)錄。月度發(fā)電量1843萬(wàn)kWh，超過(guò)月度平均設(shè)計(jì)發(fā)電量626萬(wàn)kWh，期間有26天發(fā)電量達(dá)成率超過(guò)100%。

2024第十一屆中國(guó)國(guó)際光熱大會(huì)暨CSPPLAZA年會(huì)4月25-26日在內(nèi)蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召開(kāi)，大會(huì)由CSPPLAZA光熱發(fā)電平臺(tái)聯(lián)合常州龍騰光熱科技股份有限公司共同主辦，大會(huì)主題為“在多變的形勢(shì)下實(shí)現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展”，共有來(lái)自海內(nèi)外約800名代表出席本屆大會(huì)。