光热发电可持续发展的思考与展望
浙江可胜技术股份有限公司董事长兼首席科学家金建祥先生作《光热发电可持续发展的思考与展望》的主题演讲。
图：浙江可胜技术股份有限公司董事长兼首席科学家金建祥
金建祥表示，在过去的一两年，光热发电总体迎来高速发展的机会，但仅仅依靠风电和光伏的收益补贴光热，这种方式只能是暂时的。当前在西北多个省份，例如甘肃已经采用分时上网电价，白天的7、8个小时按照低谷电价上网，那么再用光伏的收益来支持光热发展，这条路线已然走不通了。
光热发电要想实现真正的发展，需要提高其经济性，使其不再成为电力投资方的累赘。这既需要政策的支持，也需要通过技术的进步、规模化的发展来降低成本，只有这样光热发电才能迎来健康的、持续的发展。
现阶段光热发电可持续发展面临的主要问题——缺乏经济性
据金建祥介绍，2023年全国电源总装机容量29.2亿千瓦，全国总发电量9.46万亿千瓦时。风电、光伏总装机容量突破10亿千瓦，约占全国发电总装机容量的36%；但由于风电、光伏利用小时数较低，两者总发电量占比不足16%。
图：2023年我国电源装机结构与发电量占比
从长远来看，若要实现双碳目标，必须构建以新能源为主力电源的新型电力系统，由于风电、光伏发电的利用小时数较低，风电、光伏总装机容量将远超最大用电负荷，同时，高比例风电、光伏并网将给电力系统带来支撑风险上升、调峰需求凸显、保供难度增加等系列挑战。
图：2020-2060年我国各类电源装机总量变化（单位：亿千瓦）
数据来源：全球能源互联网发展合作组织
从技术角度讲，光热发电是高比例新能源电力系统的理想选择。光热发电是典型的有助于新能源消纳的新能源，能够提供转动惯量和无功支撑，是极为罕见的电网友好型低碳电源，还可增配天然气或生物质补燃系统作为保障性电源。
2023年3月，国家能源局综合司《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》提出，力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦（3GW）左右。
金建祥表示，光热项目的增长规划是非常清楚的，但目前实际情况与文件的要求还是有距离的，最终能否实现规划目标，还要看光热有没有经济性，以及光热的优势能不能得到充分的发挥。
那么，光热发展增速达不到要求是为何？光热是否可以做到可持续发展？
金建祥表示，光热发电可持续发展主要看生态、社会、经济三个方面：
1、生态可持续：绿色低碳；
光热发电全生命周期度电碳排放远低于光伏电站，运营维护阶段几乎无碳排放，具有良好的生态环境效益，是绝佳的绿色低碳发电方式。
2、社会可持续：安全可靠；
光热发电自带大容量储能，电力输出稳定，调节能力强；采用交流同步发电机发电，可提供转动惯量和无功功率，对于维持新型电力系统的频率和电压稳定具有重要意义。
3、经济可持续？
光热发电现阶段度电成本较高，在当下的发电侧的电价机制下，光热发电无法实现独立盈利，经济回报不容乐观。
综合来看，光热发电生态和社会可持续发展已无障碍，其可持续发展面临的主要问题在于经济方面，现阶段成本较高、经济回报不乐观。
光热发电外部环境分析与成本挑战
金建祥表示，在多变形势下，过去一年里既有对光热发电发展有利的政策，也存在一些对光热发电可能造成侧面影响的问题。
光热发电的外部利好因素——分时电价
目前，西北多省份执行新能源分时上网电价政策，光热在高/尖峰时段的上网电价有了十分明显的提升。
比如，青海省高峰时段光热的电价上浮比例为20%，甘肃省高峰时段电价上浮比例为50%，新疆高峰时段电价上浮比例为75%，尖峰时段电价上浮比例为100%。
注：上述政策执行前，光热上网电价分别为青海0.3247元/kWh、甘肃0.3078元/kWh、新疆0.262元/kWh。
光热发电的外部利好因素——CCER
2023年10月，随着中国核证自愿减排量（CCER）重启，生态环境部发布《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电》。
同时，全国碳市场价格持续上涨，4月23日收盘价达99.6元/吨，随着碳配额逐渐收紧，碳市场价格将加剧上涨。（数据来源：上海环境能源交易所）
光热发电的外部不利因素
1）分时上网电价严重影响光伏的经济性，很难再用光伏的收益补贴光热。
金建祥表示，西北各省划分的峰、谷、平时段后，谷时段基本覆盖了光伏大发时段，光伏的经济性受到极大影响。大基地项目执行分时电价政策后，很难再用光伏的收益来补贴光热。
2）锂电池成本快速降低，给光热带来威胁。
2023年，由于原料成本下降以及规模化发展带来的新建产能释放，锂电池成本快速降低，因此在短时储能当中，4个小时或6个小时以下，光热储能缺乏竞争力。
光热发电可持续发展面临的挑战——成本挑战
以青海德令哈、甘肃瓜州、新疆哈密三个典型站址为例，光热装机规模为350MW，储能时长为10小时，总反射面积280万方，采用双塔一机建设方案。
据金建祥介绍，在满足资本金内部收益率6.5%的情况下，德令哈地区光热电站的全生命周期度电成本为0.67元/kWh，瓜州为0.75元/kWh，哈密为0.71元/kWh，在不依赖技术进步的情况下，仅通过单机规模的扩大，可使光热度电成本得到明显的下降。如上图所示，度电成本和各省分时电价政策下的加权平均上网电价之间约有0.33元/kWh的差距，如果解决了这个差距，光热发电就具备了良好的、快速发展的基础。
金建祥表示，以西北区域为例，按照《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER-01-001-V01）》计算，暂且考虑0.05元/kWh的收益。综合考虑分时电价与CCER收益，塔式光热发电现阶段成本与收益的差值约为0.28元/kWh，因此若要实现其经济可持续，必须进一步降低成本、提升收益。
建议与展望
建议一：两年内快速降本
金建祥指出，经测算到2026年，综合技术优化、集采降本、运维优化、熔盐租赁等多方面改进措施，光热发电度电成本可下降0.13元/kWh左右，30万千瓦以上的光热电站度电成本可降至0.53元/kWh。
建议二：容量电价政策争取——以煤电为例
金建祥表示，前面提到塔式光热发电现阶段成本与收益的差值约为0.28元/kWh，按照上述改进措施实现降本后，成本与收益仍有0.13~0.15元/kWh的差距。如何解决这个问题，短时间内只能靠政策支持，可考虑容量电价的可能性。
随着我国电源结构的快速变化，煤电需向基础保障性和系统调节性电源并重转型。2023年11月，国家发展改革委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》。其目的是充分发挥煤电的支撑调节作用。用于计算容量电价的固定成本为330元/kW/年。自2026年起容量电价回收固定成本的比例不低于50%。
金建祥表示，国家给予煤电容量电价的经济性原因有以下两个：
1、煤电作为调节型电源时，发电小时数明显降低，仅靠电量电价难以支撑经营；
2、用电低谷时段，煤电需要维持低负荷运行，煤耗增加，发电成本也随之增大。
光热容量电价政策争取——凭什么？
光热发电容量电价政策有没有实现的可能性？金建祥就该问题分析表示，天然气、煤电、抽蓄都有对应容量电价政策，三者的共同特点是年发电小时数很小且在快速下降。抽蓄年发电量在1000个小时，天然气年发电量在几百到1000个小时不等，煤电年发电量从早年的6000多个小时降到现在的5000个小时以下，未来随着风光越来越多，还会不断的下降。所以执行容量电价的原因是设备利用率在不断下降，为了保证高峰用电，给予容量电价补贴。
按照这样的逻辑，光热也应该去争取容量电价。与煤电对比，光热发电清洁低碳、调节能力更强、建设周期短，更匹配大基地的快速发展；而且光热发电小时数更低，在2200~2500h。当然要真正发挥光热的调峰、调频的作用，发电小时数总体也不能低于2200h。
光热容量电价政策争取——给多少？
若从保证投资回报率的角度，计算光热发电的容量电价:
1、按单机规模350MW、储能10小时进行配置；
2、考虑降本后，光热度电成本降为0.53~0.62元/kWh；
3、考虑分时电价政策下，加权平均上网电价0.34~0.41元/kWh；
4、考虑约0.05元/kWh的CCER收益；
5、在资本金内部收益率6.5%时，反算需要的容量电价。
根据各省的资源条件与分时上网电价政策各不相同，现阶段建议青海335元/kW/年、甘肃318元/kW/年、新疆327元/kW/年确定容量电价。与天然气电站相比，容量电价和电量电价基本相当（303-397元/kW/年，0.43元/kWh，浙江省）。
展望一：高比例光热/风电配比的“光热+”方案
随着光热成本的快速下降，一体化项目中的光热配比将大幅提升。到2026年，光热与风电的配比可以提升至1 : 3，相比于现阶段的配比水平，约提升了一倍多。
金建祥表示，光热与风电1：3的配比具有一定的经济性，光热的配比越高，调峰性能越好，1：3的比例基本不会给电网增加额外负担。按照现在部分地区1：9的配比，光热虽然也具备一定调峰效果，但远远达不到系统的要求，电网的调峰需求仍然大幅度上升。
展望二：独立光热电站
金建祥表示，未来三到五年，通过快速降本和容量电价补贴，光热电站可实现独立盈利；三到五年后，随着进一步降本以及电力/碳市场的扩大与完善，可以逐步取消容量电价补贴，光热电站可不再依赖容量电价成为自带储能、自负盈亏的电站，这时光热必将迎来快速的发展期。
附浙江可胜技术股份有限公司简介：
前身为浙江中控太阳能技术有限公司，2021年7月正式更名为浙江可胜技术股份有限公司。成立于2010年，专注于塔式光热发电与熔盐储能的技术研究与产业化推广，立足自主研发，掌握具有自主知识产权的全流程核心技术与关键装备，技术咨询、装备集成、工程服务，项目开发、投资、建设、运营。
截至目前，可胜技术已建成投运光热项目3个，共计110MW，分别为青海中控德令哈10MW、青海中控德令哈50MW、中电建青海共和50MW。
已中标在建项目11个，共计1250MW，具体分布如下：
1、甘肃：100MW/1个
2、吉林：200MW/2个
3、青海：400MW/3个
4、新疆：550MW/5个
以青海中控德令哈50MW为例：
德令哈50MW项目运行表现——年度运行情况
德令哈50MW电站储能时长7h，总反射面积为54.3万m2，于2018年12月并网发电。电站设计年发电量为1.460亿kWh。
2022年1月1日-2022年12月31日，年度发电量达1.464亿kWh，是全球首个达产的塔式熔盐储能光热电站。
2023年1月1日-2023年12月31日，年度发电量达1.524亿kWh，发电量比2022年度进一步提高4.13%，连续两年发电量超过设计值。
德令哈50MW项目运行表现——月度发电量纪录
2024年1月1日-1月31日，电站创下月度发电量最高纪录。月度发电量1843万kWh，超过月度平均设计发电量626万kWh，期间有26天发电量达成率超过100%。
