可勝技術金建祥：光熱發電——風光大基地的綠色壓艙石.pdf

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1、光熱發電 風光大基地的綠色壓艙石金建祥2024年09月CONTENTSCONTENTS目錄目錄背景介紹PART1PART1高比例“光熱+”一體化聯營方案PART2PART2大容量獨立光熱方案PART3PART3可勝技術公司介紹PART4PART背景介紹我國電源裝機結構與發電量結構1-1-4 2023年，全國電源總裝機容量29.2億千瓦，全國總發電量9.46萬億千瓦時。2023年，風電、光伏總裝機容量突破10億千瓦，約占全國發電總裝機容量的36%；但由于風電、光伏利用小時數較低，兩者總發電量占比不足16%。雙碳目標與新型電力系統1-2-5 若要實現雙碳目標，必須構建以新能源為主力電源的新型電力系

2、統，風電、光伏總裝機容量將遠超最大用電負荷，同時，高比例風電、光伏并網將給電力系統帶來系列挑戰。2020-2060年我國各類電源裝機總量變化（單位：億千瓦）數據來源：全球能源互聯網發展合作組織01020304050607080902020年2025年2030年2050年2060年風電太陽能發電水電核電火電及其他光伏、風電出力VS.負荷曲線高比例的風電、光伏并網帶來的挑戰 支撐風險上升 調峰需求凸顯 保供難度增加發改委、能源局發布以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案，提出：到2030年，規劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦。風光大基地建設現狀與問題1-3-6 新能源裝機容

3、量快速增長：第一批97GW風光大基地項目全面開工，陸續投運，截至2023年11月，已建成并網約45GW；第二批、第三批已核準超過50GW，部分已開工建設。支撐調節性電源缺乏，綠電消納難、送出難：電源配置不合理，支撐調節性電源不足，較為依賴省份間互濟調節，新能源消納難、送出難，部分地區用電高峰時段常有缺電；若新建煤電，則存在污染物區域等量削減困難、能耗雙控指標不足等問題。亟需可替代常規電源的綠色調節支撐電源，提升大基地電能質量，促進風光消納！光熱發電在風光大基地建設中的重要意義1-4-7 能量來源為太陽輻射能綠色低碳、環境友好大容量安全儲能連續穩定、雙向靈活調峰光熱發電是典型的有助于新能源消納的

4、新能源，能夠提供轉動慣量和無功支撐，是極為罕見的電網友好型低碳電源，還可增配天然氣或生物質補燃系統作為保障性電源。光熱發電的規?；l展可作為大基地建設的有力支撐！采用同步發電機組安全可靠、電網友好光熱發電如何實現有效支撐？1-5-8 長儲能時長大裝機容量優異的調節能力、頂峰能力電量支撐電力、慣量、無功支撐高比例“光熱”一體化聯營項目支撐新建項目“高比例”光熱可以有效支撐隨機、波動的風電光伏，使一體化項目整體出力穩定可靠；同時，可配備少量的化石燃料補燃，提升項目的供電保障能力，最終可達到與煤電機組相同的出力曲線。大容量獨立光熱電站項目支撐新建及存量項目大容量獨立光熱電站具備較好調節能力，可以大幅

5、提升電網的消納能力，有效促進存量風電、光伏發電上網；未來三到五年，通過快速降本和容量電價補貼，光熱電站完全可實現獨立盈利。高比例“光熱+”一體化聯營方案項目站址2-1擬選站址甘肅省酒泉市瓜州縣年直接輻射量1894.7 kWh/m2年總輻射量1695.3 kWh/m2年平均風速5.1 m/s瓜州縣境內風光資源豐富，日照時間長，晝夜溫差大，是建設光熱、光伏和風電的理想用地。建設方案：以甘肅省瓜州站址為例，建設330MW光熱發電，與375MW光伏、450MW風電進行一體化聯營-10 總體方案2-2項目單位參數一體化系統接入電網發電容量MW300光熱部分裝機規模MW330總反射面積萬m21202儲熱時

6、間h10電加熱器功率MW130年上網電量億kWh5.32風電部分裝機規模MW450上網電量億kWh8.03光伏部分裝機規模MW375上網電量億kWh6.70補燃部分補燃熱功率MWt710上網電量億kWh3.54-11 采用“長時儲能光熱+風電+光伏+電加熱+補燃”一體化系統協同運行，接入電網發電容量為300MW，全年利用小時數可達7200h以上，比300MW煤電機組減少80%以上的碳排放！典型周運行曲線（05.02-05.08）2-3-12 采用“長時儲能光熱+風電+光伏+電加熱+補燃”一體化系統協同運行，可實現類似300MW級煤電機組的出力特性，實現連續穩定運行！建議上網電價2-4-13 隨

7、著我國電源結構的快速變化，煤電需向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。2023年11月，國家發展改革委、能源局發布關于建立煤電容量電價機制的通知目的：充分發揮煤電的支撐調節作用用于計算容量電價的固定成本：330元/kW/年容量電價回收固定成本的比例：2026年起，不低于50%建議按照按等效煤電裝機容量享受煤電的電價政策，容量電價按330元/kW/年，電量電價按0.3694元/kWh（甘肅省煤電標桿電價上浮20%）。 工程靜態總投資74.12億元。投資及經濟性2-5項目單位參數電站運營期年光熱、光伏25年，風電20年建設期年光熱2年，光伏、風電1年貸款比例%80貸款利率%3貸款年限年15所得稅%

8、25（三免三減半）增值稅%13人員數量人149人員工資萬元/年15（含福利）項目單位參數光熱部分（含電加熱器）億元41.33風電部分（含送出）億元15.75光伏部分（含送出）億元14.2補燃部分億元2.84總計億元74.12 在上述邊界條件下，資本金IRR為7.1%-14 相關政策2-6-15 2024年8月11日，內蒙古自治區能源局發布關于公開征求內蒙古自治區光熱發電與風電光伏發電一體化系統項目實施細則（征求意見稿）意見的公告。配置要求采用“長時儲能光熱+風電+光伏+電加熱（+補燃）”的結構，構建一體化系統，統一調度、協同運行；光熱發電、風電、光伏發電裝機規模按照1:2:0或1:1.5:1或

9、1:1:2三種方案進行配比，項目業主可根據實際自行選擇；光熱發電裝機規模原則上不低于20萬千瓦，光熱發電儲熱時長和鏡場面積根據風電光伏調節需求確定（原則上儲熱時長不小于6小時，鏡場面積不少于8平方米/千瓦）。出力要求整體聯合出力應最大限度跟隨電網供電負荷曲線特性，跟隨能力按照年度逐時出力歸一化曲線與電網供電負荷歸一化曲線兩者的年累計量之比進行測算，原則上具備不低于75%的能力。電網晚高峰期間（17點至22點），一體化系統出力具備不低于光熱發電額定容量和風電置信容量之和的頂峰能力。補燃發電量不高于一體化系統總發電量的10%，配置補燃的一體化系統，碳排放標準不高于100克二氧化碳當量/千瓦時。大容

10、量獨立光熱方案光熱電站現階段成本水平3-1-17 以青海德令哈、甘肅瓜州、新疆哈密三個典型站址為例，光熱裝機規模為350MW，儲能時長為10小時，總反射面積280萬方，采用雙塔一機建設方案，電站按調峰模式運行。注1：青海省分時電價政策尚未明確，電價參考青海省能源局關于推動“十四五”光熱發電項目規?；l展的通知，時段參考青海省能源局關于開展2024年電力市場交易有關事項的通知。注2：調峰模式如下，青海11:00-16:00 不運行，16:00-19:00根據天氣情況調節負荷，19:00后滿負荷；甘肅5:00-10:00 16:00-24:00滿負荷，0:00-5:00 15%負荷，其他時間不運行

11、；新疆0:00-8:00 15%低負荷，8:00-11:00 19:00-24:00滿負荷，其他時間不運行。0.67 0.75 0.71 0.34 0.41 0.38 0.000.200.400.600.80青海德令哈甘肅瓜州新疆哈密電價（元/kWh）資本金內部收益率6.5%時的度電成本各地分時電價政策下的加權平均上網電價序號參數單位青海德令哈甘肅瓜州新疆哈密1裝機規模MW3503503502儲能時長h1010103總反射面積萬2802802804總發電量億kWh8.167.117.325年利用小時數h2332203220916上網電量億kWh7.516.626.77現階段，裝機規模350MW

12、、儲能時長10h塔式光熱電站度電成本約為0.670.75元/kWh，高于各省分時電價政策下的加權平均電價。近兩年成本下降路徑3-2-18 運維費優化運行策略優化系統設計及裝備技術優化集采降本以青海德令哈、甘肅瓜州、新疆哈密三個典型站址為例，光熱裝機規模為350MW，儲能時長為10小時，總反射面積280萬方，采用雙塔一機建設方案，電站按調峰模式運行。近 兩 年 降 本 路 徑注1：青海11:00-16:00 不運行，16:00-19:00根據天氣情況調節負荷，19:00后滿負荷；甘肅5:00-10:00 16:00-24:00滿負荷，0:00-5:00 15%負荷，其他時間不運行；新疆0:00-

13、8:00 15%低負荷，8:00-11:00 19:00-24:00滿負荷，其他時間不運行。注2：度電成本為按資本金IRR=6.5%反算的全生命周期度電成本。到2026年，經技術優化、集采降本等措施后，光熱發電度電成本可下降至0.530.62元/kWh左右。若按照現階段碳價水平考慮CCER收益，光熱發電度電成本可進一步下降至0.48元0.57元/kWh左右。0.67 0.75 0.71 0.53 0.62 0.59 0.34 0.41 0.38 0.000.200.400.600.80青海德令哈甘肅瓜州新疆哈密電價（元/kWh）現階段 度電成本2026年 度電成本分時電價政策下的加權平均上網電

14、價建議容量電價3-3-19 根據各省的資源條件與分時上網電價政策各不相同，現階段建議青海335元/kW/年、甘肅318元/kW/年、新疆327元/kW/年確定容量電價。與執行兩部制電價的天然氣電站相比，電價相差不大甚至光熱電價略有優勢1。青海335元/kW/年新疆327元/kW/年甘肅318元/kW/年【計算邏輯】1.按單機規模350MW、儲能10小時進行配置；2.考慮降本后，光熱度電成本降為0.530.62元/kWh；3.考慮分時電價政策下，加權平均上網電價0.340.41元/kWh；4.考慮約0.05元/kWh的CCER收益；5.在資本金內部收益率6.5%時，反算需要的容量電價。注1：以浙

15、江省為例，根據浙江省發改委關于優化我省天然氣發電上網電價的通知，9F、9E、6F、6B機組容量電價分別為302.4、302.4、571.2、394.8元/kW/年（含稅）；電量電價采取氣電價格聯動的方式，電力市場運行期間，電量電價執行電力市場交易電價，若參考2024年9月代理購電價格，電量電價達0.48元/kWh。展望：獨立光熱電站3-4-20 度電成本容量電價收益CCER、綠證/綠電收益上網電價+輔助服務收益現階段2026年未來展望基于現有技術的快速降本+電量電價容量電價超臨界CO2等技術創新+電力/碳市場機制完善第一階段：未來三到五年，通過分時電價政策、快速降本和容量電價補貼，光熱電站可實

16、現獨立盈利；第二階段：三到五年后，隨著進一步降本以及電力/碳市場的擴大與完善，可以逐步取消容量電價補貼。成本成本成本收益收益收益可勝技術公司介紹前身為浙江中控太陽能技術有限公司，2021年7月正式更名為浙江可勝技術股份有限公司成立于2010年，專注于塔式光熱發電與熔鹽儲能的技術研究與產業化推廣立足自主研發，掌握具有自主知識產權的全流程核心技術與關鍵裝備技術咨詢、裝備集成、工程服務項目開發、投資、建設、運營讓人類用上廉價、穩定的清潔能源！To Provide Low-cost，High-quality，and Clean Energy!公司介紹4-9億研發投入31項33項6次專利數量已申請388

17、項，其中發明專利279項已授權227項，其中發明專利155項國家及省市級科研課題承擔世界銀行中國可再生能源規?；l展項目(CRESP)二期項目省市級科技進步一等獎SolarPACES 2020技術創新獎亞洲唯一的獨立獲獎單位技術實力4-2國際、國家、行業標準制定牽頭IEC國際標準2項、參與IEC國際標準5項牽頭國家標準4項、參與國家標準5項行業標準10項，團體標準7項技術能力4-3牽頭編制IEC 國際標準-塔式太陽能光熱發電站鏡場控制系統01牽頭編制國家標準塔式太陽能光熱發電站定日鏡技術要求03聚光系統牽頭編制國家標準塔式太陽能光熱發電站集熱系統技術要求04集熱系統牽頭編制國家標準太陽能光熱發

18、電站直接與間接式主動顯熱儲熱系統特性05牽頭編制國家標準太陽能光熱發電站熔融鹽儲熱系統技術要求06儲熱系統牽頭編制塔式光熱發電聚光、集熱、儲熱系統全部國際、國家核心標準牽頭編制IEC 國際標準-塔式太陽能光熱發電站定日鏡技術要求和設計規定100MW100MW100MW100MW10MW+50MW50MW項目業績4-4110MW1250MW已中標在建項目11個：甘肅：100MW/1個吉林：200MW/2個青海：400MW/3個新疆：550MW/5個已建成投運項目3個：青海中控德令哈10MW青海中控德令哈50MW中電建青海共和50MW200MW100MW100MW100MW150MW100MW10

19、0MW2023年1月1日-2023年12月31日，年度發電量達1.524億kWh，發電量比2022年度進一步提高4.13%，連續兩年發電量超過設計值！德令哈50MW項目運行表現2023年度運行情況4-51.524億kWh2023年度實際發電量：1.46億kWh電站設計年發電量：104.38%年度發電量達到設計發電量的：2024年1月1日-1月31日，電站創下月度發電量最高紀錄月度發電量1843萬kWh，超過月度平均設計發電量626萬kWh期間有26天發電量達成率超過100%德令哈50MW項目運行表現月度發電量紀錄4-51843萬kWh106.3%月度發電量月度發電量達成率-27-注：德令哈50MW電站儲能時長7h，總反射面積為54.3萬m2，于2018年12月并網發電。