5月28日，2025第十二届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在浙江杭州盛大召开，浙江可胜技术股份有限公司（简称：可胜技术）董事长兼首席科学家金建祥先生出席会议并作《光热发电在电力市场化变革中的应对之策》的主题演讲。

图：金建祥

演讲主要分为电力系统转型与电力市场化变革、光热发电在电力市场化变革中的机会与挑战、光热发电的三位一体应对策略、未来展望四个部分。

电力系统转型与电力市场化变革

金建祥分别从新型与传统电力系统的对比、新型电力系统面临的挑战及典型案例、电力市场化改革成为系统转型的必然要求进行阐释。

▋新型电力系统与传统电力系统

金建祥表示，新型电力系统与传统电力系统存在较大差异，中国电力系统目前正在经历由传统电力系统向新型电力系统的过渡，传统电力系统以火电主导，源随荷动；新型电力系统更加强调新能源发电主导，以源网荷储互动及多能互补为支撑。

如下图所示，图左为传统电力系统，是以同步机为主的机械电磁系统；图右是新型电力系统，是高比例电力电子设备的混合系统。

▋新型电力系统面临的挑战及典型案例

据金建祥介绍，新型电力系统主要有电力保供、电力支撑和调峰平移三方面的需求和压力。

4月28日，伊比利亚半岛于当地时间12时30分突发大规模停电，单日经济损失达18亿欧元，欧洲电力现货价格暴涨400%。事故前风光出力71%、其中光伏58%、风电13%。

根据ENTSO-E初步调查报告，该事故过程为西班牙南部可能发生了多次不同机组跳闸，总容量2.2GW，系统频率下降，电压升高。当频率降低到一定程度时，引起连锁反应，系统频率跌至48Hz，西班牙和葡萄牙的自动减载防御计划随即启动；跨境输电通道（法西互联）因防止失步而被保护装置断开。

金建祥表示，从该事件可以得出启示：高比例风光需配置储能平抑波动性，还需配套大量调节支撑性同步电源，维持电网的安全稳定运行，如火电、水电、光热等。

从上图可以看出，机组负荷在12：30发生大幅下降。下图可以看出西班牙近二十多年的发电能量来源演变情况，其中，风电在2013年前有一个快速增长期，光伏发电在2022年快速增长，天然气在2008年达到顶峰之后逐年下降。

▋电力市场化改革成为系统转型的必然要求

电力市场化改革是应对新型电力系统挑战的关键举措，通过“电能量+辅助服务+容量市场”多品种交易体系可有效激励技术提升和灵活性资源发展，主要分电能量市场、辅助服务市场和容量市场，能够推动多时间尺度的储能技术、灵活调节的同步发电技术、调相技术以及构网型储能等技术发展。

随着电力市场化的推进，市场化交易电量占全社会用电量的比例逐步提升，现货交易电量占市场化交易电量的比例逐步提升；现货价格信号可充分反映供需关系，随着现货比例提升，电力市场将更为灵活，电价传导将偏向实时传导模式，零售用户购电价格将与批发侧出清价格相联动，用户需合理规划用电行为。

金建祥表示，随着电力市场化程度不断提升，就电量侧而言，未来发电量多不一定意味着更多收益。

光热发电在电力市场化变革中的机会与挑战

金建祥表示，光热发电在市场化改革当中，所面临的机会和挑战可能是当下更受关注的问题。

众所周知，光热发电的系统构成为聚光系统、集热系统、储换热系统、发电系统，并具备低碳、清洁、自带储能、调节能力强等优势。

▋光热发电的重要意义

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。

金建祥认为，在未来的电力系统中，光热发电通过搭配一些化石能源、天然气和生物质能等，可形成可信赖、可信度比较高的集合电源，能够较好解决高比例新能源系统带来的三大挑战。

▋光热发电应用场景

据金建祥介绍，光热发电应用主要有两个，一是作为基础电源，二是作为调峰电源：

1.高比例“光热＋”一体化联营项目——基础电源

“高比例”光热可以有效支撑随机、波动的风电光伏，使一体化项目整体出力稳定可靠；同时，可配备少量的化石燃料补燃，提升项目的供电保障能力。

金建祥表示，几年前部分风光大基地采用的“高比例配风电和光伏+少量光热”的模式不可持续，一方面因为光热发电比例较低，无法真正解决电网调峰和电网安全稳定运行支撑的需求；另一方面，136号文件发布之后，光伏已自身难保，通过大比例光伏来补贴光热发电的思路在经济性角度看已经不可行。去年下半年开始的青海大容量独立光热电源佐证了这一模式的不可持续。

同时，高比例光热+一定比例的风电和光伏组成的1：1：1的低碳电源，原则上对于电网调峰和辅助服务需求较低，基本上不会明显增加电网这些需求，即基本上不会给电网增加麻烦，目前而言这类电源系统电价也能很快降至0.3元/kWh左右，具备较强竞争力。

2.大容量独立光热电站项目——调峰电源

大容量独立光热电站具备较好调节支撑能力，可以大幅提升电网的消纳能力，有效促进风电、光伏发电上网，还可根据系统需求提供旋转备用等功能。

以目前青海正在推进的项目为例，据金建祥介绍，青海要求白天10个小时发电负荷不允许超过15%，晚上则希望电站可以满负荷发电，因为青海是晚上缺电，白天光伏发电量大，需要廉价送到西北电网，所以青海电网日盈夜亏现象非常明显；青海电网另一个特点就是夏盈冬亏，夏天电相对比较富裕，水电比较多，冬天水电比较少，整个冬季缺电比较厉害，也就是说晚上从西北地区购电价格会比较高一些。

金建祥指出，目前大容量独立光热电站的发电成本正在快速下降，如果光热电站发电小时数做到4000h，结合CCER现阶段光热电价就能够实现0.45元/kWh，在现货市场中已具备一定竞争力，如果再给予适应的容量电价（例如每发一度电补贴几分至一毛），其竞争力便可进一步提高。此外，通过行业不断发展，过去6年光热度电成本已下降到0.6-0.7元/kWh，降幅较大，未来3年每年下降0.1元/kWh是值得期待的。

▋光热发电在电力市场化变革中的机会——市场价值

据金建祥介绍，光热发电的市场价值主要体现在有功价值、无功价值、事故应急三方面。

通过电量的时间价值、发电的灵活性、可靠和安全稳定性，光热发电可获得比其他新能源更高的市场收益。比如，光热发电很有希望获得风电和光伏等电力辅助服务市场主体所承担的辅助市场收益。

▋光热发电在电力市场化变革中的面临的挑战

金建祥表示，尽管136号文件的发布，有利于增加光热发电的竞争力，但在当下的各类电源中，光热发电独立面向市场时总体竞争力仍显不足，主要面临以下三个方面的挑战：

1.现阶段成本仍高于市场电价水平

现阶段光热电价：0.55元/kWh（青海格尔木350MW）；而现阶段高峰时段现货价格水平大部分集中在0.35元/kWh~0.55元/kWh，平均在0.45元/kWh左右，但是个别地区能够做到6毛钱，像去年的蒙西市场，部分地区在0.35元/kWh左右。

2.技术要求尚需进一步匹配市场需求

现阶段光热在运项目为应发尽发、全电量收购模式，暂无辅助服务技术经验，还需要做一些必要的改造，目前光热电站还没有接受电网调度的经验能力；作为辅助服务提供方，对于系统指令的响应时间、调节精度、调节范围等都将影响相关收益。

3.缺乏市场化运营经验

现阶段光热在运项目按照固定电价全电量收购，暂无市场化运营经验。参与市场化交易后，分时发电价格反映供需关系，电站需要统一考虑量价本利的关系决定运行策略。

按照金建祥预测，三五年之后光热电站主要盈利模式可能仅此一条——光热电站有能力通过配置更长时间的储能（比如配置储能时长增至15h甚至20h）而整体投资增加有限，但市场灵活性会因此大大增强。如果项目方对次日发电，尤其风光发电情况有较为准确的预测，其实不必急于出清，可能次日能够卖得更高价位。因此，项目方将次日甚至第三日风光发电出力和需求情况与储能容量能力相结合，从而确定何时发电、发更多电才能获益更多是值得研究的。

光热发电的三位一体应对策略

▋技术的创新与降本增效

金建祥表示，虽然光热发电跟“光伏+锂电池储能+调相机”、“光伏+抽水蓄能”或“光伏+压缩空气储能”等外在性基本相当电源比较在经济性方面已经具有竞争力，但若想完全参与市场，其成本还需要降低0.1元/kWh，主要可以从技术的创新与进步与规模化的发展，降低初始投资成本两个方面着手：

金建祥认为，中国的工程师以及从事光热研发、运维及相关领域的同行，只要突破核心技术，技术创新是快速的，在过去五六年内，光热发电技术已取得显著进展。此外，规模化发展后带来的初始投资成本下降，是中国企业家更加擅长的，在中国投资成本没有最低只有更低。

过去六年光热电价下降0.7元/kWh，其中，0.2元/kWh来源于金融成本下降，投资回报率从10%降至6.5%，以及5%降至3%以下；装机规模由50MW-100MW增至350MW降低了约0.2元/kWh的成本；剩下约0.3元/kWh为技术创新和初始投资下降的结果。

1.技术的创新与进步

就技术创新而言，聚光集热系统、储换热系统、发电系统的优化，以及自动化与智能化的运营等，能够推动投资成本和运维费用的下降、发电效率的提升。

2.规模化的发展，降低初始投资成本

金建祥表示，现阶段开建的大型独立光热发电项目的电价在0.55元/kWh，通过单机规模、运维进一步优化，行业规模化发展提速，模块化设计施工，高温熔盐等新技术升级等，到2030年光热电价有望实现0.45元/kWh，彼时行业充分规模化，市场政策趋于完善，通过采用更高循环温度的发电技术、更宽温域和更高工作温度的熔盐技术等，2035年光热电价有望进一步降至0.38元/kWh。

▋市场化运行策略的研究

金建祥介绍，通过制定科学的市场化运营策略，结合AI大数据技术优化发电计划，光热发电企业可以在电力市场中实现更高的收益和更强的市场竞争力。

首先是气象预测，需要对风电、光伏、径流式水电的发电量进行较好预测；另外，还需对电力需求进行预测。电源侧预测和用电侧预侧基本可以决定电价预测，使用大数据作为模型还是比较准确的。

此外，收益最大化发电计划制定，即售电计划，光热配备的储能时长可能更多由此决定。

▋市场化运营策略研究——电站能力提升

金建祥表示，数据采集与处理能力、市场分析及预测能力、运营策略优化能力、调度与控制技术能力等有助于光热电站具备更强的市场化能力。

▋政策协同

1.顶层设计：建议将光热纳入风光大基地规划中，明确装机目标；

2.金融政策：建议将光热纳入超长期国债；

3.电价政策：一是建议参考煤电的两部制电价，二是建议参考青海模式给予独立电价；

4.工程示范：因地制宜推动大容量独立光热调峰电站以及光热+其他新能源+补燃的一体化联营电站。

金建祥表示，综合施策、协同发力，多维度推动光热发电成本的有效降低，促进光热发电产业的可持续发展，为光热发电早日成功迈入市场化轨道筑牢政策根基。

未来展望

●2025-2030年：成本突破与市场化能力培育

●2030-2035年：深度参与市场化交易

金建祥认为，现阶段格尔木350MW光热电站度电成本为0.55元/kWh，在光热产业规模化和技术优化与市场角色不断升级的协同发展下，2026-2030年，光热电站年装机规模达到5-10GW，那么度电成本很快能够降至0.45元/kWh；2030-2035年，光热电站年装机规模10GW以上，度电成本降至0.38元/kWh存在较大可能。

附：可胜技术实力与业绩

可胜技术成立于2010年（前身中控太阳能），总部坐落于浙江杭州，是一家专业从事太阳能光热发电和熔盐储能技术研究及产业化推广的国家高新技术企业。

公司坚持自主创新，掌握具有自主知识产权的全流程核心技术与关键装备，致力于通过先进、高效的可再生能源利用技术，为人类社会提供高品质、低成本的绿色清洁能源。

1.科研实力

2.光热项目业绩

3.在推进大容量独立光热项目

2025第十二届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会5月28-29日在浙江杭州盛大召开，大会由CSPPLAZA光热发电平台联合浙江可胜技术股份有限公司共同主办，大会主题为“在进化中重塑竞争力”，共有来自海内外约900名代表出席本届大会。