“光热电站具备大容量低成本的储能特性，单位热能存储成本80～100元/kWh，按汽轮机平均热电效率折算到电能，大致相当于存储一度电成本250元。同时光热电站依靠汽轮机发电，为电力系统提供转动惯量。利用熔盐储能，将弃电存储于高温熔盐，新能源出力不足时，借助存量高效燃煤机组发电，提高新能源消纳。”在9月27～28日，由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国工程热物理学会、中国可再生能源学会、中国电机工程学会、全国太阳能光热发电标准化技术委员会共同主办的“2021中国太阳能热发电大会”上，中电工程西北电力设计院新能源与市政工程分院总工、技术开发部主任赵晓辉博士在报告中如是表示。

在题为“储能型太阳能热发电在新能源基地中的价值”的大会报告中，赵晓辉博士对包括电池储能、抽水蓄能、压缩空气储能、卡诺电池（熔盐电加热器）等几种大容量储能技术进行了对比，同时对“光热储能+”案例进行了分析。经他本人同意，主要发言内容整理如下，以供业界参考。

一、构建新型电力系统的背景

构建安全可靠的电力系统是以国家政策为导向，融合电力系统规划，由不同新能源发电、传统发电、储能等深度配合，以此保障电网安全稳定运行，并提高新能源消纳比例。

2021年2月25日，国家发展改革委、国家能源局研究发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，意见提出：优先发展新能源，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”。

结合“意见”相关要求，主要提到如下几个方面，第一、优先新能源的开发，这个毋庸置疑，这是“3060”目标下电力行业的一个长期的话题，不仅如此，要求部分跨区域送电通道的年输送新能源电量占比不低于50%。第二、加强一体化项目的自身调节能力，即通过配置灵活性火电电源及储能型的厂站，包括电池储能、抽水蓄能以及大容量储能光热发电，以提高系统平衡能力，减轻送、受端电网调峰压力。最后两点需要注意的就是经济性和安全可靠性的问题。一体化项目的经济性，目前还主要是参照项目所在地的基于燃煤机组的上网基准电价，基准价就是之前说的标杆电价；2019年国家发改委把燃煤机组并网电价机制改为“基准价加上下浮动价”。那么储能型的新能源基地，综合电价在部分场合往往比较难实现既绿色清洁、又安全可靠，还要便宜的电能。这里就不展开讨论这个经济性问题。重要的一点就是安全可靠的原则，安全和可靠两个要素都很重要。

举个例子，强调一下安全可靠性的问题。根据公开资料，2019年冬季以来受极寒天气影响，全国用电负荷超夏季高峰，创历史新高。去年12月14日、16日、30日和今年1月7日，全国最高调度负荷连续4次创出历史新高，特别是今年1月7日晚高峰负荷达到了11.89亿千瓦、日发电量约260亿千瓦时，11.89亿千瓦的负荷比2020年夏季峰值增长了10%以上，所以应对起来难度非常大。根据去年年底数据显示，我国电力的总装机是20多亿千瓦，那么负荷需求1月7日最大近12亿千瓦，保障起来应该没问题呀？因为负荷高峰出现在晚上，所以光伏发电基本上都没有出力，当日全国大面积没风，所以风力发电的装机出力只有10%左右，这样算来，全国5.3亿千瓦风电和光伏发电的总装机有5亿千瓦没有出上力；其他可再生能源，如水电，我国3.7亿千瓦水电装机，冬季又赶上枯水期，在高峰的时候也有2亿多没有出上力；我国天然气发电装机有将近1亿千瓦，冬季也是天然气的用气高峰，有一半左右没有出上力。后来在部分少数地区拉闸限电后，保障了我国能源的平稳有序运行，保障了电力的平稳有序供应，特别是民生用电得到了保障，这个可能也要归功我们国家以及国企制度的优越性，没有出现严重的问题。尽管如此，这类问题反映出一个客观的需求——随着以光伏、风电为主的传统新能源渗漏率的进一步提升，电力系统对储能型可调峰电源的需求日益紧迫。

二、电力多能互补的意义

参考左下图，新能源的渗透率是从下到上依次提高。

第一阶段新能源并网消纳没有大的问题，第二阶段主要发挥现有的火电、水电等常规电源以及电网的灵活性。但随着新能源装机的进一步增大，便需要充分发挥电源侧电网侧以及负荷端各环节的灵活调节，对电力储能提出了较高要求。随着新能源占比进一步增大，新能源电力电量占主要份额，但这里面很难有一个量化的分界线数据。典型的如北欧一些国家。大致可以认为我国处于第二、第三阶段之间，那么与之匹配的调节手段包括左侧PPT显示的，诸如风光水火储一体化、大规模储能、超高压柔性直流等。这里是指电力多能互补，当然碳达峰的大背景下，涉及到减排双控的用能形式不局限于电能，还包括热能等消耗，如石油化工等行业的绿色工业升级背景下，对不同品位的热能需求也很大。这里不展开。那么目前摆在我们面前的一个问题就是如何科学的在电源侧，电网侧以及负荷侧等不同环节实施大规模储能的问题。通俗的讲，电力多能互补主要是怎么补，除了类似火电这种调节型电源，关键的一个要素就是“储”——即储能。

三、电力多能互补基地的储能技术

1、新能源电站对储能需求迫切

第三部分，即引申到“电力多能互补基地的储能技术”。电力多能互补是深度探索风光热储多组态、多功能、可调节、可调度的融合发电的新模式。前面也提到了新能源电站对储能需求迫切，几个省区包括山西大同、宁夏、甘肃等出台的关于新能源发电项目要求配套建设储能的要求。

今年8月10日，国家发改委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号）指出，为引导市场主体多渠道增加可再生能源并网规模，鼓励多渠道增加可再生能源并网消纳能力、鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模、允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模、鼓励多渠道增加调峰资源。其中对于自建调峰资源方式挂钩比例要求是，自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

因此，落实到大容量储能的光热电站上，发展大容量储能型光热电站定位应该是具备储能功能的调节型太阳能电站。该类方案的经济性在部分光照资源好的地区或能好于目前光伏加电池储能的电站。

2、电池储能

我们简单地横向分析一下目前主要的储能形式，在我看来，目前能够扮演主要角色的储能包括电池储能、压缩空气储能和大容量储热的光热电站。就当前来说，是以磷酸铁锂为主的技术成熟型电池；或许在近一段时间内，钠离子电池可以突破相关技术及成本制约，在接下来的近几年内扮演重要角色；而以铁铬液流电池、全钒液流电池等为代表的储能电池，可能近期内还不具有商业竞争力。

电池储能电站建设简单快捷，可以在电源侧、电网侧和用户侧建设，但成本还是较高。以青海两座运行的共享储能电站为例，下图所示，分别为鲁能海西多能互补集成优化示范工程和上海电气格尔木美满闵行储能电站。据有关信息显示，这两座共享储能电站放电1度可以拿到0.7元的电价。考虑到电池储能电站本身并不能像光伏、光热或者风电一样发电，需要充电进去，这个环节有一定的效率损失。如果按一天一个循环，扣除自身耗电外的效率（大概0.82～0.85元）因素，需要充电1.2度～1.17度，那要算上生产这些电的电价，以基准电价0.2277计算，加上前面说的0.7元，相当于一度可以调节的新能源，社会支付成本大概是0.96元以上。当然实际的交易电价可能小于0.2277，也就是购电成本如何考虑的问题。无论如何，这种可调节的电价还是比较高的。

3、抽水蓄能

抽水蓄能成本如何呢？国家非常重视抽水蓄能电站的建设，今年启动了一批抽水蓄能电站的建设，在建的抽水蓄能电站容量已经远超在运行的抽水蓄能电站容量。4月30日，国家发展改革委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，以及近期国家发展改革委下发的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》。《通知》明确，在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。据公开资料显示，2000年建成的浙江天荒坪抽水蓄能电站，享受470元/年▪kW的容量电价，2019年江苏省发改委明确江苏国信溧阳抽水蓄能电站为618元/年▪kW容量电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定。其中，容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率（长期国债利率）加1～3个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本。做个简单计算，按照这个容量电价补偿（先不说如何落实，或者落实到什么地步），按照100MW简单对比，折现25年的容量电价补贴，分摊到初投资，单位kW总投资增加6000～9000元，再加上建设成本的千万投资，按6000元，相当于单位kW投资1.5万元。当然你从投资方角度理解容量电价是补贴，但是这个补贴是国家电网给还是地方政府给，无论什么形式，他都是社会承担的成本。这样看，电池储能也好，抽水蓄能也好，提供1度可调度的清洁电力，成本都不低。

4、压缩空气储能

上面这张PPT介绍了传统压缩空气储能的几种形式。传统的压缩空气储能基于燃气轮机技术开发的储能系统。在用电低谷，将空气压缩并存于储气室中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰，高压空气从储气室释放，进入燃烧室同燃料一起燃烧，然后驱动透平发电。三四十年前已得到了商业应用。虽然在全球范围内有多个压缩空气储能的试点项目在进行，当前压缩空气储能的系统得到商用的并不多，典型的如位于德国的321MW的Huntorf电厂和美国阿拉巴马州110MW的McIntosh设施。前者是压缩空气储能应用的第一座也是目前最大的采用压缩空气存储风电的电站，1978年投运。存储压缩空气的总空间为30万m³，位于地下600到800米，在电力负荷需求高峰，压缩空气引出与天然气在燃机中燃烧发电，燃机在6分钟内能够达到321MW的满出力，其排放量仅是同容量燃气轮机机组的三分之一。传统压缩空气储能系统存在三个主要技术瓶颈，一是依赖天然气；二是需要依赖大型储气洞穴等；三是系统效率较低，Huntorf和McIntosh电站效率分别为42%和54%，当然其他条件较好时，效率低不是制约储能的关键因素，要落脚于经济性。

国内近年来在贵州毕节、江苏金坛等地实施的多个新型压缩空气储能技术取得了较好的示范作用，在近年来有望扮演重要角色，这里不展开讨论。

5、储能型光热电站相关政策

继续回到光热发电，梳理一下近期有关于光热发电的相关政策文件。

今年2月22日，《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》（国发〔2021〕4号）第（十五）条明确：“推动能源体系绿色低碳转型。……提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。加快大容量储能技术研发推广，提升电网汇集和外送能力。”

2021年3月1日，国家电网公司发布《“碳达峰、碳中和”行动方案》提出：“加快能源技术创新，提高新能源发电机组涉网性能，加快光热发电技术推广应用。提升灵活调节电源的比重，建设调峰电源，发展“新能源+储能”、光热发电，提高系统调节能力。”

2021年4月8日，国家发展改革委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见）》指出：“2022年1月1日后并网的首批光热示范项目中央财政不再补贴。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、风电、太阳能热发电等新能源产业健康发展。”

2021年10月10月26日，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》在“重点任务”中提出：“大力发展新能源。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。”“加快建设新型电力系统。构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置。大力提升电力系统综合调节能力，加快灵活调节电源建设；加快新型储能示范推广应用。”

正是基于前面分析的电力系统对储能的需求以及目前尚没有一个很好的普适性的储能技术，所以各个层面包括国家电网相关政策都有提及光热发电。这里面两个词我觉得用的很好，一个是“因地制宜”，一个是“积极发展”。光热发电不具有普适性，和抽水蓄能一样，受厂址条件以及太阳能资源条件限制。积极发展意思就是认准了就快干，没别的好方案替代。

为此，近年来我公司（中电工程西北院）开展了多项“光热储能+”方案的研究，积累了一些的经验。按照1：10到1：5容量比例，配置光热加光伏，在条件合适的地区，可以实现12h以上储能（具体看对该电站的定位，储能时长越长，越经济，但要确保利用率），具有成本优势。国际上也类似，如迪拜700MW光热＋250MW光伏，还有北非摩洛哥几个项目。

这张PPT是几个典型的省区公布的一些“光热+”项目，包括甘肃省这几个以及陕西省一体化多能互补项目、吉林、青海等。大家都比较熟悉我不细说了。

四、“光热储能+”案例分析

1、基本思路

所谓优化，其基本思路就是选择合理的储能容量，结合电力系统生产模拟等手段，确定储能容量大小。必要的时期通过电热储能系统，耦合光伏和储热，将弃电回收到储热系统存储，进一步提高向下调峰能力，就是压低项目的总体出力的能力。极端天气下，就比如前面提到的今年1月7日晚高峰的没风没光的时候，可以通过光热电站长时间甚至跨日调节能力，提高项目向上的调节能力。那么项目总体的电价期望就是依靠光伏发电的低成本，结合光热储能的特性，实现一定调节能力的综合电力生产模式，示范项目打造统一电价，不高于项目地（如甘肃）火电基准电价。

2、电源配比方案

针对甘肃酒泉地区，我们和中国电科院共同做了一个研究和分析，选取项目所在地全年每小时的气象站的太阳辐射度数据，分析光热、光伏部分出力特性与互补特性，并结合当地的负荷数据进行负荷匹配度分析。引入一个量化指标负荷相关性系数r。负荷相关性系数r值越大，说明总出力与负荷的匹配能力也越强，项目的电网友好性也就越强。下面一组曲线横坐标是一天的时间，纵坐标是电站出力或电网负荷。

比较研究了多个配置场景，包括光伏电站不配置光热，光热电站降低出力调峰运行以及日内频繁启停的调峰运行。结果表明，光伏电站通过配置光热电站，负荷相关性系数可由0.175提升至0.330（上表1），说明该项目总出力与负荷的匹配能力显著增强，电网友好性明显改善。同时，不同光热调峰模式下，负荷相关性系数也存在一定差异，在实际运行过程中，应根据负荷变化情况，制定相对灵活的光热电站运行模式，提升项目整体电网友好性。

无论以何种模式运行，负荷相关性指数较不配置光热的场景大近80%以上。

电源配比方案，横向比较了电化学储能的场景，具体如下四个方案，对光伏+储能与光伏+光热等多场景进行了比较。

同样以负荷相关性为指标，场景4中“光伏+光热”配置方式的电网友好性最好，大幅优于光伏配置10%、20%电化学储能的方式。因此本项目电源配置方案选择光伏+光热方式。

关于具体配比的进一步分析，对项目设计了两种方案进行对比：第一种是光伏发电部分装机500MW，年均利用小时数为1786.7小时；100MW光热发电项目，年均利用小时数为2230h。一体化项目平均年总上网电量约13.35亿kWh(1860h 600MW)。

按甘肃省燃煤标杆0.3078元/kWh，对项目计算期25年内的资本金内部收益率进行测算，其计算结果是：资本金内部收益率为6.56%。

第二种方案是，光伏发电部分装机600MW，年均利用小时数为1786.7小时；100MW光热发电项目，年均利用小时数为2230h。一体化项目平均年总上网电量约13.35亿kWh（1850h 700MW)。

按甘肃省燃煤标杆0.3078元/kWh，对项目计算期25年内的资本金内部收益率进行测算，其计算结果是：资本金内部收益率为7.40%。

由以上数据可见，项目配置具有较好的调节能力，电网友好性较电池储能好。同时在全部电力可被消纳的前提下，项目具备盈利能力，只是比部分公司对项目投资回报的期望值低。这是共性问题，我觉得我们在没有进一步较好的储能并网电价的背景下，应该降低对投资收益率的期望。

3、卡诺电池（熔盐电加热器）

最后再简单提一下电热储能。这个概念被德国DLR叫做卡诺电池。和比较流行电池概念相结合，有点蹭热度的意思。它的思路也很简单，就是一个场站内，当电网限制光伏并网时，将光伏弃电通过电加热，以热能形式存储于高温储热系统中。光伏出力不足的晚高峰等时段，电站对外输送更多的电能，实现调峰。

但这种方案成本比较高。特别的当储能电价不利于方案实施时，本部分新增投资的年利用率较低，比如新增的电热储能部分一年折合到额定功率容量只有200h。（电池储能按一天一个循环，大概也就600h利用小时数），这种方案本身就不具备经济可行性，还不如把电弃掉。

最后一张PPT，看一下刚才提到的高温熔盐储能和既有火电结合，这个图是引用DLR相关资料的，我做了中文翻译。图的中间区域是燃煤锅炉，把它换成光热电站的集热系统一个道理。这意思就是和既有的汽轮发电机组结合，结余固定资产投资，或者说是挖掘既有固定资产的价值，通过增加电热转换系统，耦合传统的光伏风电类新能源弃电，提高新能源电站调节能力。这个方案技术难点在于几个关键设备。目前成熟的电热转换设备电压等级较低，比如1kV，这样的话变压器、电缆等配电成本会很高。电加热功率越大同时储能容量越小，则单位成本越高；反之亦然；该类技术设备的寿命较长，几乎无循环次数限制；因此需要用足该模块方能体现经济性，也就是折合到功率基础的利用小时数要足够高，否则不建议配置。

因为利用了既有存量高效火电机组的热电转换，节约了投资。考虑电热转换部分成本及储能成本，初投资折算到单位电能存储，单位电能存储成本520～750元/kWhe，符合国家政策，即挖掘存量机组的储能调节能力。

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