“我们坚定的认为，新型储能包括熔盐储能前景广阔、大有可为！”

在6月13日于浙江杭州召开的2023中国国际光热大会暨CSPPLAZA第十届年会上，中国绿发投资集团有限公司青海分公司副总经理祁万年为大家带来《独立共享熔盐储能电站的商业化探索》的主题演讲，在演讲的最后，祁万年说出了这句振奋人心的话。

▲中国绿发投资集团有限公司青海分公司副总经理祁万年

熔盐储能发展背景与现状

据祁万年介绍，三北地区新能源经过近20年发展，目前新能源装机容量占本地总装机均达30%以上，其中青海地区达到62%以上。随着新能源的高速增长，电网安全稳定运行的风险也不断加大、同时不断增加的还有电力供应保障难度——相应也对电力系统调节能力的要求也不断提高。

在此新形势下，储能不断加深行业地位，发展为熔盐储能、压缩空气储能、电化学储能、抽水储能等多形式储能。

▲2022年全球电力储能项目累计装机分布（MW%）

▲全球新型储能市场累计装机规模（2000-2022）

截至2022年底，全球新型储能累计装机规模达45.7GW，年增长率80%，储能行业的发展处于快速增长阶段。国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展的主要目标。

在这种模式下，多种储能都得到了快速发展，其中抽水蓄能现在还是在全国占最大份额，熔盐储能预计以后也会得到长远发展。它的特点就是储能时长比较长，能到8小时以上，现在做的规模是百兆瓦级的。其转换效率可以达到40-50之间。

▲各类储能特点

据祁万年介绍，熔盐储能的优势包括以下几点：

（1）建设周期短、储能时间长、充/放功率大、场地要求低；

（2）提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等服务；

（3）提升当地消纳能力；

（4）促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同；

（5）熔盐罐、熔盐材料均为绿色无污染，且可进行回收再利用，回收难度较电化学储能低的多。

如上图所示，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，在装机容量上，抽水蓄能占主导地位，在项目数量上，电化学储能占主导地位。目前，熔盐储能装机占比仅为1.4%，发展空间广阔。

▲我国光热发电累计装机容量（MW）

截至2022年，我国太阳能热发电兆瓦级电站累计装机规模已达588MW，在建达3.4GW，在全球太阳能热发电累计装机容量中占8.3%，位居全球第三，预计到25年底光热项目新增装机有望达到9.4GW，发展前景广阔。按照国家能源局规划，每年增长3GW，中国绿发最早是在海西多能互补建设的5万千瓦光热，下一步其在甘肃、青海、新疆都有光热项目要陆续开工建设。

独立共享熔盐储能模式探索

▋独立熔盐储能的工作模式＋成本分析

祁万年表示，独立熔盐储能的工作模式实际上就是电加热，通过电加热模式把电能转换成热能储存在熔盐罐里面，需要发电时热熔盐输送到换热系统中与水交换，产生高温高压蒸汽推动汽轮发电机发电，完成热能到电能转换，后面这一块跟光热发电是一样的，但是少了聚光集热系统，或者也可以跟着聚光集热系统配合加大熔盐罐的熔盐量，达到储能的效果。

它的优缺点是熔盐储能工作状态稳定，储热密度高，储热时间长，适合大规模高温储热。整个充/放能流程中需要完成“电能—热能—电能”的转换。

祁万年指出，传统塔式光热电站需要建设定日镜光热塔及附属部件，一般占总投资60%以上。独立熔盐储能技术舍弃聚光部分，成本可由1.5-2.1Wh/元降至0.61-0.84wh/元(储能时长按8小时计算)。

▲独立熔盐储能与塔式熔盐系统对比图

▋独立熔盐储能重要参数＋模式探索

祁万年表示，经过测算，实际上电-热的转换效率可能到70%，这是比较成熟的。熔盐的温降损失也是比较低的，到0.2%。但热-电转换效率，汽轮发电这一块比较好的状态也是40%以上。综合转换效率根据光热电站计算，能到38.72%-46.47%。

祁万年介绍，独立独立共享熔盐储能的核心思想是借助青海地区已有共享储能优势，在储能资源闲置时，将资源的使用权暂时转移给需求方。在此情况下，需求方可以利用购买的储能资源使用权，为自身的生产与生活提供电力服务，包括储存多余的发电量、应急电力储备、无功支持。

▋青海省共享储能基础＋配套政策

据祁万年介绍，全国第一个共享储能是在2019年4月份，由中国绿发青海新能源公司、国电龙源青海分公司、国投新能源投资有限公司就共享储能调峰电力市场辅助服务签订合约，三方约定将富余光伏与共享储能开展试点交易。通过储能电站这种共享储能商业化运营模式，有效缓解清洁能源高峰时段电力电量消纳困难，实现了在服务模式和技术应用两方面的创新。

2019年8月，青海省电力公司发布了《青海省电力辅助服务市场运营规则(试行)》对青海省源－网－荷侧储能设施的市场准入条件、交易模式、补偿价格、运行控制原则以及清结算方式等进行了规定，为共享储能参与电力辅助服务市场交易提供了政策支持。

因为政策支持青海市共享储能才得以实施，目前运行的海西共享储能电站去年能到280多次满充满发，效果较好。

▋青海省共享储能辅助服务模式

储能调峰服务市场化交易模式分为双边协商交易和市场竞价交易。双边协商交易指由储能电站与风电场、太阳能电站市场主体开展协商确定调峰交易时段、电价和交易电力、电量，并由调度机构核准执行的交易。市场竞价交易指由储能电站根据市场需求通过向辅助服务交易平台提交交易意向，通过市场化竞价出清机制，确认执行的交易。

市场竞价出清后，若仍存在调峰需求，则进行电网直接调用单边市场出清，按调峰资源提供者由低到高报价依次出清。储能调峰交易市场采用优先双边协商，再市场竞价，余量单边市场出清的模式。

▋独立熔盐储能在青海省独特优势

祁万年表示，熔盐储能在青海省是有独特优势的，它的储能规模大（百兆级）、储能时长长（8-12小时）、系统效率高，通过并联配置多对熔盐储罐，可轻易实现大规模的储能，对光伏风电的消纳作用明显。

其综合性能投资价位与抽水蓄能是相当的，建设时间比较快，当年就可以建成。并且在青海省现在要求对新能源要强配储能，强配比例要求还是比较高的，“我们测算熔盐储能比电化学储能投资是有很大程度降低的，所以在青海省建熔盐独立储能的电站还是非常有优势的。”

▋独立储能在其他省间收入分析

在独立储能在其他省间收入分析这部分，祁万年分别介绍了四种不同的收益模式：

（1）电力现货交易收入：现行模式是利用电网制定的峰谷差价进行套利。电网市场化运作要求发电企业每15分钟报一次价，在用电高峰期，电网为充分调动电力企业发电积极性，报价升高。因此独立熔盐储能电站在其他省份可通过在低电价的谷时进行充能，在高电价的峰时进行放电，从而赚取电价差。

▲现货均价年度分时曲线

（2）调频调峰服务收益：调频调峰收益会根据调整深度、幅度、时间、涉及电量进行测算和补偿，是各电力市场参与主体获得额外收益的主要手段之一。这种模式适用于未开展电力现货市场的区域，调峰的补偿定价落于0.15-0.8元/kWh，而响应AGC调频的收益则会按照调频里程给予0-15元/MW的补偿费用，各省市标准不同。

（3）容量租赁模式：容量租赁是指为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立熔盐储能电站获得租金，新能源发电端可通过租赁获得配置储能容量，避免自建储能增加资产投入，并满足政策对于10-20%的配储比例要求。目前除河南省外，其他省的容量租赁费用尚无统一标准。

（4）容量补偿：容量补偿是指在政府相关主管部门指导下，通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿。目前山东已率先展开尝试，在山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。一座100MW/200MWh的独立储能电站，一年容量补偿收入为600-800万。

独立熔盐储能技术发展重难点

祁万年指出，熔盐储能电站作为独立的共享储能电站还存在一些亟待解决的重难点问题：

（1）熔盐储能投资大：目前熔盐储能造价较高，前期投资成本较大，运维费用较高，希望高端制造技术快速推动行业发展。

（2）熔盐储能电价难确定、且与现行电价有偏差：目前熔盐储能度电成本在0.8元/kWh左右，青海省储能储能调峰电价为0.5元/kWh，偏差较大，希望各位专家共同努力，争取共识。

（3）转换效率低：熔盐储能电站充/放电效率为40%左右，转换效率能得到进一步提高。

他表示，“目前我们测算的是熔盐储能度电成本在0.8元每千瓦时，青海省目前储能调控电价是5毛钱，还是存在一定的偏差，转化效率也是比较低，就是目前的转化效率是40%左右，但是主要热到电这一块是比较低的。”

总结与展望

祁万年认为，在进行独立共享熔盐储能技术探索过程中，随着新型储能政策逐渐完善、高速发展，独立共享熔盐储能将有较大的发展空间。

从国家层面来说，一些相关政策不断出台，扶持力度也越来越大，尤其在2025年新型储能商业化初期步入规模化发展阶段，具备大商业化应用条件到2030年新型储能全面市场化发展，有力文件将会支持我们多种新型储能快速发展。

最后，他表示“我们坚定的认为，新型储能包括熔盐储能前景广阔、大有可为！”