CSPPLAZA光热发电网讯：6月12日，2023中国国际光热大会暨CSPPLAZA第十届年会在浙江杭州盛大召开，浙江可胜技术股份有限公司董事长兼首席科学家金建祥出席会议并带来主题演讲《光热熔盐储能在新能源大基地中，如何实现性能与经济性兼顾》。

图：金建祥

光热熔盐储能的优势与现状

2020年9月22日，习近平主席向世界宣布中国的“双碳”目标，2021年3月15日，提出构建以新能源为主体的新型电力系统。碳达峰、碳中和目标下大力发展可再生能源，不难预见，风电与太阳能发电将逐步成为主力电源。

图：2020-2060年我国电源结构变化

（数据来源：全球能源互联网发展合作组织）

2022年2月，国家发改委和国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出：到2030年，规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦，预示着风光大基地建设将成为我国新能源产业发展的重要组成部分。

▋高比例新能源电力系统面临的挑战与对策

金建祥指出了高比例新能源电力系统面临的挑战，如下：

针对上述挑战，金建祥表示，光热熔盐储能电站、抽水储能、压缩空气储能和电化学储能，目前储能领域可谓百花齐放，没有哪一种路径可以独占鳌头。

图：四种主流储能路线

从不同维度出发，每一种储能方式都有各自的优势。

▋光热熔盐储能的优势

图：光热熔盐储能与其他储能方式技术特点对比

通过对比，金建祥提出了自己的建议：在项目开发过程中，应因地制宜，在技术经济性对比的基础上优选合适的储能路线。在光资源较好的地区，优先考虑采用光热型熔盐储能技术；在盐穴、废矿井资源较好的地区，优先考虑采用压缩空气储能技术；在水资源丰富且存在较大落差的地区，优先考虑采用抽水蓄能技术；在储能时长较短时，优先考虑采用电化学储能技术。

图：光热熔盐储能技术优势

金建祥表示，目前来看，光热发电技术是唯一成熟的具有储能/调峰功能的新能源发电技术，可完美应对高比例新能源电力系统面临的挑战。

▋现阶段发展问题

光热发电虽优势良多，但现阶段的发展也存在一些问题，如下：

（一）现阶段成本较高，光热配比不合理。

与风电光伏相比，光热成本较高。多能互补一体化项目中，光热发电的投资被缩减，导致光热发电机组的发电量和灵活调节功能大打折扣，光热优势难以发挥。

（二）第一批示范项目进步较快但有些项目不甚理想。

近两年，随着消缺以及运维经验的提升，第一批示范电站的性能均有较大提升，但个别项目发电量达成率仍不高，影响行业口碑。另外，统一设计、集中采购尚未启动，影响成本快速下降。

性能与经济性分析

金建祥选取了金塔600MW光伏、100MW的光热项目作为案例，展示了怎么平衡性能与经济性的矛盾。

图：金塔项目相关信息

▋电源配比分析

金塔项目运用浙江可胜技术股份有限公司自研的综合能源仿真平台对多能互补电源容量配置进行优化分析。该光热装机容量为100MW，光伏装机容量为300MW至1000MW，以站址所在地的光资源、初步的设备价格作等为边界条件，考察光热光伏装机容量比对电站成本电价的敏感性并进行分析。

该项目白天尽可能的采用光伏发电，光热承担调峰功能，为电网提供转动惯量支撑，以最低的负荷运行，早晚高峰由光热支撑，满负荷发电。当光热光伏装机容量比为1:6时，成本电价接近接近甘肃省煤电价格0.3078元/kWh平价上网。

图：光热光伏装机容量比

▋储能时长与反射面积分析

图：金塔项目相关参数

从上图可以看出，储能时长对电价比较敏感。随着光热储热时间越长，电站对电网调度的适应性越好，但成本电价是呈现缓慢逐渐上升趋势，且上升速度逐渐加快；随着反射面积的增大，成本电价提升，度电成本最低值对应的储能时长增大。

那么，光热熔盐储能如何平衡性能与经济性？

金建祥指出，光热需要一定的装机规模，而经济性会对装机规模产生一定制约，同时研发性能又会反作用于经济性，因此，只能采取中庸之道，折中平衡两者之间的关系，如下：

（1）经济性允许的前提下，争取最佳性能。片面地追求经济性而忽略光热的性能优势，会导致配置光热的意义荡然无存，是得不偿失的。在经济性允许的前提下，尽可能发挥光热的作用才是长远可持续的。

（2）弱化成本劣势，进一步提升性能。现阶段光热的成本劣势较大，尽快降低成本、提升性能、建立合理的光热上网电价传导机制，才能促进其经济性的提升，从而实现性能与经济性的兼顾。

建议与展望

▋规模化发展，快速降低成本

按100MW、8h储热时长、80万方镜场配置，在理想情况下，到2030年，由于规模化发展带来的造价整体降低可达13.19~16.68%，发电量不变的情况下，度电成本将降低至0.71~0.74元/kWh；随着技术的革新，设备初投资将会降低，系统效率和发电量将会进一步提升，度电成本可进一步降低15-20%，低至0.56~0.63元/kWh左右。

▋总结提升，打好成熟推广基础

第一批示范项目并网至今，运行情况和发电量达成率并不理想，从研发设计、装备制造、施工建设再到运营维护，有很多经验教训待总结。技术工艺的进步和管理的优化可避免后续项目重蹈覆辙，从而缩短项目成熟期。在技术工程层面尽快结束示范，大大加快推广节奏。

▋注重政策性工作，争取良好政策

通过风电和光伏发电的利润空间来弥补光热发电的亏损只是权宜之计，光热电站高效廉价的储热技术以及稳定可调的电力输出等价值未能得到完全体现。

光热价格适用分时电价和辅助服务等，更有利的宏观政策对于弱化光热成本劣势、提升经济性影响重大。

图：未来展望

可胜业绩介绍

图：光热熔盐储能发展路径

金建祥介绍，目前可胜已投运德令哈10MW项目、德令哈50MW项目、共和50MW项目；正在执行项目有4个，分别为金塔中光100MW项目、三峡格尔木100MW项目、中广核大安100MW项目、浙火吐鲁番100MW项目；已中标中广核德令哈200MW项目，吉电股份白城100MW项目。

下为德令哈50MW光热电站项目细节：

图：02-01至02-13连续运行情况

2020年2月1日至2月13日，创下机组连续不间断运行292.8小时、连续发电量8.39GWh及发电量达成率105.2%三项最高记录。

2021年9月10日，电站单日发电量再次突破记录，达112.86万kWh，相当于单日22.6小时满负荷运行。

2020年10月9日-11月8日，电站创下月度发电量1840万kWh的最高记录，超过月度平均设计发电量623万kWh。期间24天发电量达成率超过90%，其中9天超过100%。

2022年实际发电量1.464亿度，达到设计发电量的100.3%，成为全国首个达到设计值的光热电站。