4月25日，2024第十一届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会在内蒙古呼和浩特盛大召开，中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司科技创新中心总经理、副总工程师赵晓辉出席会议并作主题报告《风光一体化项目配熔盐储能（不配光场）的若干问题探讨》。

图：赵晓辉

以下为演讲内容。

大家好！我先说一下我发言的结论，不配光场的风光一体化项目，其经济性是不是比直接采用电加热熔盐储能并发电的系统便宜？或者说基于现阶段的设备性能和投资水平，不配镜场的方案经济性是不是更好，答案是“不可能”。

光热发电技术应用现状

关于太阳能热发电的概念，大家都比较熟悉了，前面也有人多次提到，为了整个报告的逻辑性完备，我这里还是要简单提一下，太阳能热发电是将太阳能转换为热能，通过热功转换过程发电的系统，一般依据上游能量收集环节的技术路线将其分为塔式光热发电、槽式光热发电、菲涅耳式光热发电和碟式光热发电。目前碟式光热发电没有商业化应用的案例，后面的比较分析就不讲了。

图：槽式导热油电站流程示意图

图：菲涅耳/槽式熔盐电站流程示意图

图：塔式熔盐电站流程示意图

如图所示，光热发电分为三个子系统，即聚光集热系统，储换热系统和发电系统。我们今天讨论的问题就是要把聚光集热系统替换为电热储能的电加热熔盐系统的经济性是否优于聚光集热系统。

除了前面几种带储热的技术路线外，这张PPT是塔式水工质电站，也就是镜场直接加热水产生蒸汽，基本没有储热功能。这个技术路线早在十多年前美国有三座大概130MW的电站，核准建设。运行到现在大约十余年了。这种技术路线没有储热系统，简单，其历史背景就是当时的光伏建设成本比较高。我记得很清楚，2011年6月底，我当时因工作需要在北京某投资方出差，听他们很高兴的讨论1.15元/kWh的电价政策文件刚出来。这个电价水平基本反映了当时光伏电站的投资水平，也就是很高。十多年过去了，这个成本几乎降到当时的十分之一。那么上述DSG水工质电站在当时的意义就在于与光伏技术角逐太阳能发电的技术路线是光伏还是光热。显然，不带储热的光热电站不可能成本降低这么多。因此这类技术可以说，至少在中国，被历史淘汰了。讲这个的目的，就是表达一个观点，即不论何种技术，若不能及时占领技术和成本优势，必然会被历史淘汰。如果镜场失去了它的经济竞争优势，会被电加热器完全替代，那我想没有任何人会怜悯聚光集热系统成套供应商的生存情况。这是一个很现实的问题，市场是残酷的。

那么我们接下来分析一下，镜场会不会退出历史舞台。

这张幻灯片罗列了光热电站区别于光伏电站一些被认可的优势以及特点，时间原因我就不展开讲了，主要有负荷波动性好，具有储能特别是长时储能的优势。当然其建设成本是远高于光伏的。这里要强调一下，用具备储能特征的光热电站的发电成本和光伏比，本来就不科学。因为二者的特性，价值不同。

正因为上述优势，政策层面，近三年来，从国务院、能源局到多省份，都陆续出台的新能源储能支持政策，提及支持光热发电的发展，从一定层面已经印证了太阳能热发电的存在价值。我们有理由认为光热电站配置镜场是合理的。

据不完全统计，目前全国已有近30个省份出台了新型储能规划或新能源配置储能文件；这个大的逻辑就是突飞猛进的新能源装机容量占比对于消纳调峰的迫切需求。各地政策中对新能源配储占比要求达到10%~20%(装机容量占比)，4小时以上并且低成本的长时储能需求逐渐成为刚需；在部分光资源和电价合适的区域，实施长时熔盐储能与电热储能系统耦合，具有经济竞争力（相对抽蓄或电化学储能）。

此外，截至2024年3月底，我国列入政府名单的在建和拟建光热发电项目超40个，总装机容量约4800MW，预计将于2025年完成建设。

那么本报告的第二部分，谁在挑战聚光集热系统存在的必要性？

前面简单介绍了光热发电的特性，政策层面的态度。那么回到我们今天要讨论的主题，谁在挑战聚光集热系统存在的必要性？

上图数据来源是国际可再生能源协会报告，横坐标为成对出现的时间段，每一段代表一种典型的发电形式；纵坐标为度电成本的指标。2010-2022年间不同发电形式的发电成本数据，作为对比，红色虚线框为化石燃料的发电成本范围，紫色框则代表光热发电成本。

如图所示，2010年太阳能热发电成本较高，在0.3美元/kWh以上。到了2022年前后，太阳能热发电成本跌至0.118美元/kWh。光伏发电成本在2022年远远跌破化石燃料发电成本。2024年，光伏发电成本下跌更甚，与之类似的还有海上风电、陆上风电。基于这个光伏发电的成本下降快速的背景，有观点就提出，那用光伏发的电直接加热储热的熔盐，镜场那么贵，要它干啥？这是一个很好，很严肃的问题，

2024年3月，据媒体报道，我国储能系统报价年降幅超40%。卷价格、卷成本，“内卷”早已将整个储能行业推上了风口浪尖。

举几个我亲身经历的数据，2022年4月，我们投标参与的宁夏某集中式储能200兆瓦时项目，当时市场上的EPC价格是2100元/kWh，到了2023年的7、8月份，在河南建设同样容量的储能电站，EPC价格已经是1600元/kWh了；根据公开消息，最近刚刚结束的几个国内招标，EPC成本跌到了800元/kWh以下。不到两年的时间，电化学储能的成本已经跌到两年前的1/3，光伏发电更是如此。

根据彭博新能源财经数据，直至2030年，储能装机将以27%的复合年增长率增长，其中2030年年新增装机容量将达110GW/372GWh，是2023年预期数字的2.6倍。

根据CNESA全球储能项目库的最新统计，截至2023年底，中国已投运的储能项目累计装机规模达到了86.5GW，同比增长了45%。抽水蓄能项目以51.3GW的累计装机规模继续占据主导地位，但自2015年以来，其规模占比持续下滑，2023年首次跌破60%。

与此同时，新型储能项目累计装机规模达34.5GW/74.5GWh，在2023年实现了迅猛增长，新增装机规模高达21.5GW/46.6GWh，是2022年的三倍之多，并首次在新增投运规模上超过了抽水蓄能，近乎其四倍。

图：我国储能历年新增并网规模

以上数据，无一不在侧面印证电力系统对储能的需求，同时也说明了储能成本下降幅度之大——倘若价格一直居高不下，显然是不会被市场接受的。这里稍微提一下不展开了，为了适应电化学储能电站对薄弱电网区域的稳定运行支撑，近期部分区域招标的电化学储能倾向于构网型储能，相对于跟网型，其成本会有上浮。包括部分项目配套建设的调相机等，这些都是服务于新能源消纳，或者保障在高比例新能源渗透率下，电网可靠运行的手段，都会增加以光伏风电为代表的传统新能源发电成本综合成本。

前面提到以光伏为代表的传统新能源成本降低明显；如何和熔盐储能的光热电站做横向成本对比？发电系统里面还得有一个关键设备，即电热储能系统中的电热转换设备，通俗讲就是电加热器。学术界有时候把这些设备称之为卡诺电池；和传统电池的区别是，它的能量是以热能的方式储存起来。系统的核心设备就是把电能转化为热能的设备，卡诺电池本身有如下典型的几类，使用热泵循环充能的卡诺电池；直接使用电加热充能的卡诺电池；液化空气储能。我们对比的切入点就是目前相对比较成熟的电加热器系统的成本，之所以用相对成熟，是说高电压供电的大容量电加热器（如50MW等级及以上）确实还没有长时间的应用案例，比如三五年以上，因此需要保持对该技术的关注并不断改进产品细节设计。

那么，前面是谁在挑战聚光集热系统存在的必要性？简单讲，是成本日益下降的光伏风电、电化学储能，以及电热储能设备。

我们把上述低成本的光伏发电，电热储能设备串联起来，将弃电以热能形式存储于高温熔盐，就地消纳新能源电站的部分电能，提高新能源消纳。根据工程实践，电热转换及储能部分单位成本约400-500元/kWhe(取决于充电功率，价格区间涵盖4h充满至1h充满），这是折合到电能的总投资转化和存储成本；还要提及一点，电热转换和熔盐储能系统寿命更长（相对于目前的电化学储能电池的循环寿命），几乎无循环次数限制；

此外，光热电站在电网稳定运行方面有以下技术优势：作为旋转惯量电源，可提高交流电网频率稳定性。作为电压支撑电源，可有效抑制新能源暂态过电压。光热电站完全是一个发新能源的传统发电机组，可为系统提供短路容量，在发出有功的同时，还可以根据需要调节无功输出，具备电压支撑能力。为同步发电机电源，可提高交流电网功角稳定性。光热电站聚合了可再生的太阳能资源和传统汽轮发电机，由于不具有常规火电锅炉燃烧环节，热力系统惰性相对较小，负荷响应调节速度更快，可以快速响应系统中出现的大小扰动。

这些系统本质的优势我们在成本比较中就不列了。

经济性比较

根据以上对系统构成的分析，我们最后一部分内容给出经济性比较的逻辑，路径，和结果。提出如下三个问题，围绕这三个大家感兴趣的问题来展开。

问题1：光伏+电加热器能否替代光热电站中的聚光集热系统？

问题2：已经存在大量弃电且弃电成本为0，纯电制热熔盐储能与电化学储能经济性对比。

问题3：现有光热电站，扩大镜场及采用电加热器+弃电那种方案更优？

那我是否能客观公正回答如上问题？应该可以。这里植入一段广告，我们公司西北电力设计院近两年在光伏、风电、电化学储能以及光热发电领域有大量工程实践，全公司在这行的这类项目合同额度有300亿，装机容量10GW以上。我们对技术，政策，趋势，成本了解比较全面。正是基于这些广泛的实践，我们有理由回答上述三个问题。

以新疆哈密我们执行的中国能建1.5GW光热光伏项目为例，年太阳直接辐射资源DNI按2056kWh/㎡计算，年GHI1693kWh/㎡计算，如果是固定光伏，倾斜面全辐射GHI大约会提高10%以上，跟踪光伏的话GHI比水平面GHI提高大概20%，按照产生相同的热量（进入熔盐储热系统）进行全寿命期内的经济性对比。方案1：光热聚光集热系统。（采用塔式技术路线，按当前最新市场价）；方案2：光伏+电加热器系统。（采用固定式光伏，N型，单位造价按2.9元/Wp，电加热器系统投资按50万元/MW，包含设备和建安成本）。对比数据如下表：可以看出，产生同样的热能，光伏加电加热器的投资强度远远高于光热的镜场（含吸热器）。这里面有-个技术层面的因素，第一是光伏电站太阳能到电能转换效率（不是组件的效率）不到20%（是指年值，年发电量除以“组件面积和倾斜面GHI的乘积）），再乘以电能到热能的转换效率大概95%，我们乐观近似认为近两年来随着异质结等技术的进步，上述光伏发电加电热转换实现太阳能到热能的效率20%；而光热镜场太阳能到热能的转换效率45%，如果和光热发电的光热转化效率比，光伏这边水平面GHI和组件面积的乘积与发电量对应的光电效率大概22%左右，也就是光热镜场光热转化效率的一半。

▍光伏+电加热器能否替代光热电站中的聚光集热系统？

这张幻灯片计算了产生1kWh热量的成本。对于储罐而言，无论热能来自于聚光集热系统还是电热转化，都能发电。其中，方案一采用塔式技术路线，聚光集热系统采用在建的项目实施价格水平；方案二固定式光伏单位造价按2.9元/Wp，电加热器系统投资按50万元/MW，上述价格范围包含设备的成本和施工和安装成本，都是近期市场真实价格水平。

可以看出，在目前的价格水平下，上述算例下塔式光热聚光集热系统提供1kWh热的成本约0.1268元，光伏+电加热器提供1kWh热的成本约0.1916元，方案2比方案1相对高约51%，若两者要持平，光伏成本需下降到1.45元/Wp，在本评估用的单价水平上降低约50%。光伏发电的成本今年能降低50%么？不可能，明年呢，应该也不可能。所以暂时别考虑这个方案了。

由此，回答前述第一个问题，即镜场提供热量的经济性好于光伏加电加热器提供热量。

▍那么过度到第二个问题，即已经存在大量弃电且弃电成本为0，纯电制热熔盐储能与电化学储能经济性对比。

这个场景没有镜场，一个独立的电热储能电站。约定如下边界条件：充电价格（弃电成本）0元/kWh，充电时长8h/天，每年满充满放次数250次/年。储能放电功率都为300MW，储能时长在2~8h。电化学储能选用磷酸铁锂技术路线，成本按照0.85元/Wh估算，电芯更换按照0.4元/Wh估算（这个价格已经很低了）。

相关投资强度表及技术数据如下图。

上述表格数据是投资强度，在不同储能时长调价下，电化学储能和电热熔盐储能的度电成本变化趋势如下曲线。

可以看出，随着储能时长增加，纯电制热熔盐储能的度电成本下降，而电化学储能度电成本基本没有变化。在本算例下，当储能时长小于4.5h时，电化学储能的度电成本更低；当储能时长大于4.5h时，纯电制热熔盐储能的度电成本更低。经济性转折点在4.5h左右。注意不要得出结论4.5h的长时储能，电加热熔盐并用汽轮机发电比电化学储能便宜，因为我们认为购电成本是0，实际中至少目前不存在。如果考虑购电成本，会有效率的问题差异，也会有不同时段购电成本变化从而引起生产成本变化的问题等，计算对比较复杂。

当然电化学储能的成本继续快速下探的话，比如下降30%以上，甚至50%，难度较大，就要等待电化学储能技术革命或者构成电池的原材料碳酸锂价格继续快速下探。所以第二个问题，纯电制热熔盐储能比电化学储能更经济。强调一下，应用场景是要跟既有的熔盐储能光热电站结合，不再独立建设发电单元，也就是通过增加电热储能系统，提高光热发电机组的年利用小时数，也就是说对于一个大基地多种发电形式的项目，当下如果有光热发电，那从经济性角度，就没有逻辑再上电化学储能来增加大基地电站的储能调节能力。

前述列出的第三个问题，即现有光热电站，扩大镜场及采用电加热器+弃电那种方案更优?

对于现有光热电站而言，光热电站定位是调峰电站，在白天停机（新疆13~17点为谷段，停机）。无论是加大镜场还是采用电加热器+弃电（以光伏弃电为例），在原方案基础上都要适当的增大储热系统以储存新增的热能，因此在两种方案产生相同热能的情况下，储热系统的变化是基本一致的。核心是对比收集热能成本。

同样以上述新疆哈密在建设的电站为例，镜场增加20万㎡，吸热器在原有基础上不变，对比采用电加热器+弃电的方案。结果如下表。此处的年均光热效率基于电站吸热器功率不变，导致部分吸热器高位弃光，新增镜场部分的年均光热效率降低至33%；扩大镜场时，变压器、UPS等设备的容量很有可能不变，因此暂不考虑镜场电气成本及镜场部分辅助系统的费用增加。

两个方案的投资构成如下表。表格数据太多信息量较大，看最后一行即可，可以看出电加热器加弃电相对于增加镜场投资低很多（近似二分之一）

计算的收集单位kWh的热能的成本LCOH如下表。表格数据太多信息量较大，看最后一行即可。最后一行最后一个格子的数据也就是电加热器和弃电方案的成本热价有个变量A，表示采购弃电的成本，弃电成本一般包含：弃电电量成本、弃电收集线路费用或输配电费用、中压配电室扩容成本等，决策时应考虑收集弃电的综合成本。

上表中，扩大镜场其热能收集成本是0.08元/kWht，电加热器+弃电热能成本为0.05+A元/kWht。

第三个问题的答案也比较明确了，也就是说，当弃电成本A低于人民币3分/kWh时，现有光热电站采用电加热器+弃电方案经济性更优，若高于3分/kWh，则采用扩大镜场的方案经济性更优。如此大容量的电加热器（百MW级电功率）从电网购电，哪怕是用自己的电（且不说能否行得通），成本低于三分钱的可能性目前看比较小。

电热储能成本低；聚光集热相对光伏发电加电化学储能，储能角度较成本在部分资源条件合适区域有竞争力；此外，充分利用光热电站类似火电机组的特性，和电化学储能+调相机进行比较具有经济性。

综合一下上述发言内容，

第一，镜场和光伏发电加电加热器产热相比，配置镜场于已经有储热系统和发电系统的电站，经济性高于靠光伏发电转化为热能的电热储能技术。

第二，电热储能成本低，相对于电化学储能更适合长时储能；含电热转换部分单位成本约400-500元/kWhe(对应4h充满慢充型和1h充满快充型），这是折合到电能的总投资（不仅仅是储热部分）存储成本；储能时长越长，成本越有竞争力。

第三，光热发电相对“光伏发电加电化学储能电站”作比较比较科学，因为需要站在从太阳能生产电能并具备存储功能这一同等边界要求下，那么在部分资源条件合适区域光热发电更具竞争力；此外，充分利用光热电站类似火电机组的特性，和光伏发电+电化学储能+调相机进行比较，光热发电具有经济性。

我的汇报结束，谢谢。

2024第十一届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会4月25-26日在内蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召开，大会由CSPPLAZA光热发电平台联合常州龙腾光热科技股份有限公司共同主办，大会主题为“在多变的形势下实现规模化发展”，共有来自海内外约800名代表出席本届大会。

附：中国电力工程顾问集团西北电力设计院介绍

西北电力设计院有限公司成立于1956年10月，是中国能建大型区域设计院之一。长期致力于能源规划、勘察设计、工程总承包、咨询监理、投建营一体化等业务，业务涵盖能源规划研究、发电（火电）、电网、新能源、勘测、市政、环境、数字工程等，具备为客户提供全生命周期一体化服务的雄厚实力，已与全球四十多个国家和地区建立了业务往来关系。截至目前国内在运行的光热电站，西北电力设计院参与70%其建设过程。在运行业绩最多。

西北院具有工程设计、工程勘察2项综合甲级资质，同时具有电力工程施工总承包壹级资质和安全生产许可证，资质范围覆盖全行业，全产业链，居全国同行业之首。