中國儲能網(wǎng)訊：“光熱電站具備大容量低成本的儲能特性，單位熱能存儲成本80～100元/kWh，按汽輪機平均熱電效率折算到電能，大致相當于存儲一度電成本250元。同時光熱電站依靠汽輪機發(fā)電，為電力系統(tǒng)提供轉動慣量。利用熔鹽儲能，將棄電存儲于高溫熔鹽，新能源出力不足時，借助存量高效燃煤機組發(fā)電，提高新能源消納。”在9月27～28日，由國家太陽能光熱產(chǎn)業(yè)技術創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟、中國工程熱物理學會、中國可再生能源學會、中國電機工程學會、全國太陽能光熱發(fā)電標準化技術委員會共同主辦的“2021中國太陽能熱發(fā)電大會”上，中電工程西北電力設計院新能源與市政工程分院總工、技術開發(fā)部主任趙曉輝博士在報告中如是表示。
在題為“儲能型太陽能熱發(fā)電在新能源基地中的價值”的大會報告中，趙曉輝博士對包括電池儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能、卡諾電池（熔鹽電加熱器）等幾種大容量儲能技術進行了對比，同時對“光熱儲能+”案例進行了分析。經(jīng)他本人同意，主要發(fā)言內容整理如下，以供業(yè)界參考。
一、構建新型電力系統(tǒng)的背景
構建安全可靠的電力系統(tǒng)是以國家政策為導向，融合電力系統(tǒng)規(guī)劃，由不同新能源發(fā)電、傳統(tǒng)發(fā)電、儲能等深度配合，以此保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，并提高新能源消納比例。
2021年2月25日，國家發(fā)展改革委、國家能源局研究發(fā)布了《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》，意見提出：優(yōu)先發(fā)展新能源，穩(wěn)妥推進增量“風光水（儲）一體化”，探索增量“風光儲一體化”。
結合“意見”相關要求，主要提到如下幾個方面，第一、優(yōu)先新能源的開發(fā)，這個毋庸置疑，這是“3060”目標下電力行業(yè)的一個長期的話題，不僅如此，要求部分跨區(qū)域送電通道的年輸送新能源電量占比不低于50%。第二、加強一體化項目的自身調節(jié)能力，即通過配置靈活性火電電源及儲能型的廠站，包括電池儲能、抽水蓄能以及大容量儲能光熱發(fā)電，以提高系統(tǒng)平衡能力，減輕送、受端電網(wǎng)調峰壓力。最后兩點需要注意的就是經(jīng)濟性和安全可靠性的問題。一體化項目的經(jīng)濟性，目前還主要是參照項目所在地的基于燃煤機組的上網(wǎng)基準電價，基準價就是之前說的標桿電價；2019年國家發(fā)改委把燃煤機組并網(wǎng)電價機制改為“基準價加上下浮動價”。那么儲能型的新能源基地，綜合電價在部分場合往往比較難實現(xiàn)既綠色清潔、又安全可靠，還要便宜的電能。這里就不展開討論這個經(jīng)濟性問題。重要的一點就是安全可靠的原則，安全和可靠兩個要素都很重要。
舉個例子，強調一下安全可靠性的問題。根據(jù)公開資料，2019年冬季以來受極寒天氣影響，全國用電負荷超夏季高峰，創(chuàng)歷史新高。去年12月14日、16日、30日和今年1月7日，全國最高調度負荷連續(xù)4次創(chuàng)出歷史新高，特別是今年1月7日晚高峰負荷達到了11.89億千瓦、日發(fā)電量約260億千瓦時，11.89億千瓦的負荷比2020年夏季峰值增長了10%以上，所以應對起來難度非常大。根據(jù)去年年底數(shù)據(jù)顯示，我國電力的總裝機是20多億千瓦，那么負荷需求1月7日最大近12億千瓦，保障起來應該沒問題呀？因為負荷高峰出現(xiàn)在晚上，所以光伏發(fā)電基本上都沒有出力，當日全國大面積沒風，所以風力發(fā)電的裝機出力只有10%左右，這樣算來，全國5.3億千瓦風電和光伏發(fā)電的總裝機有5億千瓦沒有出上力；其他可再生能源，如水電，我國3.7億千瓦水電裝機，冬季又趕上枯水期，在高峰的時候也有2億多沒有出上力；我國天然氣發(fā)電裝機有將近1億千瓦，冬季也是天然氣的用氣高峰，有一半左右沒有出上力。后來在部分少數(shù)地區(qū)拉閘限電后，保障了我國能源的平穩(wěn)有序運行，保障了電力的平穩(wěn)有序供應，特別是民生用電得到了保障，這個可能也要歸功我們國家以及國企制度的優(yōu)越性，沒有出現(xiàn)嚴重的問題。盡管如此，這類問題反映出一個客觀的需求——隨著以光伏、風電為主的傳統(tǒng)新能源滲漏率的進一步提升，電力系統(tǒng)對儲能型可調峰電源的需求日益緊迫。
二、電力多能互補的意義
參考左下圖，新能源的滲透率是從下到上依次提高。
第一階段新能源并網(wǎng)消納沒有大的問題，第二階段主要發(fā)揮現(xiàn)有的火電、水電等常規(guī)電源以及電網(wǎng)的靈活性。但隨著新能源裝機的進一步增大，便需要充分發(fā)揮電源側電網(wǎng)側以及負荷端各環(huán)節(jié)的靈活調節(jié)，對電力儲能提出了較高要求。隨著新能源占比進一步增大，新能源電力電量占主要份額，但這里面很難有一個量化的分界線數(shù)據(jù)。典型的如北歐一些國家。大致可以認為我國處于第二、第三階段之間，那么與之匹配的調節(jié)手段包括左側PPT顯示的，諸如風光水火儲一體化、大規(guī)模儲能、超高壓柔性直流等。這里是指電力多能互補，當然碳達峰的大背景下，涉及到減排雙控的用能形式不局限于電能，還包括熱能等消耗，如石油化工等行業(yè)的綠色工業(yè)升級背景下，對不同品位的熱能需求也很大。這里不展開。那么目前擺在我們面前的一個問題就是如何科學的在電源側，電網(wǎng)側以及負荷側等不同環(huán)節(jié)實施大規(guī)模儲能的問題。通俗的講，電力多能互補主要是怎么補，除了類似火電這種調節(jié)型電源，關鍵的一個要素就是“儲”——即儲能。
三、電力多能互補基地的儲能技術
1、新能源電站對儲能需求迫切
第三部分，即引申到“電力多能互補基地的儲能技術”。電力多能互補是深度探索風光熱儲多組態(tài)、多功能、可調節(jié)、可調度的融合發(fā)電的新模式。前面也提到了新能源電站對儲能需求迫切，幾個省區(qū)包括山西大同、寧夏、甘肅等出臺的關于新能源發(fā)電項目要求配套建設儲能的要求。
今年8月10日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1138號）指出，為引導市場主體多渠道增加可再生能源并網(wǎng)規(guī)模，鼓勵多渠道增加可再生能源并網(wǎng)消納能力、鼓勵發(fā)電企業(yè)自建儲能或調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模、允許發(fā)電企業(yè)購買儲能或調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模、鼓勵多渠道增加調峰資源。其中對于自建調峰資源方式掛鉤比例要求是，自建調峰資源指發(fā)電企業(yè)按全資比例建設抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或開展煤電靈活性改造。為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調峰資源建設，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上，下同）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。
因此，落實到大容量儲能的光熱電站上，發(fā)展大容量儲能型光熱電站定位應該是具備儲能功能的調節(jié)型太陽能電站。該類方案的經(jīng)濟性在部分光照資源好的地區(qū)或能好于目前光伏加電池儲能的電站。
2、電池儲能
我們簡單地橫向分析一下目前主要的儲能形式，在我看來，目前能夠扮演主要角色的儲能包括電池儲能、壓縮空氣儲能和大容量儲熱的光熱電站。就當前來說，是以磷酸鐵鋰為主的技術成熟型電池；或許在近一段時間內，鈉離子電池可以突破相關技術及成本制約，在接下來的近幾年內扮演重要角色；而以鐵鉻液流電池、全釩液流電池等為代表的儲能電池，可能近期內還不具有商業(yè)競爭力。
電池儲能電站建設簡單快捷，可以在電源側、電網(wǎng)側和用戶側建設，但成本還是較高。以青海兩座運行的共享儲能電站為例，下圖所示，分別為魯能海西多能互補集成優(yōu)化示范工程和上海電氣格爾木美滿閔行儲能電站。據(jù)有關信息顯示，這兩座共享儲能電站放電1度可以拿到0.7元的電價?？紤]到電池儲能電站本身并不能像光伏、光熱或者風電一樣發(fā)電，需要充電進去，這個環(huán)節(jié)有一定的效率損失。如果按一天一個循環(huán)，扣除自身耗電外的效率（大概0.82～0.85元）因素，需要充電1.2度～1.17度，那要算上生產(chǎn)這些電的電價，以基準電價0.2277計算，加上前面說的0.7元，相當于一度可以調節(jié)的新能源，社會支付成本大概是0.96元以上。當然實際的交易電價可能小于0.2277，也就是購電成本如何考慮的問題。無論如何，這種可調節(jié)的電價還是比較高的。
3、抽水蓄能
抽水蓄能成本如何呢？國家非常重視抽水蓄能電站的建設，今年啟動了一批抽水蓄能電站的建設，在建的抽水蓄能電站容量已經(jīng)遠超在運行的抽水蓄能電站容量。4月30日，國家發(fā)展改革委出臺了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，以及近期國家發(fā)展改革委下發(fā)的《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》。《通知》明確，在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。據(jù)公開資料顯示，2000年建成的浙江天荒坪抽水蓄能電站，享受470元/年?kW的容量電價，2019年江蘇省發(fā)改委明確江蘇國信溧陽抽水蓄能電站為618元/年?kW容量電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。其中，容量電價彌補固定成本及準許收益，并按無風險收益率（長期國債利率）加1～3個百分點的風險收益率確定收益，電量電價彌補抽發(fā)電損耗等變動成本。做個簡單計算，按照這個容量電價補償（先不說如何落實，或者落實到什么地步），按照100MW簡單對比，折現(xiàn)25年的容量電價補貼，分攤到初投資，單位kW總投資增加6000～9000元，再加上建設成本的千萬投資，按6000元，相當于單位kW投資1.5萬元。當然你從投資方角度理解容量電價是補貼，但是這個補貼是國家電網(wǎng)給還是地方政府給，無論什么形式，他都是社會承擔的成本。這樣看，電池儲能也好，抽水蓄能也好，提供1度可調度的清潔電力，成本都不低。
4、壓縮空氣儲能
上面這張PPT介紹了傳統(tǒng)壓縮空氣儲能的幾種形式。傳統(tǒng)的壓縮空氣儲能基于燃氣輪機技術開發(fā)的儲能系統(tǒng)。在用電低谷，將空氣壓縮并存于儲氣室中，使電能轉化為空氣的內能存儲起來；在用電高峰，高壓空氣從儲氣室釋放，進入燃燒室同燃料一起燃燒，然后驅動透平發(fā)電。三四十年前已得到了商業(yè)應用。雖然在全球范圍內有多個壓縮空氣儲能的試點項目在進行，當前壓縮空氣儲能的系統(tǒng)得到商用的并不多，典型的如位于德國的321MW的Huntorf電廠和美國阿拉巴馬州110MW的McIntosh設施。前者是壓縮空氣儲能應用的第一座也是目前最大的采用壓縮空氣存儲風電的電站，1978年投運。存儲壓縮空氣的總空間為30萬m3，位于地下600到800米，在電力負荷需求高峰，壓縮空氣引出與天然氣在燃機中燃燒發(fā)電，燃機在6分鐘內能夠達到321MW的滿出力，其排放量僅是同容量燃氣輪機機組的三分之一。傳統(tǒng)壓縮空氣儲能系統(tǒng)存在三個主要技術瓶頸，一是依賴天然氣；二是需要依賴大型儲氣洞穴等；三是系統(tǒng)效率較低，Huntorf和McIntosh電站效率分別為42%和54%，當然其他條件較好時，效率低不是制約儲能的關鍵因素，要落腳于經(jīng)濟性。
國內近年來在貴州畢節(jié)、江蘇金壇等地實施的多個新型壓縮空氣儲能技術取得了較好的示范作用，在近年來有望扮演重要角色，這里不展開討論。
5、儲能型光熱電站相關政策
繼續(xù)回到光熱發(fā)電，梳理一下近期有關于光熱發(fā)電的相關政策文件。
今年2月22日，《國務院關于加快建立健全綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟體系的指導意見》（國發(fā)〔2021〕4號）第（十五）條明確：“推動能源體系綠色低碳轉型?！嵘稍偕茉蠢帽壤?，大力推動風電、光伏發(fā)電發(fā)展，因地制宜發(fā)展水能、地熱能、海洋能、氫能、生物質能、光熱發(fā)電。加快大容量儲能技術研發(fā)推廣，提升電網(wǎng)匯集和外送能力?！?
2021年3月1日，國家電網(wǎng)公司發(fā)布《“碳達峰、碳中和”行動方案》提出：“加快能源技術創(chuàng)新，提高新能源發(fā)電機組涉網(wǎng)性能，加快光熱發(fā)電技術推廣應用。提升靈活調節(jié)電源的比重，建設調峰電源，發(fā)展“新能源+儲能”、光熱發(fā)電，提高系統(tǒng)調節(jié)能力?！?
2021年4月8日，國家發(fā)展改革委《關于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知（征求意見）》指出：“2022年1月1日后并網(wǎng)的首批光熱示范項目中央財政不再補貼。鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發(fā)電、風電、太陽能熱發(fā)電等新能源產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展?！?
2021年10月10月26日，國務院發(fā)布《2030年前碳達峰行動方案》在“重點任務”中提出：“大力發(fā)展新能源。積極發(fā)展太陽能光熱發(fā)電，推動建立光熱發(fā)電與光伏發(fā)電、風電互補調節(jié)的風光熱綜合可再生能源發(fā)電基地?！薄凹涌旖ㄔO新型電力系統(tǒng)。構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)，推動清潔電力資源大范圍優(yōu)化配置。大力提升電力系統(tǒng)綜合調節(jié)能力，加快靈活調節(jié)電源建設；加快新型儲能示范推廣應用?！?
正是基于前面分析的電力系統(tǒng)對儲能的需求以及目前尚沒有一個很好的普適性的儲能技術，所以各個層面包括國家電網(wǎng)相關政策都有提及光熱發(fā)電。這里面兩個詞我覺得用的很好，一個是“因地制宜”，一個是“積極發(fā)展”。光熱發(fā)電不具有普適性，和抽水蓄能一樣，受廠址條件以及太陽能資源條件限制。積極發(fā)展意思就是認準了就快干，沒別的好方案替代。
為此，近年來我公司（中電工程西北院）開展了多項“光熱儲能+”方案的研究，積累了一些的經(jīng)驗。按照1:10到1:5容量比例，配置光熱加光伏，在條件合適的地區(qū)，可以實現(xiàn)12h以上儲能（具體看對該電站的定位，儲能時長越長，越經(jīng)濟，但要確保利用率），具有成本優(yōu)勢。國際上也類似，如迪拜700MW光熱＋250MW光伏，還有北非摩洛哥幾個項目。
這張PPT是幾個典型的省區(qū)公布的一些“光熱+”項目，包括甘肅省這幾個以及陜西省一體化多能互補項目、吉林、青海等。大家都比較熟悉我不細說了。
四、“光熱儲能+”案例分析
1、基本思路
所謂優(yōu)化，其基本思路就是選擇合理的儲能容量，結合電力系統(tǒng)生產(chǎn)模擬等手段，確定儲能容量大小。必要的時期通過電熱儲能系統(tǒng)，耦合光伏和儲熱，將棄電回收到儲熱系統(tǒng)存儲，進一步提高向下調峰能力，就是壓低項目的總體出力的能力。極端天氣下，就比如前面提到的今年1月7日晚高峰的沒風沒光的時候，可以通過光熱電站長時間甚至跨日調節(jié)能力，提高項目向上的調節(jié)能力。那么項目總體的電價期望就是依靠光伏發(fā)電的低成本，結合光熱儲能的特性，實現(xiàn)一定調節(jié)能力的綜合電力生產(chǎn)模式，示范項目打造統(tǒng)一電價，不高于項目地（如甘肅）火電基準電價。
2、電源配比方案
針對甘肅酒泉地區(qū)，我們和中國電科院共同做了一個研究和分析，選取項目所在地全年每小時的氣象站的太陽輻射度數(shù)據(jù)，分析光熱、光伏部分出力特性與互補特性，并結合當?shù)氐呢摵蓴?shù)據(jù)進行負荷匹配度分析。引入一個量化指標負荷相關性系數(shù)r。負荷相關性系數(shù)r值越大，說明總出力與負荷的匹配能力也越強，項目的電網(wǎng)友好性也就越強。下面一組曲線橫坐標是一天的時間，縱坐標是電站出力或電網(wǎng)負荷。
比較研究了多個配置場景，包括光伏電站不配置光熱，光熱電站降低出力調峰運行以及日內頻繁啟停的調峰運行。結果表明，光伏電站通過配置光熱電站，負荷相關性系數(shù)可由0.175提升至0.330（上表1），說明該項目總出力與負荷的匹配能力顯著增強，電網(wǎng)友好性明顯改善。同時，不同光熱調峰模式下，負荷相關性系數(shù)也存在一定差異，在實際運行過程中，應根據(jù)負荷變化情況，制定相對靈活的光熱電站運行模式，提升項目整體電網(wǎng)友好性。
無論以何種模式運行，負荷相關性指數(shù)較不配置光熱的場景大近80%以上。
電源配比方案，橫向比較了電化學儲能的場景，具體如下四個方案，對光伏+儲能與光伏+光熱等多場景進行了比較。
同樣以負荷相關性為指標，場景4中“光伏+光熱”配置方式的電網(wǎng)友好性最好，大幅優(yōu)于光伏配置10%、20%電化學儲能的方式。因此本項目電源配置方案選擇光伏+光熱方式。
關于具體配比的進一步分析，對項目設計了兩種方案進行對比：第一種是光伏發(fā)電部分裝機500MW，年均利用小時數(shù)為1786.7小時；100MW光熱發(fā)電項目，年均利用小時數(shù)為2230h。一體化項目平均年總上網(wǎng)電量約13.35億kWh(1860h@600MW)。
按甘肅省燃煤標桿0.3078元/kWh，對項目計算期25年內的資本金內部收益率進行測算，其計算結果是：資本金內部收益率為6.56%。
第二種方案是，光伏發(fā)電部分裝機600MW，年均利用小時數(shù)為1786.7小時；100MW光熱發(fā)電項目，年均利用小時數(shù)為2230h。一體化項目平均年總上網(wǎng)電量約13.35億kWh（1850h@700MW)。
按甘肅省燃煤標桿0.3078元/kWh，對項目計算期25年內的資本金內部收益率進行測算，其計算結果是：資本金內部收益率為7.40%。
由以上數(shù)據(jù)可見，項目配置具有較好的調節(jié)能力，電網(wǎng)友好性較電池儲能好。同時在全部電力可被消納的前提下，項目具備盈利能力，只是比部分公司對項目投資回報的期望值低。這是共性問題，我覺得我們在沒有進一步較好的儲能并網(wǎng)電價的背景下，應該降低對投資收益率的期望。
3、卡諾電池（熔鹽電加熱器）
最后再簡單提一下電熱儲能。這個概念被德國DLR叫做卡諾電池。和比較流行電池概念相結合，有點蹭熱度的意思。它的思路也很簡單，就是一個場站內，當電網(wǎng)限制光伏并網(wǎng)時，將光伏棄電通過電加熱，以熱能形式存儲于高溫儲熱系統(tǒng)中。光伏出力不足的晚高峰等時段，電站對外輸送更多的電能，實現(xiàn)調峰。
但這種方案成本比較高。特別的當儲能電價不利于方案實施時，本部分新增投資的年利用率較低，比如新增的電熱儲能部分一年折合到額定功率容量只有200h。（電池儲能按一天一個循環(huán)，大概也就600h利用小時數(shù)），這種方案本身就不具備經(jīng)濟可行性，還不如把電棄掉。
最后一張PPT，看一下剛才提到的高溫熔鹽儲能和既有火電結合，這個圖是引用DLR相關資料的，我做了中文翻譯。圖的中間區(qū)域是燃煤鍋爐，把它換成光熱電站的集熱系統(tǒng)一個道理。這意思就是和既有的汽輪發(fā)電機組結合，結余固定資產(chǎn)投資，或者說是挖掘既有固定資產(chǎn)的價值，通過增加電熱轉換系統(tǒng)，耦合傳統(tǒng)的光伏風電類新能源棄電，提高新能源電站調節(jié)能力。這個方案技術難點在于幾個關鍵設備。目前成熟的電熱轉換設備電壓等級較低，比如1kV，這樣的話變壓器、電纜等配電成本會很高。電加熱功率越大同時儲能容量越小，則單位成本越高；反之亦然；該類技術設備的壽命較長，幾乎無循環(huán)次數(shù)限制；因此需要用足該模塊方能體現(xiàn)經(jīng)濟性，也就是折合到功率基礎的利用小時數(shù)要足夠高，否則不建議配置。
因為利用了既有存量高效火電機組的熱電轉換，節(jié)約了投資。考慮電熱轉換部分成本及儲能成本，初投資折算到單位電能存儲，單位電能存儲成本520～750元/kWhe，符合國家政策，即挖掘存量機組的儲能調節(jié)能力。
