电化学储能与熔盐光热储能初步对比分析（下篇）

一、应用概况

近年来，高温熔盐蓄热在太阳能热发电的研究和应用在我国也得到了快速发展，已进入示范和推广阶段。我国先后已有青海德令哈50MW槽式、50MW塔式和甘肃敦煌100MW塔式、共和50MW塔式等8个大容量熔盐蓄热太阳能热电站相继投运。

根据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至2021年底，我国太阳能热发电累计装机容量538MW（含MW级以上规模的发电系统）。在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式技术路线占比约60%，槽式约28%，线性菲涅耳技术（以下简称线菲）约占12%。

图1  我国部分已并网规模光热电站项目表

数据来源：中国太阳能热发电行业蓝皮书2021

图2  我国已建成太阳能热发电项目中的装机技术类型

数据来源：中国太阳能热发电行业蓝皮书2021

二、技术原理

近年来，随着熔盐储能技术的成熟，储热系统已成为光热电站系统的常见组成部分。带有蓄热装置的光热发电系统在白天把一部分太阳能转化成热能储存在蓄热系统中，在傍晚之后或者电网需要调峰的时候用于发电以满足电网的要求，可以保证电力输出更加平稳和可靠，可作为新能源基地的支撑电源。

图3  熔盐储能电站系统示意图

光热电站的热交换系统具有较好的可控性和调节能力，能支持汽轮机组进行快速出力调节，具有与燃气机组类似的爬坡能力，高于普通火电机组每分钟调节2%～5%的装机容量。

光热电站的配置方案较多，不同的DNI分布情况（可利用的能量），不同的镜场面积（能量接收的能力）、不同的储热时长（能量储存的能力）、不同的汽轮机输出功率（能量使用的能力）、不同的调度运行方式（不同时间的能量使用分配）等均会引起光热电站利用小时数及出力特性的变化。

三、应用场景

太阳能热发电（光热发电）作为可再生能源发电的一种，既保留了风电、光伏清洁发电的特点，又具有一定的灵活性，协调了可再生能源发电利用与其出力不确定性之间的矛盾。太阳能光热电站由聚光集热、储热和发电环节构成，不同子系统之间的能量传递由导热流体实现，发电环节基本原理与常规发电机组一致。光热电站的热力循环比普通火力发电具有更好的可控性和调节能力，达到与燃气机组相近的爬坡速度，光热电站的机组最快可达到16~20%PGN/min，这种快速爬坡能力进一步提升了可调度特性。聚光镜场与光热电站能量流示意图如下图所示。

图4  聚光镜与光热电站能量流示意图

四、安全风险

储能安全性是大容量储能的一个重要方面，带有二元硝酸盐的储热是一种安全性较高的储热方式。目前，国内单机容量最大的首航高科塔式光热电站储电已达1.7GWh；全球达到了1000GWh。自1982年4月美国SOLAR ONE以来，全球669万千瓦的太阳能热发电装机还未发生过类似锂电爆炸等安全性事故，是一种高安全性的储能方式。

五、建设条件

1. 场址区大气透明度高，气候干燥少雨，日照时间长，太阳能资源丰富。选址区域的年太阳能直射辐射（DNI）量不宜低于1600kWh/（m2∙a）。

2. 建设用地符合当地土地利用总体规划，场址宜地势开阔、平坦，无遮挡物。

3. 非地质灾害多发区，地质构造稳定，无洪涝灾害。周围地形、特殊建筑物等，无遮挡太阳光。区域地形具有对雾气、烟雾等扩散、吹散的有利条件。

4. 尽量靠近主干电网，以减少新增输电线路的投资具有便利的交通运输条件和生产生活条件，场址征地费用低。

5. 选择满足光热电站供水要求的场址。

六、经济性分析

太阳能热发电是技术和资金双密集型行业，产业链长，涉及学科多，系统复杂；项目的投资受装机容量规模、储热时间影响较大。根据相关研究资料及实际工作开展情况，现收集若干经济性测算案例以供参考。

案例1——塔式和槽式光热电站

（1）案例来源

2021年中国太阳能热发电行业蓝皮书，编制单位：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国可再生能源学会太阳能热发电专业委员会、中关村新能源太阳能热利用技术服务中心。

（2）案例详情

塔式光热电站

根据太阳能光热产业技术创新战略联盟委托浙江可胜技术股份有限公司编写的《太阳能热发电成本下降路径分析》报告，12小时储热100MW塔式太阳能热发电站的总投资在25~30亿元之间。聚光、吸热、储换热系统约占整个电站成本的77%左右，是决定太阳能光热发电站造价高低最重要的因素。

图5  12小时储热100MW塔式太阳能光热电站投资组成

随着电站规模变大，或储能时间增加（根据不同的边界条件，储能时间会有个最优值），定日镜数量会相应增加，这样太阳岛成本所占的投资成本比例也会增加；但电站年利用小时数和所发电量都会有所提升，因此电站整体经济性将会提高，发电成本会有所下降。

槽式光热电站

下图是我国某装机10万千瓦储热10小时典型槽式光热电站的投资构成图。该电站总投资约28亿元。其中，集热系统占比约52%，储热系统占比约18%。

图6  我国13小时储热100MW导热油槽式电站投资组成

储能时长和度电成本

从系统容量配置角度，太阳能热发电站的装机容量、储能时长和镜场面积与电站的经济性密切相关。一般来说，为了储存更长时间的能量，就需要增加聚光场的面积，这种情况下一次投资的成本就会增加；然而由于储能时长的增加，电站发电量将提高，度电成本则会下降。但针对不同的气象条件、可用土地面积和电站设计等存在一个最优化的储热值。

图7  太阳能热发电储能时长与电力成本的关系

根据德国宇航中心（DLR）早期的研究结果（如上图所示），当储能时长超过15小时，相对于没有储能的太阳能热发电100%的电力成本而言，度电成本将呈上升趋势。因此，需要根据实际情况对储能时长进行优化。

案例2——某直流通道配套电源基地综合电价测算

通道拟采用火电、储能作为通道的调节电源，风电、光伏发电为主力送电电源，主要承担电量供应任务。

其中，电化学储能造价按照800元/千瓦时+200元/千瓦，运行年限按照10年，年运行维护费按照1%计算。光热发电工程造价单位千瓦投资有望降低至22000元/千瓦～24000元/千瓦，发电小时为3500～4000小时时，成本电价分别为0.9～1元/千瓦时。

经初步测算，配置电化学储能每增加100万千瓦时，将增大送端综合发电成本0.003元/千瓦时;光热项目每增加10万千瓦,将增加送端发电成本0.008元/千瓦。

工作建议

1. 根据现阶段储能装备的发展现状和发展趋势，“十四五”期间，电化学储能仍是电网电源侧、电网测、用户侧的储能发展主力军，并随着未来技术进步、电池成本降低，液流电池以及钠硫电池的规模化应用，电化学储能会在未来电网调峰中发挥巨大作用。建议在“风光火储”“风光水储”等已经具备良好电网调峰调频的一体化项目中配置电化学储能，并积极应用除锂离子电池以外效率更高、循环寿命更长的新技术电池，不仅保证收益，也能在具备充足的电网系统调节资源前提下，充分发挥电化学储能的作用。

2. 依托千万千瓦级可再生能源基地的开发，联合当地政府开发共享储能，并以集中建设开发降低建设和运维成本，以专业的技术团队力量保障电化学储能电站的安全。

3. 在特高压直流配套电源建设基地，积极布局电化学储能和光热发电，在经济账算得过来的前提上，多配置储能时长较长的光热发电，以规模降低度电成本。

4. 对具有丰富的太阳能资源和大面积的荒漠化土地，或源网荷储一体化示范项目中，可继续示范性发展一批光热电站项目，并持续探索更加优化的商业模式。

5. 当前在基地建设和通道建设当中，电化学储能和光热发电应对的主要应用场景不同。电化学储能主要适用于中短期储能配套（一般为4小时以下），成本基本成线性变化，装机和储电量的配置较为固定；熔盐储热可用于中长期储能（6小时以上），容量越大时成本越低，装机和储电量的配置较为灵活。因此，可根据实际需求和不同储能形式的特点开展规划工作，并考虑和探索多元混合储能的配置方法。