“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(jī)平均熱電效率折算到電能，大致相當(dāng)于存儲一度電成本250元。同時光熱電站依靠汽輪機(jī)發(fā)電，為電力系統(tǒng)提供轉(zhuǎn)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(jī)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(shù)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟、中國工程熱物理學(xué)會、中國可再生能源學(xué)會、中國電機(jī)工程學(xué)會、全國太陽能光熱發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)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(shè)計院新能源與市政工程分院總工、技術(shù)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(shù)進(jìn)行了對比，同時對“光熱儲能+”案例進(jìn)行了分析。經(jīng)他本人同意，主要發(fā)言內(nèi)容整理如下，以供業(yè)界參考。

一、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的背景

構(gòu)建安全可靠的電力系統(tǒng)是以國家政策為導(dǎo)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(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見》，意見提出：優(yōu)先發(fā)展新能源，穩(wěn)妥推進(jìn)增量“風(fēng)光水（儲）一體化”，探索增量“風(fēng)光儲一體化”。

結(jié)合“意見”相關(guān)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(biāo)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(diào)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(diào)峰壓力。最后兩點需要注意的就是經(jīng)濟(jì)性和安全可靠性的問題。一體化項目的經(jīng)濟(jì)性，目前還主要是參照項目所在地的基于燃煤機(jī)組的上網(wǎng)基準(zhǔn)電價，基準(zhǔn)價就是之前說的標(biāo)桿電價；2019年國家發(fā)改委把燃煤機(jī)組并網(wǎng)電價機(jī)制改為“基準(zhǔn)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(jì)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(diào)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(fù)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(diào)度負(fù)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(fù)荷達(dá)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(fù)荷比2020年夏季峰值增長了10%以上，所以應(yīng)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(jī)是20多億千瓦，那么負(fù)荷需求1月7日最大近12億千瓦，保障起來應(yīng)該沒問題呀？因為負(fù)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(dāng)日全國大面積沒風(fēng)，所以風(fēng)力發(fā)電的裝機(jī)出力只有10%左右，這樣算來，全國5.3億千瓦風(fēng)電和光伏發(fā)電的總裝機(jī)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(jī)，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(jī)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(yīng)，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(yán)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(fēng)電為主的傳統(tǒng)新能源滲漏率的進(jìn)一步提升，電力系統(tǒng)對儲能型可調(diào)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(jī)的進(jìn)一步增大，便需要充分發(fā)揮電源側(cè)電網(wǎng)側(cè)以及負(fù)荷端各環(huán)節(jié)的靈活調(diào)節(jié)，對電力儲能提出了較高要求。隨著新能源占比進(jìn)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(rèn)為我國處于第二、第三階段之間，那么與之匹配的調(diào)節(jié)手段包括左側(cè)PPT顯示的，諸如風(fēng)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(dāng)然碳達(dá)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(xué)的在電源側(cè)，電網(wǎng)側(cè)以及負(fù)荷側(cè)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(diào)節(jié)型電源，關(guān)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(shù)

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(shù)”。電力多能互補是深度探索風(fēng)光熱儲多組態(tài)、多功能、可調(diào)節(jié)、可調(diào)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(guān)于新能源發(fā)電項目要求配套建設(shè)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(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)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(dǎo)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(diào)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(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模、鼓勵多渠道增加調(diào)峰資源。其中對于自建調(diào)峰資源方式掛鉤比例要求是，自建調(diào)峰資源指發(fā)電企業(yè)按全資比例建設(shè)抽水蓄能、化學(xué)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(diào)峰資源建設(shè)，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(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進(jìn)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(yīng)該是具備儲能功能的調(diào)節(jié)型太陽能電站。該類方案的經(jīng)濟(jì)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(dāng)前來說，是以磷酸鐵鋰為主的技術(shù)成熟型電池；或許在近一段時間內(nèi)，鈉離子電池可以突破相關(guān)技術(shù)及成本制約，在接下來的近幾年內(nèi)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(nèi)還不具有商業(yè)競爭力。

電池儲能電站建設(shè)簡單快捷，可以在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)建設(shè)，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(guān)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。考慮到電池儲能電站本身并不能像光伏、光熱或者風(fēng)電一樣發(fā)電，需要充電進(jìn)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(zhǔn)電價0.2277計算，加上前面說的0.7元，相當(dāng)于一度可以調(diào)節(jié)的新能源，社會支付成本大概是0.96元以上。當(dāng)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(diào)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(shè)，今年啟動了一批抽水蓄能電站的建設(shè)，在建的抽水蓄能電站容量已經(jīng)遠(yuǎn)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(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見》，以及近期國家發(fā)展改革委下發(fā)的《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機(jī)制有關(guān)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(zhǔn)許收益的原則核定。其中，容量電價彌補固定成本及準(zhǔn)許收益，并按無風(fēng)險收益率（長期國債利率）加1～3個百分點的風(fēng)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?jǐn)偟匠跬顿Y，單位kW總投資增加6000～9000元，再加上建設(shè)成本的千萬投資，按6000元，相當(dāng)于單位kW投資1.5萬元。當(dāng)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(dān)的成本。這樣看，電池儲能也好，抽水蓄能也好，提供1度可調(diào)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?xì)廨啓C(jī)技術(shù)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(zhuǎn)化為空氣的內(nèi)能存儲起來；在用電高峰，高壓空氣從儲氣室釋放，進(jìn)入燃燒室同燃料一起燃燒，然后驅(qū)動透平發(fā)電。三四十年前已得到了商業(yè)應(yīng)用。雖然在全球范圍內(nèi)有多個壓縮空氣儲能的試點項目在進(jìn)行，當(dāng)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(shè)施。前者是壓縮空氣儲能應(yīng)用的第一座也是目前最大的采用壓縮空氣存儲風(fēng)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(fù)荷需求高峰，壓縮空氣引出與天然氣在燃機(jī)中燃燒發(fā)電，燃機(jī)在6分鐘內(nèi)能夠達(dá)到321MW的滿出力，其排放量僅是同容量燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)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(shù)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(dāng)然其他條件較好時，效率低不是制約儲能的關(guān)鍵因素，要落腳于經(jīng)濟(jì)性。

國內(nèi)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(shù)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(guān)政策

繼續(xù)回到光熱發(fā)電，梳理一下近期有關(guān)于光熱發(fā)電的相關(guān)政策文件。

今年2月22日，《國務(wù)院關(guān)于加快建立健全綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟(jì)體系的指導(dǎo)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(zhuǎn)型。……提升可再生能源利用比例，大力推動風(fēng)電、光伏發(fā)電發(fā)展，因地制宜發(fā)展水能、地?zé)崮堋⒑Ｑ竽堋淠堋⑸镔|(zhì)能、光熱發(fā)電。加快大容量儲能技術(shù)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(dá)峰、碳中和”行動方案》提出：“加快能源技術(shù)創(chuàng)新，提高新能源發(fā)電機(jī)組涉網(wǎng)性能，加快光熱發(fā)電技術(shù)推廣應(yīng)用。提升靈活調(diào)節(jié)電源的比重，建設(shè)調(diào)峰電源，發(fā)展“新能源+儲能”、光熱發(fā)電，提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。”

2021年4月8日，國家發(fā)展改革委《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)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(fēng)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(wù)院發(fā)布《2030年前碳達(dá)峰行動方案》在“重點任務(wù)”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(fēng)電互補調(diào)節(jié)的風(fēng)光熱綜合可再生能源發(fā)電基地。”“加快建設(shè)新型電力系統(tǒng)。構(gòu)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(diào)節(jié)能力，加快靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)；加快新型儲能示范推廣應(yīng)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(shù)，所以各個層面包括國家電網(wǎng)相關(guān)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(rèn)準(zhǔn)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(jì)，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(xì)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(jié)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(jìn)一步提高向下調(diào)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(fēng)沒光的時候，可以通過光熱電站長時間甚至跨日調(diào)節(jié)能力，提高項目向上的調(diào)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(jié)合光熱儲能的特性，實現(xiàn)一定調(diào)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(zhǔn)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(jié)合當(dāng)?shù)氐呢?fù)荷數(shù)據(jù)進(jìn)行負(fù)荷匹配度分析。引入一個量化指標(biāo)負(fù)荷相關(guān)性系數(shù)r。負(fù)荷相關(guān)性系數(shù)r值越大，說明總出力與負(fù)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(biāo)是一天的時間，縱坐標(biāo)是電站出力或電網(wǎng)負(fù)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(diào)峰運行以及日內(nèi)頻繁啟停的調(diào)峰運行。結(jié)果表明，光伏電站通過配置光熱電站，負(fù)荷相關(guān)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(fù)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(diào)峰模式下，負(fù)荷相關(guān)性系數(shù)也存在一定差異，在實際運行過程中，應(yīng)根據(jù)負(fù)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(fù)荷相關(guān)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(xué)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(jìn)行了比較。

同樣以負(fù)荷相關(guān)性為指標(biāo)，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(xué)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(guān)于具體配比的進(jìn)一步分析，對項目設(shè)計了兩種方案進(jìn)行對比：第一種是光伏發(fā)電部分裝機(jī)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(biāo)桿0.3078元/kWh，對項目計算期25年內(nèi)的資本金內(nèi)部收益率進(jìn)行測算，其計算結(jié)果是：資本金內(nèi)部收益率為6.56%。

第二種方案是，光伏發(fā)電部分裝機(jī)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(biāo)桿0.3078元/kWh，對項目計算期25年內(nèi)的資本金內(nèi)部收益率進(jìn)行測算，其計算結(jié)果是：資本金內(nèi)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(diào)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(jìn)一步較好的儲能并網(wǎng)電價的背景下，應(yīng)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(jié)合，有點蹭熱度的意思。它的思路也很簡單，就是一個場站內(nèi)，當(dāng)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(diào)峰。

但這種方案成本比較高。特別的當(dāng)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(jì)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(jié)合，這個圖是引用DLR相關(guān)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(jī)組結(jié)合，結(jié)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(zhuǎn)換系統(tǒng)，耦合傳統(tǒng)的光伏風(fēng)電類新能源棄電，提高新能源電站調(diào)節(jié)能力。這個方案技術(shù)難點在于幾個關(guān)鍵設(shè)備。目前成熟的電熱轉(zhuǎn)換設(shè)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(shù)設(shè)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(jì)性，也就是折合到功率基礎(chǔ)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(jī)組的熱電轉(zhuǎn)換，節(jié)約了投資。考慮電熱轉(zhuǎn)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(jī)組的儲能調(diào)節(jié)能力。

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