前言

近期，國家發改委、國家能源局印發了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施方案》，超20省也已明確儲能配置比例，“新能源+儲能”開發建設模式初顯成效，中國新型儲能進入快速發展階段。在多元儲能體系的商業化運行過程中，電化學儲能（以鋰離子電池為主）及光熱發電（配置熔鹽光熱儲能）以靈活方便、技術較為成熟、較易形成規模的特點在國內競爭性配置、大基地建設等多類項目和豐富的商業場景中積極應用。

本文就電化學儲能（鋰離子電池）及光熱發電（配置熔鹽光熱儲能）兩類儲能方式，從應用場景、技術性能、經濟造價三方面進行初步比對，對這兩類儲能的配置提出建議。

熔鹽光熱儲能部分

一、應用概況

近年來，高溫熔鹽蓄熱在太陽能熱發電的研究和應用在我國也得到了快速發展，已進入示范和推廣階段。我國先后已有青海德令哈50MW槽式、50MW塔式和甘肅敦煌100MW塔式、共和50MW塔式等8個大容量熔鹽蓄熱太陽能熱電站相繼投運。

表1我國部分已并網規模光熱電站項目表

根據太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟統計，截至2021年底，我國太陽能熱發電累計裝機容量538MW（含MW級以上規模的發電系統）。在我國已建成的太陽能熱發電系統中，塔式技術路線占比約60%，槽式約28%，線性菲涅耳技術（以下簡稱線菲）約占12%。

圖1我國部分已并網規模光熱電站項目表；數據來源：中國太陽能熱發電行業藍皮書2021

圖2我國已建成太陽能熱發電項目中的裝機技術類型；數據來源：中國太陽能熱發電行業藍皮書2021

二、技術原理

近年來，隨著熔鹽儲能技術的成熟，儲熱系統已成為光熱電站系統的常見組成部分。帶有蓄熱裝置的光熱發電系統在白天把一部分太陽能轉化成熱能儲存在蓄熱系統中，在傍晚之后或者電網需要調峰的時候用于發電以滿足電網的要求，可以保證電力輸出更加平穩和可靠，可作為新能源基地的支撐電源。

圖3熔鹽儲能電站系統示意圖

光熱電站的熱交換系統具有較好的可控性和調節能力，能支持汽輪機組進行快速出力調節，具有與燃氣機組類似的爬坡能力，高于普通火電機組每分鐘調節2%～5%的裝機容量。

光熱電站的配置方案較多，不同的DNI分布情況（可利用的能量），不同的鏡場面積（能量接收的能力）、不同的儲熱時長（能量儲存的能力）、不同的汽輪機輸出功率（能量使用的能力）、不同的調度運行方式（不同時間的能量使用分配）等均會引起光熱電站利用小時數及出力特性的變化。

三、應用場景

太陽能熱發電（光熱發電）作為可再生能源發電的一種，既保留了風電、光伏清潔發電的特點，又具有一定的靈活性，協調了可再生能源發電利用與其出力不確定性之間的矛盾。太陽能光熱電站由聚光集熱、儲熱和發電環節構成，不同子系統之間的能量傳遞由導熱流體實現，發電環節基本原理與常規發電機組一致。光熱電站的熱力循環比普通火力發電具有更好的可控性和調節能力，達到與燃氣機組相近的爬坡速度，光熱電站的機組最快可達到16~20%PGN/min，這種快速爬坡能力進一步提升了可調度特性。聚光鏡場與光熱電站能量流示意圖如下圖所示。

圖4聚光鏡與光熱電站能量流示意圖

四、安全風險

儲能安全性是大容量儲能的一個重要方面，帶有二元硝酸鹽的儲熱是一種安全性較高的儲熱方式。目前，國內單機容量最大的首航高科塔式光熱電站儲電已達1.7GWh；全球達到了1000GWh。自1982年4月美國SOLAR ONE以來，全球669萬千瓦的太陽能熱發電裝機還未發生過類似鋰電爆炸等安全性事故，是一種高安全性的儲能方式。

五、建設條件

1.場址區大氣透明度高，氣候干燥少雨，日照時間長，太陽能資源豐富。選址區域的年太陽能直射輻射（DNI）量不宜低于1600kWh/（m2?a）。

2.建設用地符合當地土地利用總體規劃，場址宜地勢開闊、平坦，無遮擋物。

3.非地質災害多發區，地質構造穩定，無洪澇災害。周圍地形、特殊建筑物等，無遮擋太陽光。區域地形具有對霧氣、煙霧等擴散、吹散的有利條件。

4.盡量靠近主干電網，以減少新增輸電線路的投資具有便利的交通運輸條件和生產生活條件，場址征地費用低。

5.選擇滿足光熱電站供水要求的場址。

六、經濟性分析

太陽能熱發電是技術和資金雙密集型行業，產業鏈長，涉及學科多，系統復雜；項目的投資受裝機容量規模、儲熱時間影響較大。根據相關研究資料及實際工作開展情況，現收集若干經濟性測算案例以供參考。

案例1——塔式和槽式光熱電站

（1）案例來源

2021年中國太陽能熱發電行業藍皮書，編制單位：國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟、中國可再生能源學會太陽能熱發電專業委員會、中關村新能源太陽能熱利用技術服務中心。

（2）案例詳情

塔式光熱電站

根據太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟委托浙江可勝技術股份有限公司編寫的《太陽能熱發電成本下降路徑分析》報告，12小時儲熱100MW塔式太陽能熱發電站的總投資在25~30億元之間。聚光、吸熱、儲換熱系統約占整個電站成本的77%左右，是決定太陽能光熱發電站造價高低最重要的因素。

圖5 12小時儲熱100MW塔式太陽能光熱電站投資組成

隨著電站規模變大，或儲能時間增加（根據不同的邊界條件，儲能時間會有個最優值），定日鏡數量會相應增加，這樣太陽島成本所占的投資成本比例也會增加；但電站年利用小時數和所發電量都會有所提升，因此電站整體經濟性將會提高，發電成本會有所下降。

槽式光熱電站

下圖是我國某裝機10萬千瓦儲熱10小時典型槽式光熱電站的投資構成圖。該電站總投資約28億元。其中，集熱系統占比約52%，儲熱系統占比約18%。

圖6我國13小時儲熱100MW導熱油槽式電站投資組成

儲能時長和度電成本

從系統容量配置角度，太陽能熱發電站的裝機容量、儲能時長和鏡場面積與電站的經濟性密切相關。一般來說，為了儲存更長時間的能量，就需要增加聚光場的面積，這種情況下一次投資的成本就會增加；然而由于儲能時長的增加，電站發電量將提高，度電成本則會下降。但針對不同的氣象條件、可用土地面積和電站設計等存在一個最優化的儲熱值。

圖7太陽能熱發電儲能時長與電力成本的關系

根據德國宇航中心（DLR）早期的研究結果（如上圖所示），當儲能時長超過15小時，相對于沒有儲能的太陽能熱發電100%的電力成本而言，度電成本將呈上升趨勢。因此，需要根據實際情況對儲能時長進行優化。

案例2——某直流通道配套電源基地綜合電價測算

通道擬采用火電、儲能作為通道的調節電源，風電、光伏發電為主力送電電源，主要承擔電量供應任務。

其中，電化學儲能造價按照800元/千瓦時+200元/千瓦，運行年限按照10年，年運行維護費按照1%計算。光熱發電工程造價單位千瓦投資有望降低至22000元/千瓦～24000元/千瓦，發電小時為3500～4000小時時，成本電價分別為0.9～1元/千瓦時。

經初步測算，配置電化學儲能每增加100萬千瓦時，將增大送端綜合發電成本0.003元/千瓦時;光熱項目每增加10萬千瓦,將增加送端發電成本0.008元/千瓦。

電化學儲能部分

一、應用概況

根據4月中關村儲能產業技術聯盟最新發布的《儲能產業研究白皮書2022》，截至2021年底，我國已投運新型儲能累計裝機規模達到5729.7MW，同比增長75%，其中鋰離子電池占比接近90%。2021年新增投運新型儲能新增規模首次突破2GW，達到2.4GW/4.9GWh，同比增長54%，鋰離子電池有百兆瓦級項目并網運行。

圖1中國電力儲能市場累計裝機規模（2000-2021）| 數據來源：CNESA全球儲能項目庫

圖2中國新型儲能市場累計裝機規模（2000-2021）| 數據來源：CNESA全球儲能項目庫

二、技術原理

電化學儲能具有能量密度高、響應時間快、維護成本低、靈活方便等優點，已成為目前大規模儲能技術的發展方向。其中，磷酸鐵鋰由于具有安全性與循環壽命優勢、材料成本的誘惑，是電力儲能領域的熱門技術和應用最多的鋰電技術。但是目前磷酸鐵鋰電池單個電芯壽命為4000次，電池成組后則只有3000次左右，系統充放電效率約85%左右，1kWh的電池生命周期內放出電量不到2500kWh。

三、應用場景

電化學儲能技術已經比較成熟，具有響應速度快、建設周期短、施工安裝易，能夠貼近負荷、各類新能源靈活配置，成本也逐年降低，在電源側、電網側及用戶側都有相應的應用場景。

圖5 2021年中國新增新型儲能項目接入位置&應用場景分布 | 數據來源：CNESA全球儲能項目庫

1.電源側電化學儲能結合光伏或風電發電站建設，可提高該新能源發電站的消納比例，減少棄風棄光給電站帶來的影響。也可提高電站調頻能力，參與電網調頻。

2.電網側儲能將儲能配置在電網節點上，可參與調峰服務，提高電網安全穩定水平，配置在新能源送出阻塞的關鍵節點，可在阻塞發生時充電儲能，在電網夜間需要增加電源出力時放電，提升新能源消納能力。配置在峰谷差較大的變電站可幫助電網削峰填谷，延緩電網升級改造。

圖6電化學儲能參與電力系統調峰、調頻服務

3.用戶側儲能作用包括分時電價管理（峰谷價差套利）、容量費用管理、需求側響應、提高供電可靠性、以及在微電網中起到穩定系統輸出、提供備用電源、提高調度靈活性、能提高現有發輸配用電設備的利用率等。

圖7工商業儲能峰谷價差套利、減少電費成本

四、安全風險

目前應用廣泛的鋰離子電池由于其固有的充放電工作原理，該類電化學儲能存在天然的安全隱患。因生產工藝、運行操作等原因，國際國內已有多起鋰電池類的電化學儲能起火爆炸安全事故發生。其他類型的電化學儲能也有相似情況。因此，電化學儲能的建設需滿足防火和防爆的要求。

五、建設條件

1.電化學儲能電站總體規劃應與當地的城鎮規劃或工業區規劃相協調，宜充分利用就近的交通、給排水及防洪等公用設施。站區內設備的布置應緊湊合理，方便操作，并應設置檢修場地及放置備品備件、檢修工具的場所，以及相應的消防及運輸通道和起吊空間。

2.電化學儲能電站站址選擇應根據電力系統規劃設計的網絡結構、負荷分布、應用對象、應用位置、城鄉規劃、征地拆遷的要求進行，并應滿足防火和防爆要求，且應通過技術經濟比較選擇站址方案。站址應有方便、經濟的交通運輸條件，與站外公路連接應短捷，且工程量小；站址宜靠近可靠的水源。

六、經濟性分析

根據相關研究，延長電池壽命是LCOS下降的核心影響因素。根據寧德時代估算，對于6000次儲能系統，若電池壽命延長到10000次，LCOS可下降60%以上。同時，降低損耗是降本的有效路徑，具體包括提升能量效率、改善冷卻方式、提升能量密度等。

圖8電池儲能技術進步空間大

根據相關研究資料及實際工作開展情況，現收集若干經濟性測算案例以供參考。

案例1——儲能系統成本簡單計算

（1）案例來源

2021年11月武漢儲能會議，水發興業能源（珠海）有限公司李晟主講《儲能應用技術發展困境與思考》

（2）案例詳情

目前磷酸鐵鋰電池單個電芯壽命為4000次，電池成組后則只有3000次左右，容量從100%到80%損耗，系統85%左右的充放電效率，1kWh的電池生命周期內放出電量不到2500kWh。

假如收入為0.8元/度電（目前所謂的可以賺錢的峰谷差），則毛收入為2000元，加上運維費用，稅費等損耗，1kWh儲能系統成本如果在1500元以上就會賠錢。

案例2——光伏+電化學儲能

（1）案例來源

2021年11月武漢儲能會議，浙江浙能技術研究院馬福元主講《電化學儲能助力碳中和》

（2）案例詳情

2021年電化學儲能系統成本約1.5元/Wh左右，是儲能經濟性的拐點，大電站配儲在某些地區具備較強的經濟性。假設光伏電站100MW的運營規模，配儲20%*2h，循環次數為7000次，每天充放電一次，按照配儲后電站4.5元/W的綜合成本計算：一類地區發電小時1100h，上網電價為0.51元/kWh，具備經濟性；二類地區發電小時為1300h，上網電價為0.42元/kWh，具備經濟性；三類地區發電小時為1600h，上網電價為0.36元/kWh，具備經濟性。

圖9不同場景下大電站配儲經濟性彈性測算 | 數據來源：中國能源網

工作建議

1.根據現階段儲能裝備的發展現狀和發展趨勢，“十四五”期間，電化學儲能仍是電網電源側、電網測、用戶側的儲能發展主力軍，并隨著未來技術進步、電池成本降低，液流電池以及鈉硫電池的規模化應用，電化學儲能會在未來電網調峰中發揮巨大作用。建議在“風光火儲”“風光水儲”等已經具備良好電網調峰調頻的一體化項目中配置電化學儲能，并積極應用除鋰離子電池以外效率更高、循環壽命更長的新技術電池，不僅保證收益，也能在具備充足的電網系統調節資源前提下，充分發揮電化學儲能的作用。

2.依托千萬千瓦級可再生能源基地的開發，聯合當地政府開發共享儲能，并以集中建設開發降低建設和運維成本，以專業的技術團隊力量保障電化學儲能電站的安全。

3.在特高壓直流配套電源建設基地，積極布局電化學儲能和光熱發電，在經濟賬算得過來的前提上，多配置儲能時長較長的光熱發電，以規模降低度電成本。

4.對具有豐富的太陽能資源和大面積的荒漠化土地，或源網荷儲一體化示范項目中，可繼續示范性發展一批光熱電站項目，并持續探索更加優化的商業模式。

5.當前在基地建設和通道建設當中，電化學儲能和光熱發電應對的主要應用場景不同。電化學儲能主要適用于中短期儲能配套（一般為4小時以下），成本基本成線性變化，裝機和儲電量的配置較為固定；熔鹽儲熱可用于中長期儲能（6小時以上），容量越大時成本越低，裝機和儲電量的配置較為靈活。因此，可根據實際需求和不同儲能形式的特點開展規劃工作，并考慮和探索多元混合儲能的配置方法。

參考文獻：《2022儲能產業研究白皮書》（摘要版）/中國太陽能熱發電行業藍皮書2021

注：本文轉自NWE西勘院規劃研究中心，作者李東俠、袁玲。