4月25日，2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會在內蒙古呼和浩特盛大召開，中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司科技創新中心總經理、副總工程師趙曉輝出席會議并作主題報告《風光一體化項目配熔鹽儲能（不配光場）的若干問題探討》。

圖：趙曉輝

以下為演講內容。

大家好！我先說一下我發言的結論，不配光場的風光一體化項目，其經濟性是不是比直接采用電加熱熔鹽儲能并發電的系統便宜？或者說基于現階段的設備性能和投資水平，不配鏡場的方案經濟性是不是更好，答案是“不可能”。

光熱發電技術應用現狀

關于太陽能熱發電的概念，大家都比較熟悉了，前面也有人多次提到，為了整個報告的邏輯性完備，我這里還是要簡單提一下，太陽能熱發電是將太陽能轉換為熱能，通過熱功轉換過程發電的系統，一般依據上游能量收集環節的技術路線將其分為塔式光熱發電、槽式光熱發電、菲涅耳式光熱發電和碟式光熱發電。目前碟式光熱發電沒有商業化應用的案例，后面的比較分析就不講了。

圖：槽式導熱油電站流程示意圖

圖：菲涅耳/槽式熔鹽電站流程示意圖

圖：塔式熔鹽電站流程示意圖

如圖所示，光熱發電分為三個子系統，即聚光集熱系統，儲換熱系統和發電系統。我們今天討論的問題就是要把聚光集熱系統替換為電熱儲能的電加熱熔鹽系統的經濟性是否優于聚光集熱系統。

除了前面幾種帶儲熱的技術路線外，這張PPT是塔式水工質電站，也就是鏡場直接加熱水產生蒸汽，基本沒有儲熱功能。這個技術路線早在十多年前美國有三座大概130MW的電站，核準建設。運行到現在大約十余年了。這種技術路線沒有儲熱系統，簡單，其歷史背景就是當時的光伏建設成本比較高。我記得很清楚，2011年6月底，我當時因工作需要在北京某投資方出差，聽他們很高興的討論1.15元/kWh的電價政策文件剛出來。這個電價水平基本反映了當時光伏電站的投資水平，也就是很高。十多年過去了，這個成本幾乎降到當時的十分之一。那么上述DSG水工質電站在當時的意義就在于與光伏技術角逐太陽能發電的技術路線是光伏還是光熱。顯然，不帶儲熱的光熱電站不可能成本降低這么多。因此這類技術可以說，至少在中國，被歷史淘汰了。講這個的目的，就是表達一個觀點，即不論何種技術，若不能及時占領技術和成本優勢，必然會被歷史淘汰。如果鏡場失去了它的經濟競爭優勢，會被電加熱器完全替代，那我想沒有任何人會憐憫聚光集熱系統成套供應商的生存情況。這是一個很現實的問題，市場是殘酷的。

那么我們接下來分析一下，鏡場會不會退出歷史舞臺。

這張幻燈片羅列了光熱電站區別于光伏電站一些被認可的優勢以及特點，時間原因我就不展開講了，主要有負荷波動性好，具有儲能特別是長時儲能的優勢。當然其建設成本是遠高于光伏的。這里要強調一下，用具備儲能特征的光熱電站的發電成本和光伏比，本來就不科學。因為二者的特性，價值不同。

正因為上述優勢，政策層面，近三年來，從國務院、能源局到多省份，都陸續出臺的新能源儲能支持政策，提及支持光熱發電的發展，從一定層面已經印證了太陽能熱發電的存在價值。我們有理由認為光熱電站配置鏡場是合理的。

據不完全統計，目前全國已有近30個省份出臺了新型儲能規劃或新能源配置儲能文件；這個大的邏輯就是突飛猛進的新能源裝機容量占比對于消納調峰的迫切需求。各地政策中對新能源配儲占比要求達到10%~20%(裝機容量占比)，4小時以上并且低成本的長時儲能需求逐漸成為剛需；在部分光資源和電價合適的區域，實施長時熔鹽儲能與電熱儲能系統耦合，具有經濟競爭力（相對抽蓄或電化學儲能）。

此外，截至2024年3月底，我國列入政府名單的在建和擬建光熱發電項目超40個，總裝機容量約4800MW，預計將于2025年完成建設。

那么本報告的第二部分，誰在挑戰聚光集熱系統存在的必要性？

前面簡單介紹了光熱發電的特性，政策層面的態度。那么回到我們今天要討論的主題，誰在挑戰聚光集熱系統存在的必要性？

上圖數據來源是國際可再生能源協會報告，橫坐標為成對出現的時間段，每一段代表一種典型的發電形式；縱坐標為度電成本的指標。2010-2022年間不同發電形式的發電成本數據，作為對比，紅色虛線框為化石燃料的發電成本范圍，紫色框則代表光熱發電成本。

如圖所示，2010年太陽能熱發電成本較高，在0.3美元/kWh以上。到了2022年前后，太陽能熱發電成本跌至0.118美元/kWh。光伏發電成本在2022年遠遠跌破化石燃料發電成本。2024年，光伏發電成本下跌更甚，與之類似的還有海上風電、陸上風電。基于這個光伏發電的成本下降快速的背景，有觀點就提出，那用光伏發的電直接加熱儲熱的熔鹽，鏡場那么貴，要它干啥？這是一個很好，很嚴肅的問題，

2024年3月，據媒體報道，我國儲能系統報價年降幅超40%。卷價格、卷成本，“內卷”早已將整個儲能行業推上了風口浪尖。

舉幾個我親身經歷的數據，2022年4月，我們投標參與的寧夏某集中式儲能200兆瓦時項目，當時市場上的EPC價格是2100元/kWh，到了2023年的7、8月份，在河南建設同樣容量的儲能電站，EPC價格已經是1600元/kWh了；根據公開消息，最近剛剛結束的幾個國內招標，EPC成本跌到了800元/kWh以下。不到兩年的時間，電化學儲能的成本已經跌到兩年前的1/3，光伏發電更是如此。

根據彭博新能源財經數據，直至2030年，儲能裝機將以27%的復合年增長率增長，其中2030年年新增裝機容量將達110GW/372GWh，是2023年預期數字的2.6倍。

根據CNESA全球儲能項目庫的最新統計，截至2023年底，中國已投運的儲能項目累計裝機規模達到了86.5GW，同比增長了45%。抽水蓄能項目以51.3GW的累計裝機規模繼續占據主導地位，但自2015年以來，其規模占比持續下滑，2023年首次跌破60%。

與此同時，新型儲能項目累計裝機規模達34.5GW/74.5GWh，在2023年實現了迅猛增長，新增裝機規模高達21.5GW/46.6GWh，是2022年的三倍之多，并首次在新增投運規模上超過了抽水蓄能，近乎其四倍。

圖：我國儲能歷年新增并網規模

以上數據，無一不在側面印證電力系統對儲能的需求，同時也說明了儲能成本下降幅度之大——倘若價格一直居高不下，顯然是不會被市場接受的。這里稍微提一下不展開了，為了適應電化學儲能電站對薄弱電網區域的穩定運行支撐，近期部分區域招標的電化學儲能傾向于構網型儲能，相對于跟網型，其成本會有上浮。包括部分項目配套建設的調相機等，這些都是服務于新能源消納，或者保障在高比例新能源滲透率下，電網可靠運行的手段，都會增加以光伏風電為代表的傳統新能源發電成本綜合成本。

前面提到以光伏為代表的傳統新能源成本降低明顯；如何和熔鹽儲能的光熱電站做橫向成本對比？發電系統里面還得有一個關鍵設備，即電熱儲能系統中的電熱轉換設備，通俗講就是電加熱器。學術界有時候把這些設備稱之為卡諾電池；和傳統電池的區別是，它的能量是以熱能的方式儲存起來。系統的核心設備就是把電能轉化為熱能的設備，卡諾電池本身有如下典型的幾類，使用熱泵循環充能的卡諾電池；直接使用電加熱充能的卡諾電池；液化空氣儲能。我們對比的切入點就是目前相對比較成熟的電加熱器系統的成本，之所以用相對成熟，是說高電壓供電的大容量電加熱器（如50MW等級及以上）確實還沒有長時間的應用案例，比如三五年以上，因此需要保持對該技術的關注并不斷改進產品細節設計。

那么，前面是誰在挑戰聚光集熱系統存在的必要性？簡單講，是成本日益下降的光伏風電、電化學儲能，以及電熱儲能設備。

我們把上述低成本的光伏發電，電熱儲能設備串聯起來，將棄電以熱能形式存儲于高溫熔鹽，就地消納新能源電站的部分電能，提高新能源消納。根據工程實踐，電熱轉換及儲能部分單位成本約400-500元/kWhe(取決于充電功率，價格區間涵蓋4h充滿至1h充滿），這是折合到電能的總投資轉化和存儲成本；還要提及一點，電熱轉換和熔鹽儲能系統壽命更長（相對于目前的電化學儲能電池的循環壽命），幾乎無循環次數限制；

此外，光熱電站在電網穩定運行方面有以下技術優勢：作為旋轉慣量電源，可提高交流電網頻率穩定性。作為電壓支撐電源，可有效抑制新能源暫態過電壓。光熱電站完全是一個發新能源的傳統發電機組，可為系統提供短路容量，在發出有功的同時，還可以根據需要調節無功輸出，具備電壓支撐能力。為同步發電機電源，可提高交流電網功角穩定性。光熱電站聚合了可再生的太陽能資源和傳統汽輪發電機，由于不具有常規火電鍋爐燃燒環節，熱力系統惰性相對較小，負荷響應調節速度更快，可以快速響應系統中出現的大小擾動。

這些系統本質的優勢我們在成本比較中就不列了。

經濟性比較

根據以上對系統構成的分析，我們最后一部分內容給出經濟性比較的邏輯，路徑，和結果。提出如下三個問題，圍繞這三個大家感興趣的問題來展開。

問題1：光伏+電加熱器能否替代光熱電站中的聚光集熱系統？

問題2：已經存在大量棄電且棄電成本為0，純電制熱熔鹽儲能與電化學儲能經濟性對比。

問題3：現有光熱電站，擴大鏡場及采用電加熱器+棄電那種方案更優？

那我是否能客觀公正回答如上問題？應該可以。這里植入一段廣告，我們公司西北電力設計院近兩年在光伏、風電、電化學儲能以及光熱發電領域有大量工程實踐，全公司在這行的這類項目合同額度有300億，裝機容量10GW以上。我們對技術，政策，趨勢，成本了解比較全面。正是基于這些廣泛的實踐，我們有理由回答上述三個問題。

以新疆哈密我們執行的中國能建1.5GW光熱光伏項目為例，年太陽直接輻射資源DNI按2056kWh/㎡計算，年GHI1693kWh/㎡計算，如果是固定光伏，傾斜面全輻射GHI大約會提高10%以上，跟蹤光伏的話GHI比水平面GHI提高大概20%，按照產生相同的熱量（進入熔鹽儲熱系統）進行全壽命期內的經濟性對比。方案1：光熱聚光集熱系統。（采用塔式技術路線，按當前最新市場價）；方案2：光伏+電加熱器系統。（采用固定式光伏，N型，單位造價按2.9元/Wp，電加熱器系統投資按50萬元/MW，包含設備和建安成本）。對比數據如下表：可以看出，產生同樣的熱能，光伏加電加熱器的投資強度遠遠高于光熱的鏡場（含吸熱器）。這里面有-個技術層面的因素，第一是光伏電站太陽能到電能轉換效率（不是組件的效率）不到20%（是指年值，年發電量除以“組件面積和傾斜面GHI的乘積）），再乘以電能到熱能的轉換效率大概95%，我們樂觀近似認為近兩年來隨著異質結等技術的進步，上述光伏發電加電熱轉換實現太陽能到熱能的效率20%；而光熱鏡場太陽能到熱能的轉換效率45%，如果和光熱發電的光熱轉化效率比，光伏這邊水平面GHI和組件面積的乘積與發電量對應的光電效率大概22%左右，也就是光熱鏡場光熱轉化效率的一半。

▍光伏+電加熱器能否替代光熱電站中的聚光集熱系統？

這張幻燈片計算了產生1kWh熱量的成本。對于儲罐而言，無論熱能來自于聚光集熱系統還是電熱轉化，都能發電。其中，方案一采用塔式技術路線，聚光集熱系統采用在建的項目實施價格水平；方案二固定式光伏單位造價按2.9元/Wp，電加熱器系統投資按50萬元/MW，上述價格范圍包含設備的成本和施工和安裝成本，都是近期市場真實價格水平。

可以看出，在目前的價格水平下，上述算例下塔式光熱聚光集熱系統提供1kWh熱的成本約0.1268元，光伏+電加熱器提供1kWh熱的成本約0.1916元，方案2比方案1相對高約51%，若兩者要持平，光伏成本需下降到1.45元/Wp，在本評估用的單價水平上降低約50%。光伏發電的成本今年能降低50%么？不可能，明年呢，應該也不可能。所以暫時別考慮這個方案了。

由此，回答前述第一個問題，即鏡場提供熱量的經濟性好于光伏加電加熱器提供熱量。

▍那么過度到第二個問題，即已經存在大量棄電且棄電成本為0，純電制熱熔鹽儲能與電化學儲能經濟性對比。

這個場景沒有鏡場，一個獨立的電熱儲能電站。約定如下邊界條件：充電價格（棄電成本）0元/kWh，充電時長8h/天，每年滿充滿放次數250次/年。儲能放電功率都為300MW，儲能時長在2~8h。電化學儲能選用磷酸鐵鋰技術路線，成本按照0.85元/Wh估算，電芯更換按照0.4元/Wh估算（這個價格已經很低了）。

相關投資強度表及技術數據如下圖。

上述表格數據是投資強度，在不同儲能時長調價下，電化學儲能和電熱熔鹽儲能的度電成本變化趨勢如下曲線。

可以看出，隨著儲能時長增加，純電制熱熔鹽儲能的度電成本下降，而電化學儲能度電成本基本沒有變化。在本算例下，當儲能時長小于4.5h時，電化學儲能的度電成本更低；當儲能時長大于4.5h時，純電制熱熔鹽儲能的度電成本更低。經濟性轉折點在4.5h左右。注意不要得出結論4.5h的長時儲能，電加熱熔鹽并用汽輪機發電比電化學儲能便宜，因為我們認為購電成本是0，實際中至少目前不存在。如果考慮購電成本，會有效率的問題差異，也會有不同時段購電成本變化從而引起生產成本變化的問題等，計算對比較復雜。

當然電化學儲能的成本繼續快速下探的話，比如下降30%以上，甚至50%，難度較大，就要等待電化學儲能技術革命或者構成電池的原材料碳酸鋰價格繼續快速下探。所以第二個問題，純電制熱熔鹽儲能比電化學儲能更經濟。強調一下，應用場景是要跟既有的熔鹽儲能光熱電站結合，不再獨立建設發電單元，也就是通過增加電熱儲能系統，提高光熱發電機組的年利用小時數，也就是說對于一個大基地多種發電形式的項目，當下如果有光熱發電，那從經濟性角度，就沒有邏輯再上電化學儲能來增加大基地電站的儲能調節能力。

前述列出的第三個問題，即現有光熱電站，擴大鏡場及采用電加熱器+棄電那種方案更優?

對于現有光熱電站而言，光熱電站定位是調峰電站，在白天停機（新疆13~17點為谷段，停機）。無論是加大鏡場還是采用電加熱器+棄電（以光伏棄電為例），在原方案基礎上都要適當的增大儲熱系統以儲存新增的熱能，因此在兩種方案產生相同熱能的情況下，儲熱系統的變化是基本一致的。核心是對比收集熱能成本。

同樣以上述新疆哈密在建設的電站為例，鏡場增加20萬㎡，吸熱器在原有基礎上不變，對比采用電加熱器+棄電的方案。結果如下表。此處的年均光熱效率基于電站吸熱器功率不變，導致部分吸熱器高位棄光，新增鏡場部分的年均光熱效率降低至33%；擴大鏡場時，變壓器、UPS等設備的容量很有可能不變，因此暫不考慮鏡場電氣成本及鏡場部分輔助系統的費用增加。

兩個方案的投資構成如下表。表格數據太多信息量較大，看最后一行即可，可以看出電加熱器加棄電相對于增加鏡場投資低很多（近似二分之一）

計算的收集單位kWh的熱能的成本LCOH如下表。表格數據太多信息量較大，看最后一行即可。最后一行最后一個格子的數據也就是電加熱器和棄電方案的成本熱價有個變量A，表示采購棄電的成本，棄電成本一般包含：棄電電量成本、棄電收集線路費用或輸配電費用、中壓配電室擴容成本等，決策時應考慮收集棄電的綜合成本。

上表中，擴大鏡場其熱能收集成本是0.08元/kWht，電加熱器+棄電熱能成本為0.05+A元/kWht。

第三個問題的答案也比較明確了，也就是說，當棄電成本A低于人民幣3分/kWh時，現有光熱電站采用電加熱器+棄電方案經濟性更優，若高于3分/kWh，則采用擴大鏡場的方案經濟性更優。如此大容量的電加熱器（百MW級電功率）從電網購電，哪怕是用自己的電（且不說能否行得通），成本低于三分錢的可能性目前看比較小。

電熱儲能成本低；聚光集熱相對光伏發電加電化學儲能，儲能角度較成本在部分資源條件合適區域有競爭力；此外，充分利用光熱電站類似火電機組的特性，和電化學儲能+調相機進行比較具有經濟性。

綜合一下上述發言內容，

第一，鏡場和光伏發電加電加熱器產熱相比，配置鏡場于已經有儲熱系統和發電系統的電站，經濟性高于靠光伏發電轉化為熱能的電熱儲能技術。

第二，電熱儲能成本低，相對于電化學儲能更適合長時儲能；含電熱轉換部分單位成本約400-500元/kWhe(對應4h充滿慢充型和1h充滿快充型），這是折合到電能的總投資（不僅僅是儲熱部分）存儲成本；儲能時長越長，成本越有競爭力。

第三，光熱發電相對“光伏發電加電化學儲能電站”作比較比較科學，因為需要站在從太陽能生產電能并具備存儲功能這一同等邊界要求下，那么在部分資源條件合適區域光熱發電更具競爭力；此外，充分利用光熱電站類似火電機組的特性，和光伏發電+電化學儲能+調相機進行比較，光熱發電具有經濟性。

我的匯報結束，謝謝。

2024第十一屆中國國際光熱大會暨CSPPLAZA年會4月25-26日在內蒙古呼和浩特香格里拉大酒店盛大召開，大會由CSPPLAZA光熱發電平臺聯合常州龍騰光熱科技股份有限公司共同主辦，大會主題為“在多變的形勢下實現規模化發展”，共有來自海內外約800名代表出席本屆大會。

附：中國電力工程顧問集團西北電力設計院介紹

西北電力設計院有限公司成立于1956年10月，是中國能建大型區域設計院之一。長期致力于能源規劃、勘察設計、工程總承包、咨詢監理、投建營一體化等業務，業務涵蓋能源規劃研究、發電（火電）、電網、新能源、勘測、市政、環境、數字工程等，具備為客戶提供全生命周期一體化服務的雄厚實力，已與全球四十多個國家和地區建立了業務往來關系。截至目前國內在運行的光熱電站，西北電力設計院參與70%其建設過程。在運行業績最多。

西北院具有工程設計、工程勘察2項綜合甲級資質，同時具有電力工程施工總承包壹級資質和安全生產許可證，資質范圍覆蓋全行業，全產業鏈，居全國同行業之首。