背景：很多央企都在做光伏加储能与光热发电的对比，要求上光热项目要先递交这个报告， 新能源基金也都是这种态度。目前光伏发电6毛5分/度，风电只有5毛/度左右， 这么低的发电成本，有足够的成本空间去做更好的储能。事实上，光伏风电已经找到了不用蓄电池的大规模廉价储能方式。太阳能热发电如何加快速度降低发电成本，赢得更大发展空间？
屈*：目前光伏怎么储能的？
章*：利用废旧锂电池+光伏。
陈*：也就是动力电池梯次利用的啊
郎*：我曾经在一个会议上听过这个储能方式，但是似乎这个储能方式虽然降低成本，但是废旧锂电池会带来很多的不确定性和不稳定性。
陈*：大型风光电站+储能的示范工程没有动力电池的梯次利用的应用吧？
章*：废旧电池处理的稳定系统已经研发出来了。
郎*：这么看来光伏的储能时间还是相对比较短吧。
陈*：这些都是示范项目，容量有限，成本较高。目前在大型风光电站上配置储能，在经济上还是不可行。
郑*：现在能流入市场的旧电池有限吧，电池的衰减也不好确定。
章*：三到五年以后，大量汽车用淘汰锂电池。
陈*：电站+回收旧电池的梯次利用还不清楚，行业内声音比较多。上次有个会议上，某企业的领导表示了质疑，认为动力电池回收梯次利用不现实。配置储热的光热电站要比单纯的光伏电站的电力输出更稳定，对电网的冲击也小。
郎*：从储热技术的成熟性，和储热的灵活性来说，光热还是比光伏有比较多的优势。
李*：有个误区，光热电站总强调自己的调峰能力，形成概念后，到时候上网就让调峰用，带不了基荷，那还有什么小时数的保证呀。
章*：调峰有调峰电价么？
李*：国内 目前调峰电价也不明确。
王*：电池梯级利用的技术在相对较小的储能系统上应用有一定实用性，造价也比较低，充放次数1500次左右，大型系统应用有待进一步观察。
阿*：对，梯级利用旧蓄电池适合分布式。微话题是不用蓄电池的大规模廉价储能。赞同李总观点，光热发电争取发出一部分未经储能的直接电力，多发电，抢占煤电份额，也是摊薄成本的好办法。
章*：厂家给我的信息是：锂电池属于化学储能，成本下降空间惊人。一方面用电段的需求量大，另一方面发电段的有超级电容与风电配合模式、锂电池与光伏配合模式。
王*：马斯克算是比较领先了，储能成本也要0.6元。
陈*：下降空间大，但是基数也高.....
章*：单位造价来看，目前光伏是6元＋储能6元，运维成本几乎忽略可以不计。光热发电的优势需要大规模，项目支撑下大幅降价，要有五年计划。
陈*：虽然光热能力强，但也不会被要求拿着1.15的补贴只用来调峰吧....
王*：只用来调峰不现实，除非有特殊政策。
陈*：嗯，不排除随着电改的深入推进，各种形式的能源在调峰、调频等方面有新的应用，但一定是建立在有必要的经济收益基础上的。
丁*：包括锂电池在内的化学储能，再怎么下降也难与热储能成本比。
王*：如果使用锂电池储能，初投资和维护量都不小。蓄电池以外的大规模廉价储能方式基本都是物理方式，抽水、飞轮、空气、蓄热。压缩空气最近有突破，抽水多了不少新的形式。
陈*：抽蓄、压空适合大规模的，电化学这些适用小而精的。
阿*：国网在张家口搞了个试点，先买了一大堆日本锂电池，后来没有用过，改用物理储能做了示范工程。原因是买日本蓄电池时，各项指标非常漂亮， 而实际工程操作时，日本工程师说不能按指标数那样深度放电，还要什么恒温等等，总之锂电池太娇气，不好用。
章*：超低温会导致电子仪器设备失灵，光热控制系统如何解决的？
杨*：室外控制箱有加热器的。大规模锂电池储能散热必须做好。
谭*：用旧电池储能听上去很美好，实际不好操作。每块旧电池的内阻性能不一样，会使得整体性能快速下降。
章*：有DCS调整了。
谭*：我认为DCS调整也无法解决这个问题。另外，化学储能的成本并不具备大规模下降的空间。
章*：目前有专门做废旧电池系统平衡技术的单位了。
杜*：张国宝最近考察了一个高压固体氧化镁储能的公司。
王*：镁砖蓄热在煤改电供暖领域已经算是较为成熟的蓄热技术，固然有其自身的优点，但其换热效率、使用寿命、适用范围有待进一步考量。
王*：光伏和光热发电不应该对立起来。我参加的国际能源互联网组织项目“太阳能光伏光热混合发电站模型”也说明了这一点。尽管这两种技术目前在一些市场处于竞争状态，但长期来看，协同效应将占上风。（董清风 整理报道）
