可胜技术金建祥：光热型熔盐储能技术及经济性分析

　　在由国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、中国工程热物理学会、中国可再生能源学会、中国电机工程学会、首航高科能源技术股份有限公司共同主办的“2022中国太阳能热发电大会”上，浙江可胜技术股份有限公司董事长兼总工程师、中国可再生能源学会太阳能热发电专委会副主任委员金建祥教授作了题为《光热型熔盐储能技术及经济性分析》的主题报告。报告以青海省可再生能源发展概况和实施项目为例，详尽地阐述了光热型熔盐储能技术的特征、应用场景。并表示：随着光热熔盐储能及相关技术进一步发展，至2027~2030年，初步估算光热型熔盐储能电站的容量电价（不含税）将由478.6元/kW·年下降至451.7元/kW·年。

　　◎风电与太阳能发电将在电力系统中占据更高比例。

　　◎大力发展非化石能源；

　　◎以确保能源电力安全为基本前提 ;

　　◎以满足经济社会发展电力需求为首要目标；

　　◎以坚强智能电网为枢纽平台；

　　◎以源网荷储互动与多能互补为支撑； 

　　◎具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、 开放互动基本特征的电力系统 ;

　　◎预计到2025年，可再生能源占能源消费总量的比 重将达到18%左右；

　　◎风电与太阳能发电的装机占比将在2030年达到近 50%，2060年达到近80%。

　　根据国家电网总工程师陈国平在题为《现代电力系统的问题、挑战与发展方向》的论文中所述，新型能源电力系统面临的挑战主要表现在：

　　◎电力供应保障难度不断增加： 风电光伏的间歇性、随机性、波动性特征，决定了其只能作为电量的补充，无法作为可靠电源参与电力平衡。

　　◎电网安全稳定运行的风险不断加大： 大量电子电力并网，带来的频率稳定、电压稳定问题，威胁电网的安全稳定运行。

　　◎电力系统调节能力严重不足： 缺乏灵活调节电源，直接影响新能源的进一步消纳和发展。

　　截至2021年11月底，青海省发电装机达4070万千瓦。其中，风电、太阳能等新能源装机2485万千瓦，装机占比61.1%， 青海电网成为全国清洁能源、新能源装机占比最高的省域电网。集中式光伏装机占全国6%，光热装机居全国第一，连续4年100%清洁供电行动不断刷新世界纪录，为我国太阳能可持续发展树立了典范。 

　　报告以可胜技术实施的某风光新能源基地光热型熔盐储能电站为例进行概述。光热型熔盐储能电站特征是以电加热装置作为储能输入，以高温熔盐作为储能介质，以聚光 集热系统作为能量补充，以汽轮发电机组作为电能输出的安全、高效和低成本的新型储能电站技术。这种技术的主要功能是储能、调峰；主要特点是小镜场、储能规模大（GW级）、储能时长长（4~12小时）、 系统效率高，通过并联配置多对熔盐储罐，可轻易实现大规模（10GWh级）的储能，对光伏的消纳作用 明显。综合性能可与抽水蓄能相当，适宜建设为电网侧、发电侧的大规模储能电站或共享储能电站。

 

光热型熔盐储能电站流程图

　　◎熔盐储能电站主要由电加热系统、熔盐储能系统、聚光集热系统、蒸汽发生系统、汽轮发电系统、 熔盐天然气加热炉（可选）和其他辅助系统构成。 

　　◎在用电低谷时段或光伏、风电等出现弃电时，通过电加热器加热熔盐至565℃，将多余的电能转换为热能并进行存储。在用电高峰时段，利用高温熔盐通过蒸汽发生系统与水进行热交换，产生过热蒸汽并驱动汽轮发电机组发电。在其余时段熔盐储能电站则以15%的低负荷运行，提供自身厂用电的同时，为电网提供转动惯量和无功功率支撑，保障高比例新能源电网的安全稳定运行。

　　◎熔盐储能电站通过聚光集热系统，利用太阳能直接辐射能量加热熔盐，以弥补热—电转换过程的能量损失，大幅提高充放电效率，熔盐储能电站的综合充放电效率可达75%以上（净上网电量/充电 量）；还可以极低的成本配置天然气、煤炭或生物质等熔盐加热炉，在极端天气（连续阴雨天）及冬季枯水季，根据电网的需求，利用后备燃料加热熔盐，继续提供稳定的电力供应。

　　由此可见，光热型熔盐储能电站有利于促进新能源的消纳，其典型充放电曲线如下图所示：

　　（1）充放电效率高：通过配置聚光集热系统，光热型熔盐储能电站的充放电效率可达到75%以上。

　　（2） 储能容量大：单体熔盐储罐储存熔盐量可达数万吨，通过并联配置多对冷热熔盐罐，可轻易实现大规模（GW级）、长时 间（8~12小时乃至更长）储能，对电网的支撑作用明显。

　　（3）建设周期短：光热型熔盐储能电站的建设周期约为1.5年。

　　（4）使用寿命长：光热型熔盐储能电站的设计使用寿命可到25~30年；即便电站退役，作为储热介质的熔盐仍可循环利用。 

　　（5）安全性高：熔盐特性稳定，不易分解、泄露；熔盐在加热、储热、换热的全过程均为纯物理变化且维持常压，无爆炸风 险；此外，熔盐在化工和其他领域已有长期稳定安全运行经验。

　　（6）环境友好：熔盐储能系统的制造和运行对环境不产生任何污染。

　　（7）电网友好：采用汽轮发电机组，可以为电网提供无功功率和转动惯量，有利于电网电压稳定和频率稳定；可以提供调峰、 调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务。

　　（8）全天候电力供应保障能力强：通过配置天然气熔盐加热炉，在极端天气（连续阴雨天）及冬季枯水季，根据电网的需求 通过备用燃料加热熔盐，保持电力供应的稳定，在极端天气且电网需要顶峰发电的情况下（特别是在青海水电的枯水期 12月至次年2月），可以通过天然气、煤炭和生物质补燃发电满足电网用电需求，相对于抽水蓄能电站和电化学储能电站， 无需新购置一整套火力发电系统，投资花费小（约增加1%投资）。

　　青海省储能需求风电、光伏属于随机性能源，需要配置大量的调峰、储能资源才能够消纳。2021年3月31日，青海全网用电负荷达1051万千瓦，刷新2020年12月17日1044万千瓦峰值。光伏装机规模仍远超当地用电负荷。也就是说，在大晴天光伏满发时，即使青海省其余电源全部停机，光伏发电量仍然无法被消纳。 

　　根据青海省能源局发布的《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》，预计2025年光伏装机达到4200万千瓦，风电装机达到1650万千瓦，光伏风电总装机将达到5850万千瓦，占电源总装机的73.4%（不含储能电源装机）；2030年光伏装 机达到7000万千瓦，风电装机将达到3000万千瓦，光伏风电总装机将达到1亿千瓦，占电源总装机的80.3%（不含储能电源装机）。

　　从电力系统的宏观角度来看，在其他调峰、储能电源装机量改变不大的情况下，大幅度增加风电、光伏等随机性能源装机，势必需要大量配置以光热发电为代表的低碳调峰、储能电源，才可能解决新能源消纳问题。在未来调峰、储能的比例将由15%快速增长到更高比例，局部地区甚至可能和风电、光伏发电装机相同；调峰、储能的时长将由4小时快速增长到6~8小时，局部地区甚至可能达到12小时。

　　由于新能源具有随机性、间歇性与波动性，且风、光发电的逆调峰特性明显，会出现新能源出力高峰弃电、负荷需求高 峰无电可用等现象。为提高新能源利用率、填补负荷缺口，需要配置大规模的能量型储能系统来实现电能的大规模储存与平 移。根据青海省能源局发布的《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》为基础，结合青海省电力系统主要装机预测与电力系统特征做出配置储能的预测与研判。

　　综合考虑青海省全社会负荷历史数据、年度社会用电量与增速、外送线的运行特性、未来规划建设的外送线的规模与受电端电网特性等相关数据确定负荷需求，并依据青海省电网现有各类电源装机量、各类电源的装机增长趋势与发展规划、各 类电源出力特性等确定各电源出力能力。新能源出力与常规电源最小技术出力之和大于出力目标时，储能充电；新能源出力与常规电源最大技术出力之和小于出力目标时，储能放电。从而得到青海省储能纳入电力系统参与调节典型天出力负荷情况。

　　在2025年以及2030年，无论枯水期还是丰水期，储能所需要的充电功率均远大于储能的放电功率，存在充放电功率不对等的情况。而且青海省2025年至2030 年的电力系统调节出力图也显示， 电力系统所需要配置储能的充电功率往往是需要配置储能放电功率的1.5~2.5倍。随着未来新能源的发展所需的储能功率与放能功率的比例有逐渐增大的趋势。

　　随着新能源装机占比提升，储能充放电功率比由2025年约1.64倍提高至2030年约2.11倍；储能时长（以充电功率）由2025年的1248.5小时提升至2030年的 1457.6小时。根据青海的地理环境、气候条件、当地资源等，光热型熔盐储能电站更适合青海省当地的实际情况。

　　随后，报告以实际执行的案例进行分析，该项目储能容量9066MWh，工程静态投资555419万元，单位静态千瓦时投资613元/kWh。

　　厂址位于德令哈市以西约22km处，东侧紧邻规划的亚洲新能源公司项目厂区，再往东约14km处为青海中控太阳能发电有限公司德令哈50MW太阳能热发电项目。本工程考虑以双母线双分段接线方式，以2回330kV线路接入厂址南侧的托素变。

　　根据以下几种情况测算项目的容量电价或收益率：（1）按照《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633 号），购电价按当地燃煤发电基准价×0.75，上网电价按燃煤发电基准价0.3247元/kWh，反算容量电价。

　　（2）购电价按当地大工业用电（330千伏及以上）低谷价0.165041元/kWh，上网电价按当地大工业用 电高峰电价扣除输配电价，当地大工业用电（330千伏及以上）高峰电价为0.463409元/kWh，电度输配电 价0.0559元/kWh，反算容量电价。

　　（3）按照购电价格为0元/kWh，项目的度电移动成本约为0.9577元/kWh；若汽轮发电机组只配置一 套330MW机组，其他前端配置不变情况下的度电移动成本约为0.6301元/kWh。

　　（1）储能调峰调频能力强。光热型熔盐储能电站既能做到消纳弃风弃光电量，又能通过储热系统在早晚高峰时段连续发电，可以根据电网需要调节发电负荷，其满足电网负 荷调峰的能力远优于光伏发电和风力发电。太阳能光热发电配置有储热系统，具有与现有电网匹配性好、连续稳定发电、调峰调频能力强等特点。

　　（2）节能环保效益明显。在整个运行过程中，基本不消耗燃料资源，不会产生大气、水、固体废弃物等方面的污染物，也不会产生大的噪声污染。不仅能够极大地减少对周围环境的污染，同时还起到利用清洁可再生资源、节约不可再生的化石能源以及保护生态环境的作用，具有明显的社会效益及突出的环境效益。

　　（3）技术成熟度较高、安全性较强、使用寿命较长、易于回收、环境友好。相比于抽水蓄能和电化学储能，光热型熔盐储能电站具有可大规模储能、单位储能量造价低、使用寿命长、安全性高、无污染、单位占地面积储 能容量大、储能设备和原材料生产过程能耗低、生命周期后处理对环境友好等优势。

　　（4）低成本实现高用电保障率。光热型熔盐储能电站后端已经配置了全套的蒸汽发电系统，只需要以极低的成本配置天然气熔盐加热炉，在极端天气且电网需要顶峰发电的情况下），就可以通过少量天然气补燃即可满足电网用电需求。

　　（5）与风光大基地匹配性强。风光大基地项目建设地点通常在沙漠、戈壁、荒漠等地区，不仅风能、太阳能资源丰富可为项目建设提供大量土地资源，也是我国重要的熔盐产地，是建设光热型熔盐储能电站的理想场所。在风光大基地附近建设光热型熔盐储能电站，电气距离更近，调节效果更好，有利于平滑发电曲线，促进新能源电量就地消纳，保障风光大基地外送通道高效稳定。

　　（6）建设期短、选址要求低。电站建设期一般在1.5年左右，与风电光伏新能源建设周期匹配；电站选址要求较低，太阳能资源丰富地区皆可满足要求。

　　随着光热熔盐储能及相关技术进一步发展，初步估算成本下降趋势。

　　◎2022年~2025年：储能及相关设备批量化生产成本下降20%，发电效率提高4%，厂用电率降低2%， 综合充放电效率提高，初步估算光热型熔盐储能电站的容量电价（不含税）将由571.6元/kW·年 （100%自有资金，5.5%全投资收益率，机组容量按充电功率1000MW时）下降至512.7元/kW·年。

　　◎2025年~2027年：采用高温热泵技术代替电加热器，制热效率更高，考虑电至热效率提高至130%，初步估算光热型熔盐储能电站的容量电价（不含税）将由512.7下降至478.6元/kW·年。

　　◎2027年~2030年：随着超临界CO₂循环发电技术成熟商用，发电效率进一步提升10%，初步估算光热型熔盐储能电站的容量电价（不含税）将由478.6元/kW·年下降至451.7元/kW·年。

　　浙江可胜技术股份有限公司（原浙江中控太阳能技术有限公司）成立于2010年，是全球领先的熔盐储能光热发电解决方案提供商。公司专注于塔式光热发电与熔盐储能的技术研究与产业化推广；立足自主研发，掌握了具有自主知识产权的全流程核心技术与关键装备；可提供技术咨询、装备集成、工程服务；可承担项目开发、投资、建设、运营等全产业链服务。