CSPPLAZA光熱發(fā)電網(wǎng)訊：6月12日，2023中國國際光熱大會暨CSPPLAZA第十屆年會在浙江杭州盛大召開，浙江可勝技術(shù)股份有限公司董事長兼首席科學(xué)家金建祥出席會議并帶來主題演講《光熱熔鹽儲能在新能源大基地中，如何實現(xiàn)性能與經(jīng)濟性兼顧》。

圖：金建祥

光熱熔鹽儲能的優(yōu)勢與現(xiàn)狀

2020年9月22日，習(xí)近平主席向世界宣布中國的“雙碳”目標(biāo)，2021年3月15日，提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。碳達峰、碳中和目標(biāo)下大力發(fā)展可再生能源，不難預(yù)見，風(fēng)電與太陽能發(fā)電將逐步成為主力電源。

圖：2020-2060年我國電源結(jié)構(gòu)變化

（數(shù)據(jù)來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織）

2022年2月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風(fēng)電光伏基地規(guī)劃布局方案》，提出：到2030年，規(guī)劃建設(shè)風(fēng)光基地總裝機約4.55億千瓦，預(yù)示著風(fēng)光大基地建設(shè)將成為我國新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要組成部分。

▋高比例新能源電力系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)與對策

金建祥指出了高比例新能源電力系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)，如下：

針對上述挑戰(zhàn)，金建祥表示，光熱熔鹽儲能電站、抽水儲能、壓縮空氣儲能和電化學(xué)儲能，目前儲能領(lǐng)域可謂百花齊放，沒有哪一種路徑可以獨占鰲頭。

圖：四種主流儲能路線

從不同維度出發(fā)，每一種儲能方式都有各自的優(yōu)勢。

▋光熱熔鹽儲能的優(yōu)勢

圖：光熱熔鹽儲能與其他儲能方式技術(shù)特點對比

通過對比，金建祥提出了自己的建議：在項目開發(fā)過程中，應(yīng)因地制宜，在技術(shù)經(jīng)濟性對比的基礎(chǔ)上優(yōu)選合適的儲能路線。在光資源較好的地區(qū)，優(yōu)先考慮采用光熱型熔鹽儲能技術(shù)；在鹽穴、廢礦井資源較好的地區(qū)，優(yōu)先考慮采用壓縮空氣儲能技術(shù)；在水資源豐富且存在較大落差的地區(qū)，優(yōu)先考慮采用抽水蓄能技術(shù)；在儲能時長較短時，優(yōu)先考慮采用電化學(xué)儲能技術(shù)。

圖：光熱熔鹽儲能技術(shù)優(yōu)勢

金建祥表示，目前來看，光熱發(fā)電技術(shù)是唯一成熟的具有儲能/調(diào)峰功能的新能源發(fā)電技術(shù)，可完美應(yīng)對高比例新能源電力系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)。

▋現(xiàn)階段發(fā)展問題

光熱發(fā)電雖優(yōu)勢良多，但現(xiàn)階段的發(fā)展也存在一些問題，如下：

（一）現(xiàn)階段成本較高，光熱配比不合理。

與風(fēng)電光伏相比，光熱成本較高。多能互補一體化項目中，光熱發(fā)電的投資被縮減，導(dǎo)致光熱發(fā)電機組的發(fā)電量和靈活調(diào)節(jié)功能大打折扣，光熱優(yōu)勢難以發(fā)揮。

（二）第一批示范項目進步較快但有些項目不甚理想。

近兩年，隨著消缺以及運維經(jīng)驗的提升，第一批示范電站的性能均有較大提升，但個別項目發(fā)電量達成率仍不高，影響行業(yè)口碑。另外，統(tǒng)一設(shè)計、集中采購尚未啟動，影響成本快速下降。

性能與經(jīng)濟性分析

金建祥選取了金塔600MW光伏、100MW的光熱項目作為案例，展示了怎么平衡性能與經(jīng)濟性的矛盾。

圖：金塔項目相關(guān)信息

▋電源配比分析

金塔項目運用浙江可勝技術(shù)股份有限公司自研的綜合能源仿真平臺對多能互補電源容量配置進行優(yōu)化分析。該光熱裝機容量為100MW，光伏裝機容量為300MW至1000MW，以站址所在地的光資源、初步的設(shè)備價格作等為邊界條件，考察光熱光伏裝機容量比對電站成本電價的敏感性并進行分析。

該項目白天盡可能的采用光伏發(fā)電，光熱承擔(dān)調(diào)峰功能，為電網(wǎng)提供轉(zhuǎn)動慣量支撐，以最低的負(fù)荷運行，早晚高峰由光熱支撐，滿負(fù)荷發(fā)電。當(dāng)光熱光伏裝機容量比為1:6時，成本電價接近接近甘肅省煤電價格0.3078元/kWh平價上網(wǎng)。

圖：光熱光伏裝機容量比

▋儲能時長與反射面積分析

圖：金塔項目相關(guān)參數(shù)

從上圖可以看出，儲能時長對電價比較敏感。隨著光熱儲熱時間越長，電站對電網(wǎng)調(diào)度的適應(yīng)性越好，但成本電價是呈現(xiàn)緩慢逐漸上升趨勢，且上升速度逐漸加快；隨著反射面積的增大，成本電價提升，度電成本最低值對應(yīng)的儲能時長增大。

那么，光熱熔鹽儲能如何平衡性能與經(jīng)濟性？

金建祥指出，光熱需要一定的裝機規(guī)模，而經(jīng)濟性會對裝機規(guī)模產(chǎn)生一定制約，同時研發(fā)性能又會反作用于經(jīng)濟性，因此，只能采取中庸之道，折中平衡兩者之間的關(guān)系，如下：

（1）經(jīng)濟性允許的前提下，爭取最佳性能。片面地追求經(jīng)濟性而忽略光熱的性能優(yōu)勢，會導(dǎo)致配置光熱的意義蕩然無存，是得不償失的。在經(jīng)濟性允許的前提下，盡可能發(fā)揮光熱的作用才是長遠(yuǎn)可持續(xù)的。

（2）弱化成本劣勢，進一步提升性能?，F(xiàn)階段光熱的成本劣勢較大，盡快降低成本、提升性能、建立合理的光熱上網(wǎng)電價傳導(dǎo)機制，才能促進其經(jīng)濟性的提升，從而實現(xiàn)性能與經(jīng)濟性的兼顧。

建議與展望

▋規(guī)?；l(fā)展，快速降低成本

按100MW、8h儲熱時長、80萬方鏡場配置，在理想情況下，到2030年，由于規(guī)?；l(fā)展帶來的造價整體降低可達13.19~16.68%，發(fā)電量不變的情況下，度電成本將降低至0.71~0.74元/kWh；隨著技術(shù)的革新，設(shè)備初投資將會降低，系統(tǒng)效率和發(fā)電量將會進一步提升，度電成本可進一步降低15-20%，低至0.56~0.63元/kWh左右。

▋總結(jié)提升，打好成熟推廣基礎(chǔ)

第一批示范項目并網(wǎng)至今，運行情況和發(fā)電量達成率并不理想，從研發(fā)設(shè)計、裝備制造、施工建設(shè)再到運營維護，有很多經(jīng)驗教訓(xùn)待總結(jié)。技術(shù)工藝的進步和管理的優(yōu)化可避免后續(xù)項目重蹈覆轍，從而縮短項目成熟期。在技術(shù)工程層面盡快結(jié)束示范，大大加快推廣節(jié)奏。

▋注重政策性工作，爭取良好政策

通過風(fēng)電和光伏發(fā)電的利潤空間來彌補光熱發(fā)電的虧損只是權(quán)宜之計，光熱電站高效廉價的儲熱技術(shù)以及穩(wěn)定可調(diào)的電力輸出等價值未能得到完全體現(xiàn)。

光熱價格適用分時電價和輔助服務(wù)等，更有利的宏觀政策對于弱化光熱成本劣勢、提升經(jīng)濟性影響重大。

圖：未來展望

可勝業(yè)績介紹

圖：光熱熔鹽儲能發(fā)展路徑

金建祥介紹，目前可勝已投運德令哈10MW項目、德令哈50MW項目、共和50MW項目；正在執(zhí)行項目有4個，分別為金塔中光100MW項目、三峽格爾木100MW項目、中廣核大安100MW項目、浙火吐魯番100MW項目；已中標(biāo)中廣核德令哈200MW項目，吉電股份白城100MW項目。

下為德令哈50MW光熱電站項目細(xì)節(jié)：

圖：02-01至02-13連續(xù)運行情況

2020年2月1日至2月13日，創(chuàng)下機組連續(xù)不間斷運行292.8小時、連續(xù)發(fā)電量8.39GWh及發(fā)電量達成率105.2%三項最高記錄。

2021年9月10日，電站單日發(fā)電量再次突破記錄，達112.86萬kWh，相當(dāng)于單日22.6小時滿負(fù)荷運行。

2020年10月9日-11月8日，電站創(chuàng)下月度發(fā)電量1840萬kWh的最高記錄，超過月度平均設(shè)計發(fā)電量623萬kWh。期間24天發(fā)電量達成率超過90%，其中9天超過100%。

2022年實際發(fā)電量1.464億度，達到設(shè)計發(fā)電量的100.3%，成為全國首個達到設(shè)計值的光熱電站。