“太陽跟蹤系統及相關產品電站具備大容量低成本的儲能特性，單位熱能存儲成本80～100元/kWh，按汽輪機平均熱電效率折算到電能，大致相當于存儲一度電成本250元。同時太陽跟蹤系統及相關產品電站依靠汽輪機發電，為電力系統提供轉動慣量。利用熔鹽儲能，將棄電存儲于高溫熔鹽，新能源出力不足時，借助存量高效燃煤機組發電，提高新能源消納。”在9月27～28日，由國家太陽能太陽跟蹤系統及相關產品產業技術創新戰略聯盟、中國工程熱物理學會、中國可再生能源學會、中國電機工程學會、全國太陽能太陽跟蹤系統及相關產品發電標準化技術委員會共同主辦的“2021中國太陽能熱發電大會”上，中電工程西北電力設計院新能源與市政工程分院總工、技術開發部主任趙曉輝博士在報告中如是表示。
在題為“儲能型太陽能熱發電在新能源基地中的價值”的大會報告中，趙曉輝博士對包括電池儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能、卡諾電池（熔鹽電加熱器）等幾種大容量儲能技術進行了對比，同時對“太陽跟蹤系統及相關產品儲能+”案例進行了分析。經他本人同意，主要發言內容整理如下，以供業界參考。

 

一、構建新型電力系統的背景 

構建安全可靠的電力系統是以國家政策為導向，融合電力系統規劃，由不同新能源發電、傳統發電、儲能等深度配合，以此保障電網安全穩定運行，并提高新能源消納比例。
2021年2月25日，國家發展改革委、國家能源局研究發布了《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，意見提出：優先發展新能源，穩妥推進增量“風光水（儲）一體化”，探索增量“風光儲一體化”。
結合“意見”相關要求，主要提到如下幾個方面，第一、優先新能源的開發，這個毋庸置疑，這是“3060”目標下電力行業的一個長期的話題，不僅如此，要求部分跨區域送電通道的年輸送新能源電量占比不低于50%。第二、加強一體化項目的自身調節能力，即通過配置靈活性火電電源及儲能型的廠站，包括電池儲能、抽水蓄能以及大容量儲能太陽跟蹤系統及相關產品發電，以提高系統平衡能力，減輕送、受端電網調峰壓力。最后兩點需要注意的就是經濟性和安全可靠性的問題。一體化項目的經濟性，目前還主要是參照項目所在地的基于燃煤機組的上網基準電價，基準價就是之前說的標桿電價；2019年國家發改委把燃煤機組并網電價機制改為“基準價加上下浮動價”。那么儲能型的新能源基地，綜合電價在部分場合往往比較難實現既綠色清潔、又安全可靠，還要便宜的電能。這里就不展開討論這個經濟性問題。重要的一點就是安全可靠的原則，安全和可靠兩個要素都很重要。
舉個例子，強調一下安全可靠性的問題。根據公開資料，2019年冬季以來受極寒天氣影響，全國用電負荷超夏季高峰，創歷史新高。去年12月14日、16日、30日和今年1月7日，全國最高調度負荷連續4次創出歷史新高，特別是今年1月7日晚高峰負荷達到了11.89億千瓦、日發電量約260億千瓦時，11.89億千瓦的負荷比2020年夏季峰值增長了10%以上，所以應對起來難度非常大。根據去年年底數據顯示，我國電力的總裝機是20多億千瓦，那么負荷需求1月7日最大近12億千瓦，保障起來應該沒問題呀？因為負荷高峰出現在晚上，所以光伏發電基本上都沒有出力，當日全國大面積沒風，所以風力發電的裝機出力只有10%左右，這樣算來，全國5.3億千瓦風電和光伏發電的總裝機有5億千瓦沒有出上力；其他可再生能源，如水電，我國3.7億千瓦水電裝機，冬季又趕上枯水期，在高峰的時候也有2億多沒有出上力；我國天然氣發電裝機有將近1億千瓦，冬季也是天然氣的用氣高峰，有一半左右沒有出上力。后來在部分少數地區拉閘限電后，保障了我國能源的平穩有序運行，保障了電力的平穩有序供應，特別是民生用電得到了保障，這個可能也要歸功我們國家以及國企制度的優越性，沒有出現嚴重的問題。盡管如此，這類問題反映出一個客觀的需求——隨著以光伏、風電為主的傳統新能源滲漏率的進一步提升，電力系統對儲能型可調峰電源的需求日益緊迫。

 

二、電力多能互補的意義
 

參考左下圖，新能源的滲透率是從下到上依次提高。

第一階段新能源并網消納沒有大的問題，第二階段主要發揮現有的火電、水電等常規電源以及電網的靈活性。但隨著新能源裝機的進一步增大，便需要充分發揮電源側電網側以及負荷端各環節的靈活調節，對電力儲能提出了較高要求。隨著新能源占比進一步增大，新能源電力電量占主要份額，但這里面很難有一個量化的分界線數據。典型的如北歐一些國家。大致可以認為我國處于第二、第三階段之間，那么與之匹配的調節手段包括左側PPT顯示的，諸如風光水火儲一體化、大規模儲能、超高壓柔性直流等。這里是指電力多能互補，當然碳達峰的大背景下，涉及到減排雙控的用能形式不局限于電能，還包括熱能等消耗，如石油化工等行業的綠色工業升級背景下，對不同品位的熱能需求也很大。這里不展開。那么目前擺在我們面前的一個問題就是如何科學的在電源側，電網側以及負荷側等不同環節實施大規模儲能的問題。通俗的講，電力多能互補主要是怎么補，除了類似火電這種調節型電源，關鍵的一個要素就是“儲”——即儲能。

 

三、電力多能互補基地的儲能技術

 

1、新能源電站對儲能需求迫切

第三部分，即引申到“電力多能互補基地的儲能技術”。電力多能互補是深度探索風太陽跟蹤系統及相關產品儲多組態、多功能、可調節、可調度的融合發電的新模式。前面也提到了新能源電站對儲能需求迫切，幾個省區包括山西大同、寧夏、甘肅等出臺的關于新能源發電項目要求配套建設儲能的要求。

今年8月10日，國家發改委、國家能源局印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》（發改運行〔2021〕1138號）指出，為引導市場主體多渠道增加可再生能源并網規模，鼓勵多渠道增加可再生能源并網消納能力、鼓勵發電企業自建儲能或調峰能力增加并網規模、允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模、鼓勵多渠道增加調峰資源。其中對于自建調峰資源方式掛鉤比例要求是，自建調峰資源指發電企業按全資比例建設抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、太陽跟蹤系統及相關產品電站或開展煤電靈活性改造。為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上，下同）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。

 

因此，落實到大容量儲能的太陽跟蹤系統及相關產品電站上，發展大容量儲能型太陽跟蹤系統及相關產品電站定位應該是具備儲能功能的調節型太陽能電站。該類方案的經濟性在部分光照資源好的地區或能好于目前光伏加電池儲能的電站。

2、電池儲能 我們簡單地橫向分析一下目前主要的儲能形式，在我看來，目前能夠扮演主要角色的儲能包括電池儲能、壓縮空氣儲能和大容量儲熱的太陽跟蹤系統及相關產品電站。就當前來說，是以磷酸鐵鋰為主的技術成熟型電池；或許在近一段時間內，鈉離子電池可以突破相關技術及成本制約，在接下來的近幾年內扮演重要角色；而以鐵鉻液流電池、全釩液流電池等為代表的儲能電池，可能近期內還不具有商業競爭力。
電池儲能電站建設簡單快捷，可以在電源側、電網側和用戶側建設，但成本還是較高。以青海兩座運行的共享儲能電站為例，下圖所示，分別為魯能海西多能互補集成優化示范工程和上海電氣格爾木美滿閔行儲能電站。據有關信息顯示，這兩座共享儲能電站放電1度可以拿到0.7元的電價?？紤]到電池儲能電站本身并不能像光伏、太陽跟蹤系統及相關產品或者風電一樣發電，需要充電進去，這個環節有一定的效率損失。如果按一天一個循環，扣除自身耗電外的效率（大概0.82～0.85元）因素，需要充電1.2度～1.17度，那要算上生產這些電的電價，以基準電價0.2277計算，加上前面說的0.7元，相當于一度可以調節的新能源，社會支付成本大概是0.96元以上。當然實際的交易電價可能小于0.2277，也就是購電成本如何考慮的問題。無論如何，這種可調節的電價還是比較高的。

3、抽水蓄能抽水蓄能成本如何呢？國家非常重視抽水蓄能電站的建設，今年啟動了一批抽水蓄能電站的建設，在建的抽水蓄能電站容量已經遠超在運行的抽水蓄能電站容量。4月30日，國家發展改革委出臺了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，以及近期國家發展改革委下發的《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》?！锻ㄖ访鞔_，在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。據公開資料顯示，2000年建成的浙江天荒坪抽水蓄能電站，享受470元/年?kW的容量電價，2019年江蘇省發改委明確江蘇國信溧陽抽水蓄能電站為618元/年?kW容量電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。其中，容量電價彌補固定成本及準許收益，并按無風險收益率（長期國債利率）加1～3個百分點的風險收益率確定收益，電量電價彌補抽發電損耗等變動成本。做個簡單計算，按照這個容量電價補償（先不說如何落實，或者落實到什么地步），按照100MW簡單對比，折現25年的容量電價補貼，分攤到初投資，單位kW總投資增加6000～9000元，再加上建設成本的千萬投資，按6000元，相當于單位kW投資1.5萬元。當然你從投資方角度理解容量電價是補貼，但是這個補貼是國家電網給還是地方政府給，無論什么形式，他都是社會承擔的成本。這樣看，電池儲能也好，抽水蓄能也好，提供1度可調度的清潔電力，成本都不低。

4、壓縮空氣儲能

上面這張PPT介紹了傳統壓縮空氣儲能的幾種形式。傳統的壓縮空氣儲能基于燃氣輪機技術開發的儲能系統。在用電低谷，將空氣壓縮并存于儲氣室中，使電能轉化為空氣的內能存儲起來；在用電高峰，高壓空氣從儲氣室釋放，進入燃燒室同燃料一起燃燒，然后驅動透平發電。三四十年前已得到了商業應用。雖然在全球范圍內有多個壓縮空氣儲能的試點項目在進行，當前壓縮空氣儲能的系統得到商用的并不多，典型的如位于德國的321MW的Huntorf電廠和美國阿拉巴馬州110MW的McIntosh設施。前者是壓縮空氣儲能應用的第一座也是目前最大的采用壓縮空氣存儲風電的電站，1978年投運。存儲壓縮空氣的總空間為30萬m3，位于地下600到800米，在電力負荷需求高峰，壓縮空氣引出與天然氣在燃機中燃燒發電，燃機在6分鐘內能夠達到321MW的滿出力，其排放量僅是同容量燃氣輪機機組的三分之一。傳統壓縮空氣儲能系統存在三個主要技術瓶頸，一是依賴天然氣；二是需要依賴大型儲氣洞穴等；三是系統效率較低，Huntorf和McIntosh電站效率分別為42%和54%，當然其他條件較好時，效率低不是制約儲能的關鍵因素，要落腳于經濟性。

國內近年來在貴州畢節、江蘇金壇等地實施的多個新型壓縮空氣儲能技術取得了較好的示范作用，在近年來有望扮演重要角色，這里不展開討論。
5、儲能型太陽跟蹤系統及相關產品電站相關政策繼續回到太陽跟蹤系統及相關產品發電，梳理一下近期有關于太陽跟蹤系統及相關產品發電的相關政策文件。

今年2月22日，《國務院關于加快建立健全綠色低碳循環發展經濟體系的指導意見》（國發〔2021〕4號）第（十五）條明確：“推動能源體系綠色低碳轉型?！嵘稍偕茉蠢帽壤?，大力推動風電、光伏發電發展，因地制宜發展水能、地熱能、海洋能、氫能、生物質能、太陽跟蹤系統及相關產品發電。加快大容量儲能技術研發推廣，提升電網匯集和外送能力。”
2021年3月1日，國家電網公司發布《“碳達峰、碳中和”行動方案》提出：“加快能源技術創新，提高新能源發電機組涉網性能，加快太陽跟蹤系統及相關產品發電技術推廣應用。提升靈活調節電源的比重，建設調峰電源，發展“新能源+儲能”、太陽跟蹤系統及相關產品發電，提高系統調節能力。”
2021年4月8日，國家發展改革委《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知（征求意見）》指出：“2022年1月1日后并網的首批太陽跟蹤系統及相關產品示范項目中央財政不再補貼。鼓勵各地出臺針對性扶持政策，支持光伏發電、風電、太陽能熱發電等新能源產業健康發展。”
2021年10月10月26日，國務院發布《2030年前碳達峰行動方案》在“重點任務”中提出：“大力發展新能源。積極發展太陽能太陽跟蹤系統及相關產品發電，推動建立太陽跟蹤系統及相關產品發電與光伏發電、風電互補調節的風太陽跟蹤系統及相關產品綜合可再生能源發電基地。”“加快建設新型電力系統。構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統，推動清潔電力資源大范圍優化配置。大力提升電力系統綜合調節能力，加快靈活調節電源建設；加快新型儲能示范推廣應用?！?br/>正是基于前面分析的電力系統對儲能的需求以及目前尚沒有一個很好的普適性的儲能技術，所以各個層面包括國家電網相關政策都有提及太陽跟蹤系統及相關產品發電。這里面兩個詞我覺得用的很好，一個是“因地制宜”，一個是“積極發展”。太陽跟蹤系統及相關產品發電不具有普適性，和抽水蓄能一樣，受廠址條件以及太陽能資源條件限制。積極發展意思就是認準了就快干，沒別的好方案替代。
為此，近年來我公司（中電工程西北院）開展了多項“太陽跟蹤系統及相關產品儲能+”方案的研究，積累了一些的經驗。按照1:10到1:5容量比例，配置太陽跟蹤系統及相關產品加光伏，在條件合適的地區，可以實現12h以上儲能（具體看對該電站的定位，儲能時長越長，越經濟，但要確保利用率），具有成本優勢。國際上也類似，如迪拜700MW太陽跟蹤系統及相關產品＋250MW光伏，還有北非摩洛哥幾個項目。

這張PPT是幾個典型的省區公布的一些“太陽跟蹤系統及相關產品+”項目，包括甘肅省這幾個以及陜西省一體化多能互補項目、吉林、青海等。大家都比較熟悉我不細說了。

 

四、“太陽跟蹤系統及相關產品儲能+”案例分析

 

1、基本思路

所謂優化，其基本思路就是選擇合理的儲能容量，結合電力系統生產模擬等手段，確定儲能容量大小。必要的時期通過電熱儲能系統，耦合光伏和儲熱，將棄電回收到儲熱系統存儲，進一步提高向下調峰能力，就是壓低項目的總體出力的能力。極端天氣下，就比如前面提到的今年1月7日晚高峰的沒風沒光的時候，可以通過太陽跟蹤系統及相關產品電站長時間甚至跨日調節能力，提高項目向上的調節能力。那么項目總體的電價期望就是依靠光伏發電的低成本，結合太陽跟蹤系統及相關產品儲能的特性，實現一定調節能力的綜合電力生產模式，示范項目打造統一電價，不高于項目地（如甘肅）火電基準電價。
2、電源配比方案針對甘肅酒泉地區，我們和中國電科院共同做了一個研究和分析，選取項目所在地全年每小時的氣象站的太陽輻射度數據，分析太陽跟蹤系統及相關產品、光伏部分出力特性與互補特性，并結合當地的負荷數據進行負荷匹配度分析。引入一個量化指標負荷相關性系數r。負荷相關性系數r值越大，說明總出力與負荷的匹配能力也越強，項目的電網友好性也就越強。下面一組曲線橫坐標是一天的時間，縱坐標是電站出力或電網負荷。

 

 

比較研究了多個配置場景，包括光伏電站不配置太陽跟蹤系統及相關產品，太陽跟蹤系統及相關產品電站降低出力調峰運行以及日內頻繁啟停的調峰運行。結果表明，光伏電站通過配置太陽跟蹤系統及相關產品電站，負荷相關性系數可由0.175提升至0.330（上表1），說明該項目總出力與負荷的匹配能力顯著增強，電網友好性明顯改善。同時，不同太陽跟蹤系統及相關產品調峰模式下，負荷相關性系數也存在一定差異，在實際運行過程中，應根據負荷變化情況，制定相對靈活的太陽跟蹤系統及相關產品電站運行模式，提升項目整體電網友好性。

 

無論以何種模式運行，負荷相關性指數較不配置太陽跟蹤系統及相關產品的場景大近80%以上。

 

電源配比方案，橫向比較了電化學儲能的場景，具體如下四個方案，對光伏+儲能與光伏+太陽跟蹤系統及相關產品等多場景進行了比較。

同樣以負荷相關性為指標，場景4中“光伏+太陽跟蹤系統及相關產品”配置方式的電網友好性最好，大幅優于光伏配置10%、20%電化學儲能的方式。因此本項目電源配置方案選擇光伏+太陽跟蹤系統及相關產品方式。
關于具體配比的進一步分析，對項目設計了兩種方案進行對比：第一種是光伏發電部分裝機500MW，年均利用小時數為1786.7小時；100MW太陽跟蹤系統及相關產品發電項目，年均利用小時數為2230h。一體化項目平均年總上網電量約13.35億kWh(1860h@600MW)。

 

按甘肅省燃煤標桿0.3078元/kWh，對項目計算期25年內的資本金內部收益率進行測算，其計算結果是：資本金內部收益率為6.56%。 第二種方案是，光伏發電部分裝機600MW，年均利用小時數為1786.7小時；100MW太陽跟蹤系統及相關產品發電項目，年均利用小時數為2230h。一體化項目平均年總上網電量約13.35億kWh（1850h@700MW)。

 

按甘肅省燃煤標桿0.3078元/kWh，對項目計算期25年內的資本金內部收益率進行測算，其計算結果是：資本金內部收益率為7.40%。
由以上數據可見，項目配置具有較好的調節能力，電網友好性較電池儲能好。同時在全部電力可被消納的前提下，項目具備盈利能力，只是比部分公司對項目投資回報的期望值低。這是共性問題，我覺得我們在沒有進一步較好的儲能并網電價的背景下，應該降低對投資收益率的期望。
3、卡諾電池（熔鹽電加熱器）最后再簡單提一下電熱儲能。這個概念被德國DLR叫做卡諾電池。和比較流行電池概念相結合，有點蹭熱度的意思。它的思路也很簡單，就是一個場站內，當電網限制光伏并網時，將光伏棄電通過電加熱，以熱能形式存儲于高溫儲熱系統中。光伏出力不足的晚高峰等時段，電站對外輸送更多的電能，實現調峰。
但這種方案成本比較高。特別的當儲能電價不利于方案實施時，本部分新增投資的年利用率較低，比如新增的電熱儲能部分一年折合到額定功率容量只有200h。（電池儲能按一天一個循環，大概也就600h利用小時數），這種方案本身就不具備經濟可行性，還不如把電棄掉。

最后一張PPT，看一下剛才提到的高溫熔鹽儲能和既有火電結合，這個圖是引用DLR相關資料的，我做了中文翻譯。圖的中間區域是燃煤鍋爐，把它換成太陽跟蹤系統及相關產品電站的集熱系統一個道理。這意思就是和既有的汽輪發電機組結合，結余固定資產投資，或者說是挖掘既有固定資產的價值，通過增加電熱轉換系統，耦合傳統的光伏風電類新能源棄電，提高新能源電站調節能力。這個方案技術難點在于幾個關鍵設備。目前成熟的電熱轉換設備電壓等級較低，比如1kV，這樣的話變壓器、電纜等配電成本會很高。電加熱功率越大同時儲能容量越小，則單位成本越高；反之亦然；該類技術設備的壽命較長，幾乎無循環次數限制；因此需要用足該模塊方能體現經濟性，也就是折合到功率基礎的利用小時數要足夠高，否則不建議配置。
因為利用了既有存量高效火電機組的熱電轉換，節約了投資?？紤]電熱轉換部分成本及儲能成本，初投資折算到單位電能存儲，單位電能存儲成本520～750元/kWhe，符合國家政策，即挖掘存量機組的儲能調節能力。

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