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“我們堅定的認為，新型儲能包括熔鹽儲能前景廣闊、大有可為！”

在6月13日于浙江杭州召開的2023中國國際光熱大會暨CSPPLAZA第十屆年會上，中國綠發投資集團有限公司青海分公司副總經理祁萬年為大家帶來《獨立共享熔鹽儲能電站的商業化探索》的主題演講，在演講的最后，祁萬年說出了這句振奮人心的話。

▲中國綠發投資集團有限公司青海分公司副總經理祁萬年

熔鹽儲能發展背景與現狀

據祁萬年介紹，三北地區新能源經過近20年發展，目前新能源裝機容量占本地總裝機均達30%以上，其中青海地區達到62%以上。隨著新能源的高速增長，電網安全穩定運行的風險也不斷加大、同時不斷增加的還有電力供應保障難度——相應也對電力系統調節能力的要求也不斷提高。

在此新形勢下，儲能不斷加深行業地位，發展為熔鹽儲能、壓縮空氣儲能、電化學儲能、抽水儲能等多形式儲能。

▲2022年全球電力儲能項目累計裝機分布（MW%）

▲全球新型儲能市場累計裝機規模（2000-2022）

截至2022年底，全球新型儲能累計裝機規模達45.7GW，年增長率80%，儲能行業的發展處于快速增長階段。國家發展改革委、國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確了到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上；到2030年，實現新型儲能全面市場化發展的主要目標。

在這種模式下，多種儲能都得到了快速發展，其中抽水蓄能現在還是在全國占最大份額，熔鹽儲能預計以后也會得到長遠發展。它的特點就是儲能時長比較長，能到8小時以上，現在做的規模是百兆瓦級的。其轉換效率可以達到40-50之間。

▲各類儲能特點

據祁萬年介紹，熔鹽儲能的優勢包括以下幾點：

（1）建設周期短、儲能時間長、充/放功率大、場地要求低；

（2）提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需求響應支撐等服務；

（3）提升當地消納能力；

（4）促進能源生產消費開放共享和靈活交易、實現多能協同；

（5）熔鹽罐、熔鹽材料均為綠色無污染，且可進行回收再利用，回收難度較電化學儲能低的多。

如上圖所示，截至2022年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模59.8GW，在裝機容量上，抽水蓄能占主導地位，在項目數量上，電化學儲能占主導地位。目前，熔鹽儲能裝機占比僅為1.4%，發展空間廣闊。

▲我國光熱發電累計裝機容量（MW）

截至2022年，我國太陽能熱發電兆瓦級電站累計裝機規模已達588MW，在建達3.4GW，在全球太陽能熱發電累計裝機容量中占8.3%，位居全球第三，預計到25年底光熱項目新增裝機有望達到9.4GW，發展前景廣闊。按照國家能源局規劃，每年增長3GW，中國綠發最早是在海西多能互補建設的5萬千瓦光熱，下一步其在甘肅、青海、新疆都有光熱項目要陸續開工建設。

獨立共享熔鹽儲能模式探索

▋獨立熔鹽儲能的工作模式＋成本分析

祁萬年表示，獨立熔鹽儲能的工作模式實際上就是電加熱，通過電加熱模式把電能轉換成熱能儲存在熔鹽罐里面，需要發電時熱熔鹽輸送到換熱系統中與水交換，產生高溫高壓蒸汽推動汽輪發電機發電，完成熱能到電能轉換，后面這一塊跟光熱發電是一樣的，但是少了聚光集熱系統，或者也可以跟著聚光集熱系統配合加大熔鹽罐的熔鹽量，達到儲能的效果。

它的優缺點是熔鹽儲能工作狀態穩定，儲熱密度高，儲熱時間長，適合大規模高溫儲熱。整個充/放能流程中需要完成“電能—熱能—電能”的轉換。

祁萬年指出，傳統塔式光熱電站需要建設定日鏡光熱塔及附屬部件，一般占總投資60%以上。獨立熔鹽儲能技術舍棄聚光部分，成本可由1.5-2.1Wh/元降至0.61-0.84wh/元(儲能時長按8小時計算)。

▲獨立熔鹽儲能與塔式熔鹽系統對比圖

▋獨立熔鹽儲能重要參數＋模式探索

祁萬年表示，經過測算，實際上電-熱的轉換效率可能到70%，這是比較成熟的。熔鹽的溫降損失也是比較低的，到0.2%。但熱-電轉換效率，汽輪發電這一塊比較好的狀態也是40%以上。綜合轉換效率根據光熱電站計算，能到38.72%-46.47%。

祁萬年介紹，獨立獨立共享熔鹽儲能的核心思想是借助青海地區已有共享儲能優勢，在儲能資源閑置時，將資源的使用權暫時轉移給需求方。在此情況下，需求方可以利用購買的儲能資源使用權，為自身的生產與生活提供電力服務，包括儲存多余的發電量、應急電力儲備、無功支持。

▋青海省共享儲能基礎＋配套政策

據祁萬年介紹，全國第一個共享儲能是在2019年4月份，由中國綠發青海新能源公司、國電龍源青海分公司、國投新能源投資有限公司就共享儲能調峰電力市場輔助服務簽訂合約，三方約定將富余光伏與共享儲能開展試點交易。通過儲能電站這種共享儲能商業化運營模式，有效緩解清潔能源高峰時段電力電量消納困難，實現了在服務模式和技術應用兩方面的創新。

2019年8月，青海省電力公司發布了《青海省電力輔助服務市場運營規則(試行)》對青海省源－網－荷側儲能設施的市場準入條件、交易模式、補償價格、運行控制原則以及清結算方式等進行了規定，為共享儲能參與電力輔助服務市場交易提供了政策支持。

因為政策支持青海市共享儲能才得以實施，目前運行的海西共享儲能電站去年能到280多次滿充滿發，效果較好。

▋青海省共享儲能輔助服務模式

儲能調峰服務市場化交易模式分為雙邊協商交易和市場競價交易。雙邊協商交易指由儲能電站與風電場、太陽能電站市場主體開展協商確定調峰交易時段、電價和交易電力、電量，并由調度機構核準執行的交易。市場競價交易指由儲能電站根據市場需求通過向輔助服務交易平臺提交交易意向，通過市場化競價出清機制，確認執行的交易。

市場競價出清后，若仍存在調峰需求，則進行電網直接調用單邊市場出清，按調峰資源提供者由低到高報價依次出清。儲能調峰交易市場采用優先雙邊協商，再市場競價，余量單邊市場出清的模式。

▋獨立熔鹽儲能在青海省獨特優勢

祁萬年表示，熔鹽儲能在青海省是有獨特優勢的，它的儲能規模大（百兆級）、儲能時長長（8-12小時）、系統效率高，通過并聯配置多對熔鹽儲罐，可輕易實現大規模的儲能，對光伏風電的消納作用明顯。

其綜合性能投資價位與抽水蓄能是相當的，建設時間比較快，當年就可以建成。并且在青海省現在要求對新能源要強配儲能，強配比例要求還是比較高的，“我們測算熔鹽儲能比電化學儲能投資是有很大程度降低的，所以在青海省建熔鹽獨立儲能的電站還是非常有優勢的。”

▋獨立儲能在其他省間收入分析

在獨立儲能在其他省間收入分析這部分，祁萬年分別介紹了四種不同的收益模式：

（1）電力現貨交易收入：現行模式是利用電網制定的峰谷差價進行套利。電網市場化運作要求發電企業每15分鐘報一次價，在用電高峰期，電網為充分調動電力企業發電積極性，報價升高。因此獨立熔鹽儲能電站在其他省份可通過在低電價的谷時進行充能，在高電價的峰時進行放電，從而賺取電價差。

▲現貨均價年度分時曲線

（2）調頻調峰服務收益：調頻調峰收益會根據調整深度、幅度、時間、涉及電量進行測算和補償，是各電力市場參與主體獲得額外收益的主要手段之一。這種模式適用于未開展電力現貨市場的區域，調峰的補償定價落于0.15-0.8元/kWh，而響應AGC調頻的收益則會按照調頻里程給予0-15元/MW的補償費用，各省市標準不同。

（3）容量租賃模式：容量租賃是指為風電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務，獨立熔鹽儲能電站獲得租金，新能源發電端可通過租賃獲得配置儲能容量，避免自建儲能增加資產投入，并滿足政策對于10-20%的配儲比例要求。目前除河南省外，其他省的容量租賃費用尚無統一標準。

（4）容量補償：容量補償是指在政府相關主管部門指導下，通過對單位容量補償標準和各發電機組可補償容量的核算，實現對發電容量成本的合理補償。目前山東已率先展開嘗試，在山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準暫定為每千瓦時0.0991元（含稅）。一座100MW/200MWh的獨立儲能電站，一年容量補償收入為600-800萬。

獨立熔鹽儲能技術發展重難點

祁萬年指出，熔鹽儲能電站作為獨立的共享儲能電站還存在一些亟待解決的重難點問題：

（1）熔鹽儲能投資大：目前熔鹽儲能造價較高，前期投資成本較大，運維費用較高，希望高端制造技術快速推動行業發展。

（2）熔鹽儲能電價難確定、且與現行電價有偏差：目前熔鹽儲能度電成本在0.8元/kWh左右，青海省儲能儲能調峰電價為0.5元/kWh，偏差較大，希望各位專家共同努力，爭取共識。

（3）轉換效率低：熔鹽儲能電站充/放電效率為40%左右，轉換效率能得到進一步提高。

他表示，“目前我們測算的是熔鹽儲能度電成本在0.8元每千瓦時，青海省目前儲能調控電價是5毛錢，還是存在一定的偏差，轉化效率也是比較低，就是目前的轉化效率是40%左右，但是主要熱到電這一塊是比較低的。”

總結與展望

祁萬年認為，在進行獨立共享熔鹽儲能技術探索過程中，隨著新型儲能政策逐漸完善、高速發展，獨立共享熔鹽儲能將有較大的發展空間。

從國家層面來說，一些相關政策不斷出臺，扶持力度也越來越大，尤其在2025年新型儲能商業化初期步入規模化發展階段，具備大商業化應用條件到2030年新型儲能全面市場化發展，有力文件將會支持我們多種新型儲能快速發展。

最后，他表示“我們堅定的認為，新型儲能包括熔鹽儲能前景廣闊、大有可為！”