风光大基地：配电池储能还是配光热？

风光新能源大基地项目开发已成新能源平价时代的大趋势，今年以来，超百GW的大基地项目陆续进入规划和开发阶段。

但要实现到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦的目标，空间还很大。未来在电源侧，更多的风光大基地项目将陆续上马。

而一个现实是，2021年的光伏装机增速将不及预期，除了硅片价格走高这一影响因素外，电网方面对新能源电站调节电源的配置要求亦是一重要因素。配储能调节电源已经成为必须，但现实是，在电源侧配储能，成本转嫁让投资商很难受。

目前的电化学储能技术在电源侧还没有任何盈利模式，单独的储能电站收益和投资回报无法算得过来，电网公司给新能源投资企业的储能配比要求却在持续攀升，而即使配高比例的储能（普遍要求的15%配比4小时储能），新能源电站普遍也无法实现日调节。

在必须配储能的前提下，除了电化学储能，光热发电这种既能发电又能储能的技术或许更值得考虑。

光热发电的优势

光热发电最主要的技术优势是通过配置储热系统，机组的发电功率稳定可靠，基本不受光照强度变化的影响，可以实现连续24小时发电，并具有优良的调节性能。

与燃煤发电机组相比，光热发电机组亦具有启停时间更短、负荷调节范围更广、负荷调节速率更快等优点，具有更好的调节性能。

光热发电是能量平移型的调峰储能电源。光热发电配置大容量、低成本储热，出力容易调节，热态20分钟可实现15%-100%发电负荷快速调节。

光热发电是维持电网稳定的支撑电源。随着火电退出，必然体现优质电力的稀缺性，光热发电能提供转动惯量和无功功率支撑；在辅助市场中价值更高。

光热和光伏、风电为代表的可再生能源有很好的互补性，适合在电源侧形成“光热+光伏”的多能互补发电形式。光热电站白天中午前后2～6小时低负荷运行或停机，为光伏让路；用电高峰过后的夜间低负荷运行或停机，为风电或火电让路；配合光伏和风电发电，成为一种稳定的清洁电源。

更重要的是，经过国家首批光热示范项目的历练，我国的光热发电技术已经非常成熟，在系统集成能力，装备国产化方面都已不存在任何问题，技术和供应链已经得到充分验证，具备产业化规模化发展的基础。

配电池储能还是配光热？

电化学储能目前受制于成本高、寿命短和安全性较低等问题，光热电站自带的熔盐储能则具有大容量、长时间、低成本、安全、环保的显著优势。特别是在更为可贵的长时储能方面，光热电站的综合储能优势更加突出。

在成本方面，锂电池每度电的储能环节成本在0.7元～0.8元/kWh；运行寿命最多8～10年就要更换电池，报废后还存在环保的后处理问题。

图：光热发电熔盐储能优势

更令人担忧的是，在不得不配置储能的要求下，为了减少储能对项目收益的拖累，有些企业甚至直接采用梯级利用的劣质电池，这恐将造成非常大的安全隐患！

储能的安全问题一直以来广受非议，自2017年以来，全球已发生30起以上储能相关的安全事故。近期的如2021年4月16日北京丰台光储充项目火灾导致三名消防员牺牲；2021年7月30日澳大利亚“维多利亚大电池”项目中的特斯拉电池火灾持续数天。无不在印证着储能的安全之殇。

总体来看，光伏+电池储能在用户侧具有广泛的应用场景和经济可行性，在电源侧，光伏+光热则更具综合竞争优势。

当然，单单一篇文章定然还无法很好地回答这一关键问题，中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、CSPPLAZA光热发电平台共同主办的2022中国风光热互补新能源基地开发大会提供了一个深度洞察该问题的平台。大会将邀请行业相关的领导、专家，光热、光伏和风电行业的主流企业，共同探讨风光热互补新能源基地项目的开发之道。

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