储热容量

商业化服务。但是，既然输电企业的电网有充放电的需求，为什么不用电池来实现这项服务呢？ 电池储能提供者在赢得输电企业标的后，将在未来一周为输电企业预留足够电池容量。当这些电池接到输电企业的充放电指令时
3200欧元/MW。德国一次调频市场的电力交易量为570MW，欧洲市场更是达到3000MW。 然而，电池储能服务提供商在这一市场的容量，则是从2012年的1MW激增到2014年的22MW，仍有较大的

，既然输电企业的电网有充放电的需求，为什么不用电池来实现这项服务呢？电池储能提供者在赢得输电企业标的后，将在未来一周为输电企业预留足够电池容量。当这些电池接到输电企业的充放电指令时，电池设备就可以自动进行
570MW，欧洲市场更是达到3000MW。然而，电池储能服务提供商在这一市场的容量，则是从2012年的1MW激增到2014年的22MW，仍有较大的增长空间。在商业化运作之前，这些储能服务提供商需要先满足

输电企业标的后，将在未来一周为输电企业预留足够电池容量。当这些电池接到输电企业的充放电指令时，电池设备就可以自动进行相关操作。 伴随着日益增加的研发投入，作为储能介质的电池价格大幅降低；与此同时，电网
，电池储能服务提供商在这一市场的容量，则是从2012年的1MW激增到2014年的22MW，仍有较大的增长空间。 在商业化运作之前，这些储能服务提供商需要先满足输电企业的安全要求，从而证明自己能够安全

熔盐换热才能完成储热，这带来了更多的设备投资和热损。而塔式技术的传热介质和储热介质均为熔融盐，熔融盐是唯一的工质，成本经济性要显著好于槽式技术。此外，储热容量与储热介质的温差成正比，以导热油作介质，一般

好于槽式技术。此外，储热容量与储热介质的温差成正比，以导热油作介质，一般的槽式电站可实现390度左右的温度，而塔式电站可实现温度为560摄氏度，储热量相同情况下，槽式电站需要3倍以上的熔盐才能达到与塔式

、储热、电气4个部分，每个电站所涉及的设备种类可多达上百个。 以电规总院某50MW槽式电站的数据为例，镜场设备成本占整个电站建设成本的50%，为电站投资中最大的一部分。储热系统和传热
控制系统、吸热器、储热系统、汽轮机、全厂DCS均是完全自主知识产权的产品。 　　 　　 EPC和电站运营两大环节也基本具备相应的能力：国内的火电设计院及施工单位已经有能力承担光热电站的工程设计

和专业多光热的产业链可分为材料、设备、EPC总包集成和电站运营4个大环节。材料主要包括玻璃、钢材、涂层、熔融盐、导热油等。设备可分为镜场、传热和换热、储热、电气4个部分，每个电站所涉及的设备种类可多
达上百个。以电规总院某50MW槽式电站的数据为例，镜场设备成本占整个电站建设成本的50%，为电站投资中最大的一部分。储热系统和传热换热系统各占总投资的11%；工程设计与施工建设成本占总投资成本的10

）从上表可看出，5个电站的购电协议价或上网电价差异较大，折算成人民币最低仅为0.71元，最高的达1.29元。这是由于光热发电的度电成本与多种因素有关，如太阳辐射值、电站规模和储热容量的大小、所采用的
国家能源局《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》的下发，约1GW规模示范项目的具体电价核定方案将很快落地，示范项目的开发将进入实质性阶段。2011年光伏标杆电价政策出台后当年的装机容量同比增长768

太阳辐射值、电站规模和储热容量的大小、所采用的技术路线、购电协议期限、是否获得了低息贷款和税收优惠等。我们以平均值来大致判断光热的度电成本，5个电站的购电协议价或上网电价的平均值为1.00元。这说明从全球
太阳能热发电示范项目建设的通知》的下发，约1GW规模示范项目的具体电价核定方案将很快落地，示范项目的开发将进入实质性阶段。2011年光伏标杆电价政策出台后当年的装机容量同比增长768%，我们认为目前

表可看出，5个电站的购电协议价或上网电价差异较大，折算成人民币最低仅为0.71元，最高的达1.29元。这是由于光热发电的度电成本与多种因素有关，如太阳辐射值、电站规模和储热容量的大小、所采用的技术路线
太阳能热发电示范项目建设的通知》的下发，约1GW规模示范项目的具体电价核定方案将很快落地，示范项目的开发将进入实质性阶段。2011年光伏标杆电价政策出台后当年的装机容量同比增长768%，我们认为目前