2019年，我国光伏电站的初投资约为4200元/千瓦，度电成本0.41元/千瓦。

 

预计到2025年，光伏电站的初投资有望降至3360元/千瓦，平均度电成本降至0.30元/千瓦。

 

02、光热

 

2019年，我国光热电站的初投资约为36680元/千瓦，度电成本约1.13元/千瓦。

 

预计到2025年，技术方面，光热发电技术有望突破太阳能热化学反应器技术，突破高温吸热、传热和储热设备和材料，建成吉瓦级的太阳能光热电站，电站工作温度达到400~720℃；经济性方面，光热电站的初投资有望降为29400元/千瓦，平均度电成本降至0.91元/千瓦。

 

03、风电

 

根据彭博新能源统计，2019年全球陆上风电平均度电成本为0.36元/千瓦时，全球固定式海上风电度电成本为0.81元/千瓦时。2019年，我国陆上风电的初投资成本约7700元/千瓦，平均度电成本约为0.38元/千瓦时；我国固定式海上风电初投资成本约为16800元/千瓦，平均度电成本约0.91元/千瓦时。

 

预计到2025年，技术方面，我国陆上风机风轮直径达到130米，风机单机容量达到4.5兆瓦；海上风机风轮直径达到180米，风机单机容量有望达到9.5兆瓦。经济性方面，预计我国陆上风电初投资6580元/千瓦，平均度电成本降至0.31元/千瓦；海上风电初投资13650元/千瓦，平均度电成本降至0.74元/千瓦时。

 

04、柔性直流电技术

 

柔性直流输电技术具备强大的功率、电压调节能力，是实现大规模清洁能源灵活稳定送出的关键技术，目前已逐步由超高压发展至特高压、端对端发展至多端及联网形式。

 

预计到2025年，技术方面，柔性直流输电有望突破±800~1100千伏/800~1000万千瓦核心基础器件和运行控制技术；换流站损耗从当前的1.5~2%下降至1%左右，接近传统直流输电换流站的损耗水平。经济性方面，柔性直流输电工程经济性达到当前常规直流工程水平，换流站单位容量造价下降至500~600元/千瓦。

 

05、压缩空气储能技术

 

我国已建成6万千瓦级先进绝热压缩空气和0.15万千瓦级深冷液化压缩空气示范工程，使用寿命30年左右，循环次数约上万次，能量转换效率约50~60%，成本约300~3500元/千瓦时。

 

预计到2025年，实现十万千瓦级先进压缩空气系统的集成与规模化，系统效率提升至55~65%，成本降至200~250元/千瓦时。

 

06、锂离子电池储能技术

 

锂离子电池储能总体处于规模化推广阶段，是目前装机规模最大的电化学储能技术。截至2019年底，全球锂离子电池储能规模约845万千瓦，其中我国约139万千瓦。全球容量最大的锂离子电池储能电站为我国江苏镇江电站，装机容量为10.1万千瓦/20.2万千瓦时。目前，锂离子电池储能转换效率约90%，循环次数约4000~5000次，使用寿命8~10年，能量密度达200瓦时/千克，系统建设成本约2100~2300元/千瓦时。

 

预计到2025年，锂离子电池循环次数提升至6000~7000次，能量密度提升至250瓦时/千克，系统建设成本降至1600~1800元/千瓦时。

 

07、液流电池储能

 

液流电池功率和容量易扩展，具有较大发展潜力。我国正在建设全球规模最大的全钒液流电池储能电站，总容量为10万千瓦/40万千瓦时。目前，全钒液流电池循环次数可达1万次以上，使用寿命约15~20年，转换效率约70%，功率密度约20瓦/千克，系统建设成本约3500~3800元/千瓦时。

 

预计到2025年，液流电池转换效率提升至75%，功率密度达到30瓦/千克，系统建设成本降至3000元/千瓦时以下。

 

08、氢储能

 

氢储能作为长期储能技术，具有良好发展前景，目前处于工程示范阶段。技术方面，电制氢主要采用碱性电解槽技术，效率约60~70%，储氢主要采用高压气态储氢技术，储氢密度约10~15摩尔/升，用氢技术以质子交换膜燃料电池应用较为广泛，电-电整体装换效率约为30~40%。氢储能系统成本约为150~200元/千瓦时。

 

预计到2025年，氢储能系统效率提高至40~45%，储氢密度提高至15~20摩尔/生，能量成本降至100~150元/千瓦时。