光熱發(fā)電及熔鹽儲能：集發(fā)電與儲能于一體

　　太陽能發(fā)電技術(shù)主要由太陽能光伏發(fā)電和太陽能光熱發(fā)電兩類技術(shù)構(gòu)成： 光伏發(fā)電 利用光伏電池板將光能直接轉(zhuǎn)化為電能，而光熱發(fā)電則通過【光能→熱能→機械能→電能】 的途徑，可實現(xiàn)發(fā)電、儲能的雙重功效。

　　光熱電站一般由聚光(集熱)系統(tǒng)、吸熱系統(tǒng)、儲換熱系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)這四個核心環(huán) 節(jié)組成。 聚光集熱系統(tǒng)將光能匯聚到集熱裝置上加熱工質(zhì)實現(xiàn)光能到熱能的轉(zhuǎn)換，通過吸熱系 統(tǒng)收集熱能并加熱高溫工質(zhì)輸送至儲換熱系統(tǒng)中的儲能罐進行存儲，在需要發(fā)電時通過高 溫工質(zhì)產(chǎn)生的高溫蒸汽驅(qū)動汽輪發(fā)電機組發(fā)電實現(xiàn)從熱能經(jīng)機械能到電能的轉(zhuǎn)化。由于光 熱發(fā)電集發(fā)電與儲能于一體，且可提供轉(zhuǎn)動慣量，具備可儲熱、可調(diào)峰、可連續(xù)發(fā)電等優(yōu) 點，同時兼顧提供工業(yè)蒸汽、供暖等功能，綜合來看在“雙碳”目標推進落地的過程中具 備較好的發(fā)展前景。

　　聚光(集熱)系統(tǒng)：主要由聚光裝置、接收器、支架、跟蹤裝置等元件構(gòu)成

　　聚光裝置在中央控制系統(tǒng)操縱下追蹤太陽位置并將陽光反射至接收器，是光熱發(fā)電的 核心環(huán)節(jié)。根據(jù)聚光環(huán)節(jié)采用技術(shù)的不同，聚光型光熱發(fā)電技術(shù)可分為槽式、塔式、碟式 和線性菲涅爾式，其中槽式光熱發(fā)電和塔式光熱發(fā) 電已實現(xiàn)商業(yè)化，其他形式光熱發(fā)電目前處于示范項目試點及研發(fā)階段。

　　吸熱裝置：主要由吸熱管、管道、導熱工質(zhì)等部分構(gòu)成

　　在光熱電站中，吸熱裝置主要作為中間環(huán)節(jié)收集聚光系統(tǒng)產(chǎn)生的熱能，并利用導熱工 質(zhì)將熱能轉(zhuǎn)送至蓄熱系統(tǒng)。

　　儲換熱系統(tǒng)：主要由熔融鹽、熔鹽儲罐、熔鹽閥、換熱器、加熱器、絕熱 材料等部分構(gòu)成

　　在太陽光充足時將產(chǎn)生的熱能通過比熱容高的儲熱工質(zhì)進行存儲，在需要電能時利用 熱交換系統(tǒng)將熱能釋放至發(fā)電系統(tǒng)轉(zhuǎn)化為電能。一般可采用熔鹽、混凝土、導熱油等材料 作為儲熱工質(zhì)。由于塔式光熱發(fā)電站中高溫介質(zhì)的溫度較高，而混凝土、水/水蒸氣和導熱 油都存在使用溫度低的不足，因而具備傳熱性能好、溫度高等優(yōu)點的熔鹽工質(zhì)成為目前主 流塔式光熱電站的主要儲熱介質(zhì)選擇。

　　發(fā)電系統(tǒng)：主要由發(fā)電機、汽輪機等部分構(gòu)成

　　與火力發(fā)電技術(shù)及元件基本相同，均通過加熱水產(chǎn)生熱蒸汽推動汽輪機做功實現(xiàn)機械 能到電能的轉(zhuǎn)化。光熱發(fā)電同樣具備熱電機組的轉(zhuǎn)動慣量屬性，相較于其他需要電力電子 變換設備的新型儲能而言光熱發(fā)電機組可以為電網(wǎng)提供慣量支撐、減少諧波注入，而與傳 統(tǒng)熱電機組相比其驅(qū)動能源更綠色、調(diào)峰調(diào)頻能力相對更強。

　　國內(nèi)發(fā)展近況：新型電力系統(tǒng)建設升級， “十四五” 規(guī)?；_啟

　　光熱發(fā)電： 政策支持持續(xù)加碼，能源局發(fā)布重要文件

　　我國光熱發(fā)電行業(yè)尚處于發(fā)展上升期，面臨新一輪發(fā)展機遇。2021 年以來，由于可 再生能源高比例接入電網(wǎng)后電網(wǎng)面臨調(diào)峰能力不足、電源支撐能力弱等難題，光熱發(fā)電可 以作為調(diào)峰電源和儲能的優(yōu)勢凸顯，在國務院《2030 年前碳達峰行動方案》中明確將積 極發(fā)展太陽能光熱發(fā)電，推動建立光熱發(fā)電與光伏發(fā)電、風電互補調(diào)節(jié)的風光熱綜合可再 生能源發(fā)電基地，各部門相繼出臺了一系列促進光熱發(fā)電的政策。

　　進入 2022 年，國家政策進一步從產(chǎn)業(yè)長期發(fā)展層面推進長期規(guī)劃和利好政策，著重 強調(diào)對產(chǎn)業(yè)發(fā)展培育，特別是發(fā)揮光熱在新型電力系統(tǒng)建設發(fā)展過程中，發(fā)揮多能互補、 調(diào)峰調(diào)頻的作用，配套沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)的大型風電光伏基地建設，突出其靈活性調(diào) 節(jié)能力。

　　2023 年 4 月 6 日，據(jù) CSPPLAZA 報道，近日國家能源局發(fā)布《國家能源局綜合司關于 推動光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展有關事項的通知》—— 一、充分認識光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展的重要意義。光熱發(fā)電兼具調(diào)峰電源和儲能的雙重 功能，可以實現(xiàn)用新能源調(diào)節(jié)、支撐新能源，可以為電力系統(tǒng)提供更好的長周期調(diào)峰能力 和轉(zhuǎn)動慣量，具備在部分區(qū)域作為調(diào)峰和基礎性電源的潛力，是新能源安全可靠替代傳統(tǒng) 能源的有效手段。 二、積極開展光熱規(guī)?；l(fā)展研究工作。內(nèi)蒙古、甘肅、青海、新疆等光熱發(fā)電重點 省份能源主管部門要積極推進光熱發(fā)電項目規(guī)劃建設，在本地新能源基地建設中同步推動 光熱發(fā)電項目規(guī)?；?、產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，力爭“十四五”期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī) 模達到 300 萬千瓦左右。 三、結(jié)合沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)新能源基地建設，盡快落地一批光熱發(fā)電項目。在第 一、二批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地建設項目清單中已明確了約 150 萬千瓦光熱發(fā)電項目，已上報沙戈荒風光大基地實施方案中提出的光熱發(fā)電項目，相 關省區(qū)能源主管部門要盡快組織開展項目可行性研究。并與基地內(nèi)風電光伏項目同步開工 (光熱發(fā)電規(guī)模暫按內(nèi)蒙古 80 萬千瓦，甘肅 70 萬千瓦，青海 100 萬千瓦，寧夏 10 萬千 瓦，新疆 20 萬千瓦配置)。 四、提高光熱發(fā)電項目技術(shù)水平。充分發(fā)揮光熱發(fā)電調(diào)峰特性，科學合理確定基地項 目電源配比;優(yōu)化光熱電站單機規(guī)模和鏡儲等配置，原則上每 10 萬千瓦電站的鏡場面積 不應少于 80 萬平方米。提前規(guī)劃百萬千瓦、千萬千瓦級光熱發(fā)電基地，率先打造光熱產(chǎn) 業(yè)集群。

　　結(jié)合本次發(fā)布的文件來看，我們認為重點關注兩方面的內(nèi)容：其一，力爭“十四五” 期間年開工 300 萬千瓦，短期更加關注已明確的約 150 萬千瓦光熱發(fā)電項目和與基地內(nèi)風 電光伏項目同步開工的項目規(guī)模(光熱發(fā)電規(guī)模暫按內(nèi)蒙古 80 萬千瓦，甘肅 70 萬千瓦， 青海 100 萬千瓦，寧夏 10 萬千瓦，新疆 20 萬千瓦配置)，基地配套項目的儲備條件相對 較為完備，預期落地節(jié)奏較快;其二，“原則上每 10 萬千瓦電站的鏡場面積不應少于 80 萬平方米”的要求，一方面提升了光熱電站的儲熱能力和保證了 EPC 環(huán)節(jié)的價值量，另 一方面也限定了運營商的初始投資成本，需關注后續(xù)進一步相關政策對光熱電站運營受益 和投資回收的支持力度。

　　建設規(guī)模穩(wěn)步提升，在運電站表現(xiàn)良好

　　我國已建成光熱項目中，塔式光熱占比相對較高。根據(jù) CSTA 數(shù)據(jù)，截至 2021 年底， 全球太陽能熱發(fā)電累計裝機容量達到 6.8GW，槽式、塔式、線性菲涅耳技術(shù)裝機在全球主 要國家和地區(qū)的占比為 76%、20%和 4%。截至 2022 年底，我國太陽能熱發(fā)電累計裝機 容量為 588MW(含 MW 級以上規(guī)模的發(fā)電系統(tǒng))，塔式光熱電站雖然前期系統(tǒng)建設一次性投資較大且維護成本較高，但更適合我國西部地區(qū)晝夜溫差大、缺少水資源、自然環(huán)境 惡劣等特點，同時因槽式系統(tǒng)和線菲式系統(tǒng)集熱效率偏低、對工質(zhì)加熱能力較弱等因素， 因而在我國塔式光熱電站應用范圍相對較廣。

　　太陽能光熱發(fā)電示范項目正逐步接入電網(wǎng)實現(xiàn)商業(yè)化。截止 2022 年底，國家能源局 太陽能熱發(fā)電的 20 個示范項目中共有 7 個項目并網(wǎng)發(fā)電，加上國家能源局多能互補示范 項目中的魯能格爾木多能互補 50MW 塔式項目建成投產(chǎn)，光熱發(fā)電項目正處于快速發(fā)展階 段。

　　中廣核德令哈 50MW 槽式電站是我國首個大型商業(yè)化光熱示范電站，自 2021 年 9 月 19 日至 2022 年 1 月 4 日，機組已經(jīng)連續(xù)運行 107 天，刷新了 2020 年 最長連 續(xù)運行 32.2 天的記錄，在國內(nèi)外處于領先地位;青海中控德令哈 50MW 光熱電站于 2022 年 7 月提前一個月超過年度設計發(fā)電量(1.46 億度)，成為全國首個年實際發(fā)電量完全達 到并超越設計水平的光熱電站。

　　光熱發(fā)電在調(diào)峰性能、儲熱成本等方面具備顯著優(yōu)勢，成為風光并網(wǎng)條件的配套選擇 之一。光熱發(fā)電機組發(fā)儲一體具備同步電源和儲能的雙重特性，根據(jù)我國 2018 年投產(chǎn)的 三座太陽能光熱發(fā)電示范項目驗收結(jié)果顯示，光熱電站調(diào)峰深度最大可達 80%，且升降負 荷速率可達每分鐘 3% - 6%的額定功率，熱啟動時間約 25 分鐘、冷啟動時間 1 小時左右， 調(diào)節(jié)性能優(yōu)于傳統(tǒng)煤電機組。 根據(jù)國家能源局 2021 年 5 月發(fā)布的《關于 2021 年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關 事項的通知》，對于保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目，可通過自建、合建共享或 購買服務等市場化方式落實并網(wǎng)條件后，由電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)，并網(wǎng)條件主要包括配套新 增的抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、 新型儲能、可調(diào)節(jié)負荷等靈活調(diào)節(jié)能力。 2021 年，青海省、甘肅省和吉林省開工的新能源項目均包含一定容量的光熱發(fā)電機組， 設計光熱發(fā)電裝機容量共計 101 萬千瓦。

　　熔鹽儲能： 工業(yè)儲熱等應用案例不斷出現(xiàn)，擴展下游場景

　　熔鹽儲能在新型儲能賽道上具備顯著優(yōu)勢。熔鹽儲熱具有儲能規(guī)模大、儲能時間長的 優(yōu)點，例如甘肅省金昌市高溫熔鹽儲能綠色調(diào)峰電站儲能規(guī)模達到 600MW/3600MWh， 蘭州大成敦煌 50MW 線菲項目中配備熔鹽儲熱系統(tǒng)的儲熱市場可達 15 小時，顯著高于電 化學等新型儲能方式。

　　熔鹽儲能使用壽命可達 25-30 年，運行穩(wěn)定性好、無爆炸、火災等危險，具備安全友 好等特性。根據(jù)中控太陽能測算，光熱儲能調(diào)峰電站為光伏配置 20%熔鹽儲能服務可以有 效解決光伏棄光問題，同時在相同的儲能調(diào)峰補貼下，光伏+光熱儲能調(diào)峰電站的綜合上 網(wǎng)電價低于光伏+鋰電池儲能。 除光熱電站配套外，熔鹽儲能還可用于清潔供熱、提供工業(yè)蒸汽、火電靈活性改造等 方面。熔鹽儲能系統(tǒng)可以使用太陽能、谷電、工業(yè)余熱等方式加熱熔鹽工質(zhì)進行儲存，在需求時段通過熔鹽放熱轉(zhuǎn)換為熱能實現(xiàn)工業(yè)蒸汽制備、建筑供熱等用途。以熔鹽儲熱供暖 系統(tǒng)為例，在夜間谷電時段可以通過谷電加熱熔鹽進入高溫熔鹽罐，在用熱時段通過熔鹽 泵抽出高溫熔鹽與市政用水在換熱器中進行熱交換為住宅小區(qū)提供熱水。熔鹽儲熱供暖系 統(tǒng)改造時只需要將燃煤鍋爐替換為熔鹽儲熱-加熱-換熱系統(tǒng)，供水管道和末端設備可繼續(xù) 使用無需改造，改造建設成本較低;與電采暖相比，充分利用谷電加熱使運行費用大幅下 降，提高了供暖系統(tǒng)的經(jīng)濟性。

　　熔鹽儲熱目前主要應用于光熱電站，作為獨立儲能電站和工業(yè)供汽等項目逐漸建設、 落地。2022 年 12 月 17 日，江蘇國信子公司國信靖江發(fā)電的熔融鹽項目正式投入運行，項 目通過在低谷時段直接利用電力加熱熔鹽后存儲、高峰時段通過熔鹽放熱轉(zhuǎn)換為熱能發(fā)電， 改造投入四千余萬，江蘇國信預計 5 年左右可以收回投資成本，成為全國首個采用熔鹽儲 熱技術(shù)的大規(guī)模火電調(diào)峰/調(diào)頻/供熱項目。由北京市熱力集團在北京豐臺區(qū)投建的熔鹽蓄熱 產(chǎn)業(yè)化推廣研究與示范項目正在積極推進建設，該項目作為國內(nèi)落地的首個熔鹽儲能供蒸 汽項目將建設 8MW 熔鹽儲能裝置一套，建成后將直接為北京西站地區(qū)供應飽和蒸汽。

　　產(chǎn)業(yè)鏈高度國產(chǎn)化，“十四五”快速發(fā)展可期

　　光熱電站造價構(gòu)成

　　光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈體系可分為研發(fā)、設計、制造、安裝等環(huán)節(jié)，產(chǎn)業(yè)鏈國產(chǎn)化程度較高。 根據(jù) CSTA 數(shù)據(jù)顯示，在國家第一批光熱發(fā)電示范項目中，設備、材料國產(chǎn)化率超過 90%， 技術(shù)及裝備的可靠性和先進性在電站投運后得到有效驗證;在青海中控德令哈 50MW 塔 式光熱發(fā)電項目中，設備和材料國產(chǎn)化率已達到 95%以上。

　　太陽能熱電站由反射鏡、熔鹽、吸熱管、導熱油等關鍵部件構(gòu)成，已投產(chǎn)電站相關部 件國產(chǎn)化程度均高于 70%。據(jù) CSTA 統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，在 2018 - 2020 年間投產(chǎn)的 8 座太陽 能熱發(fā)電電站共使用反射鏡 6912922 平方米，熔鹽 214523 噸，真空吸熱管 102300 支， 導熱油 10500 噸。從供貨商來看，熔鹽已實現(xiàn) 100%國內(nèi)企業(yè)供貨，其他關鍵部件國內(nèi)供 貨比例均高于 70%，且國外供貨均用于我國最早建設的大容量太陽能熱發(fā)電中廣核德令哈 50MW 槽式光熱發(fā)電項目中。目前新建電站已可實現(xiàn)此類部件國產(chǎn)化，隨著光熱行業(yè)快速 發(fā)展相關供應鏈企業(yè)有望持續(xù)受益。

　　塔式光熱電站投資構(gòu)成

　　塔式太陽能熱電站中太陽島建設成本是電站建設的主要成本。太陽能熱發(fā)電站建造成 本主要分設備費、安裝費和土建費三部分。綜合《塔式太陽能熱發(fā)電全壽命周期成本電價 分析》(李心，趙曉輝，李江燁等著)的測算數(shù)據(jù)來看，對于 10MW 以上的塔式太陽能熱 發(fā)電站而言，太陽島(含聚光系統(tǒng)和吸熱系統(tǒng))成本占電站建造成本的 55%以上;以 50MW 塔式太陽能熱發(fā)電電站為例，其太陽島成本高達 61%，熱力發(fā)電島(含熱力系統(tǒng)及輔機設 備、水循環(huán)、水處理系統(tǒng)、換熱設備、熱工控制系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)、電網(wǎng)接入系統(tǒng)及儀表閥 門管路等)成本約 15%，儲熱系統(tǒng)成本約 17%。

　　同樣結(jié)合《塔式太陽能熱發(fā)電全壽命周期成本電價分析》、CSTA 對不同規(guī)模光熱電站 成本構(gòu)成的測算數(shù)據(jù)來看，隨著發(fā)電站裝機容量增加，太陽島成本占據(jù)比例也會隨之增加， 當裝機容量達到 600MW 時測算太陽島所占成本比例將達到 70%。從原材料角度來看，聚 光、吸熱、儲熱子系統(tǒng)中鋼材、熔鹽、玻璃、電伴熱成本分別占比 53%、21%、17%、3%， 共同構(gòu)成主要材料成本來源。 塔式太陽能熱電站太陽島設備中，定日鏡占據(jù)主要成本。跟據(jù)《塔式太陽能熱發(fā)電全 壽命周期成本電價分析》測算顯示，在太陽島設備中，定日鏡占據(jù)太陽島成本 75%左右， 當電站規(guī)模增大、定日鏡數(shù)量增加時，定日鏡成本構(gòu)成中占比也會隨之增加，吸熱器輸出 熱功率為 30/150/500/1500MW 時 ， 定 日 鏡 成 本 在 太 陽 島 中 成 本 占 比 依 次 為 75%/80%/83%/85%。單臺定日鏡主要由支撐結(jié)構(gòu)、反射鏡單元、驅(qū)動裝置、控制系統(tǒng)等 組成，其中驅(qū)動裝置和反射鏡在總成本中占據(jù)比例較大。

　　槽式光熱電站投資構(gòu)成

　　槽式太陽能熱電站中集熱場成本占比超過 50%。以我國第一個太陽能熱發(fā)電工程項目 內(nèi)蒙古鄂爾多斯 50MW 槽式太陽能熱發(fā)電電站為例，根據(jù)《太陽能熱發(fā)電經(jīng)濟性分析和 產(chǎn)業(yè)激勵政策建議》(杜鳳麗，謝宏)測算，項目一次性初投資約 14.56 億元，其中集熱 系統(tǒng)(主要包括聚光器、真空吸熱管、導熱油管路、輔助熱源及膨脹系統(tǒng)、就地控制器等 設備及其輔助設施和土建設施等)占整個電站建設成本的 50%，儲熱系統(tǒng)(主要包括熔 融鹽、鹽泵、就地進程控制系統(tǒng)等設備及其相應的輔助設施和土建設施等)成本占比 11%， 換熱系統(tǒng)(包括充熱換熱器、預熱器、蒸汽發(fā)生器以及過熱器等設備及其相應的輔助設施 和土建設施等)成本占比 11%。

　　“十四五”發(fā)展展望：成本有望持續(xù)改善，多路線并舉成為長時儲能一極

　　根據(jù) CSPPLAZA 預測，未來光熱行業(yè)規(guī)?；l(fā)展將促使光熱系統(tǒng)成本整體降低 18.42%-27.56%。據(jù) CSPPLAZA 測算數(shù)據(jù)，在塔式電站中設備購置費用約占總投資的 73%， 我們預計隨著光熱行業(yè)進一步規(guī)模化發(fā)展后，定日鏡、熔鹽、吸熱系統(tǒng)等光熱電站主要設 備成本將有下降空間，將帶動光熱電站造價進一步降低。隨著塔式電站中關鍵技術(shù)的優(yōu)化， 光電轉(zhuǎn)換效率有望獲得進一步提升。通過光熱行業(yè)規(guī)?；l(fā)展、實現(xiàn)完全國產(chǎn)化替代和相 關技術(shù)突破，未來光熱發(fā)電度電成本預計將有進一步改善空間。

　　同時，考慮到國內(nèi)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型同時從“大基地+大電網(wǎng)”和“分散式電源+分布式智 能電網(wǎng)”雙線并行，兩種模式下產(chǎn)生了當下不同的技術(shù)路線、解決方案偏好。前者重點在 國內(nèi)“十四五”期間約 450GW 風光大基地的基礎上，配置靈活性資源;扣除前兩批大基 地中較多配置在原有大基地及特高壓外輸通道周圍，剩余風光大基地結(jié)合目前已落地項目 來看，主靈活性資源一般會結(jié)合當?shù)刭Y源條件選擇靈活性火電或抽水蓄能電站，并補充一 定的鋰電儲能電站及光熱(熔鹽儲熱)電站。后者考慮分布式系統(tǒng)對靈活布點、項目規(guī)模 的需求差異，多以電化學儲能電站為主。預計在現(xiàn)行政策引導及項目儲備背景下，“十四 五”期間光熱電站(熔鹽儲能)新增裝機規(guī)模 4-5GW，對應 EPC 造價空間約 640-800 億 元，在“十四五”期間國內(nèi)新增儲能裝機中占比約 3-4%。

　　(本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。)

　　(報告出品方/作者：中信證券，華鵬偉、華夏、張志強)

　　來源：未來智庫