2022年光热储能行业研究.docx

《2022年光热储能行业研究.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2022年光热储能行业研究.docx（17页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、2022年光热储能行业研究1、光热储能原理：以热能为核心1.1、光伏&光热：同根生的两兄弟光伏发电和光热发电是太阳能发电最主要的两种形式。光伏发电是利用半导体界 面的光生伏特效应，将光能直接转变为电能的技术；而光热发电则是通过利用大 规模的集热镜和传统的蒸汽发电机热力循环做功，将光能先转化为热能，再转化 为机械能，并最终产生电能的技术。光伏发电：光伏效应，光能直接转化为直流电。光伏发电系统的核心为光伏组件， 其由多个单晶/多晶硅成分的光伏电池片串联构成。当太阳光照射在高纯硅上， 使电子跃迁，形成电位差，光能直接转变为电能，产生直流电，并在逆变器、升 压系统的作用下转变成高压交流电，最终实现用电

2、、并网功能。 光热发电：经过“光能-热能-机械能-电能”这一转化过程，产生交流电。光热发 电通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装 置内的导热油、熔融盐等传热介质，传热介质经过换热装置将水加热到高温高压 蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电。除发电所用热源不同，其后端技术路径 与火力发电并无较大差异，且产生电流为交流电，可直接实现并网。相较于光伏，我国光热发展相对滞后。2021 年，我国光伏发电累计装机容量达 306.4GW，同比+21%；光热发电累计装机容量仅 538MW，同比持平。无论从 装机总量还是装机增速来看，光伏发电均远高于光热发电，其主要原因是光热度 电

3、成本远高于光伏，在市场化的条件下不具备竞争优势。1.2、光热储能电站的四大系统组成光热发电大致可分为四个部分：集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发 电系统。 集热（聚光）系统：集热系统是光热系统的核心，其主要由聚光装置、接收器、 跟踪机构等部件构成。而其中，聚光装置又为集热系统的核心组件，其在中央控 制系统操控下，可追踪太阳位置，收集并向接收器反射最大量的阳光。聚光装置 中的聚光镜、定日镜的反射率、焦点偏差等均能影响发电效率，对设计、生产、 安装技术要求较高，过去被海外厂家垄断，而目前国产聚光镜效率可以达 94%， 与进口产品差距较小，具备潜力。吸热系统：吸热系统的功能为收集集热装置产生

4、的热能，并利用导热介质将热能 传送给蓄热系统。 储换热系统：蓄热装置通常由绝热材料包覆的蓄热器及价格低廉、比热容高的储 热介质构成，其主要作用是白天将光热能储存，夜间通过热交换系统将热能释放， 并通过发电机最终转化为电能，实现光伏电站的夜间发电及调峰调频。 发电系统：光热发电系统与火力发电系统技术具有一致性，市场成熟度较高，二 者均通过高质量过热蒸气推动汽轮机做功，从而将机械能转化为电能。1.3、光热系统：槽式现为主流，塔式前景广阔按照光能聚集的方式，光热发电系统可分为塔式光热发电、槽式光热发电、碟式 光热发电和线性菲涅尔式光热发电四类。塔式太阳能热发电系统：塔式系统是利用众多定日镜，将太阳热

5、辐射反射到置于 高塔顶部的集热器上，加热传热流体（主要为熔融盐），高温传热流体通过蒸汽 发生系统产生过热蒸汽推动汽轮发电机组发电。 槽式太阳能热发电系统：槽式系统将多个槽型抛物面聚光集热器串并联排列，连 续加热位于焦线位置的导热流体（主要为导热油），进而产生过热蒸汽驱动发电 机组发电。碟式太阳能热发电系统：碟式系统利用驱动装置自动跟踪太阳，并用碟形聚光器 将太阳光聚集到焦点处的吸热器上，最后通过斯特林循环或者布雷顿循环实现发 电。由于其单体较小，常用于空间太阳能站。 线性菲涅耳式太阳能热发电系统：菲涅尔系统使用多个跟踪太阳运动的条形平面 镜代替抛面镜，将太阳辐射聚集到吸热管上，加热传热流体（通

6、常为水/蒸汽）， 并通过热力循环进行发电。我国新签光热储能项目中，塔式光热占比相对较高。槽式技术成熟较早，专利多 为欧美垄断，目前历史装机量较大。截至 2022 年年初，全球光热电站项目中， 槽式项目达 82 个，塔式项目仅 31 个。截至 2021 年，我国已建成光热项目中， 塔式及槽式的占比分别为 60%及 28%。1.4、我国光热储能电站发展历程中国光热发电“两沉两浮”。1）蹒跚起步。中国光热发电初次尝试发生在十多 年前的内蒙古鄂尔多斯，彼时政府拟筹划在当地建设一个 50MW 级光热示范电 站，并于 2006 年召开的中德科技论坛上升级为中德合作项目，但受制于技术水 平和发电成本等因素，

7、项目逐渐被搁置。2）焰火重燃。2016 年，国家能源局发 布国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知，确定了首批 20 个太 阳能热发电示范项目，重燃市场对光热发电的热情，后续中控青海德令哈项目 10MW 塔式、首航敦煌 10MW 塔式等一系列项目拉动光热发展进入快车道。3） 再陷低谷。随着 18 年底示范电价退坡机制的启动，19-20 年光热项目建设再次 陷入停滞。4）峰回路转。21 年开始，随着国家“双碳”战略的逐步深入，光热 储能具备比较优势，行业关注度逐渐回升，有望迎再次发展。2、光热储能电站将进入发展快车道2.1、政策鼓励，光热储能绽放2021年，在经历了近两年的市场沉寂期后，中

8、国光热发电行业迎来了承上启下 的新元年。随着新能源装机规模不断扩张，光热发电“储发一体”优势凸显，与 光伏、风电协同互补，在清洁供电的同时保证电网的高效稳定。而国家 21 年以 来也不断推出涵盖光热发电在内的一系列指导性意见，助力光热发电与风电、光 伏的融合发展、联合运行，以及储热型太阳能热发电的发展。2.2、光热储能电站成本已有显著下降技术成熟+光热度电成本不断下降。近年来可再生能源发电成本不断 下降，部分已低于传统化石能源发电成本，据国际可再生能源机构(IRENA)报告 显示：2010-2020 年，全球光伏电站发电平均成本降幅最大，达 85%；光热发电系统其次，约为 68%。在技术路径不

9、断成熟、供应链不断完善以及核心器材 的综合逻辑下，我国光热发电有望摆脱过去经济性不强的局面，叠加“风 光储大基地”战略，度电成本在未来几年将持续快速下降。根据国际经验，技术进步对光热储能电站成本降低的贡献率约 42%，规模化的 贡献率约 37%，批量生产的贡献率约 21%。根据可胜技术的数据，在理想情况 下，由于规模化发展带来的电站总投资整体下降幅度可达 18.4%27.6%。2.3、光热储能电站：稳定发电为其核心优势新能源发电痛点在于波动较大，对电网负荷造成冲击 在火力发电主导的传统电力系统中，电能的供应曲线相对稳定，但用电曲线在年 内、日内存在多次峰谷波动。此前通过“了解需求侧、控制发电侧

10、”的基本策略， 预判用电高峰，预设发电出力计划，可较好解决电能供需错配问题。近年，随着 可再生能源发电装机比例的提升给发电侧增添了诸多不可控、不稳定因素。风电、 光伏发电受制于自然条件因素，常具有波动性、随机性、反调峰性等特点，而其 “极热无风、晚峰无光5”等弊病早已是“老生常谈”。据国家电网测算，2035 年前，我国风电、光伏装机规模将分别达 7 亿、6.5 亿千瓦，而所带来的日最大 波动率预计分别达 1.56 亿、4.16 亿千瓦，大大超出电网调节能力。我国电网迫 切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源 5 亿千瓦左右的日功率波动的调节 能力。储能系统具备平滑波动、削峰填谷能力，是新能源

11、发电的重要稳定器储能技术是应对以风、光为主的新能源系统波动性、间歇性的有效技术。成熟的 储能技术在发电侧可平滑风光电系统的波动，从而提高并网风电、光电系统的电 能质量和稳定性，改善新能源发电波动性等短板；在电网侧、用户侧，储能技术 可很好地解决电能供需错配问题，从而减少电网短时承压过高或峰时用电不足带 来的安全性、稳定性问题，并有效消纳可再生能源，避免“弃风弃光”现象。储能系统还可降低调峰调频能耗，并作为备用电力保障用电安全。传统火电调峰 调频中，煤电机组为满足调峰能力，往往增加发电容量以具备应对尖峰负荷的能 力，但这使得火电机组经常无法达到满发状态；同时火力发电对电网调频AGC 信 号响应具

12、有滞后性，严重影响机组运行经济性。而储能系统充放电灵活、反应速 度快，可大幅降低备用火力发电机组容量，并对调峰信号快速反应，大大提高了 电网运行效率。此外，储能系统还可作为应对电力突发情况，满足紧急用电的备 用电源，具备一定的能源安全价值。储发一体带来的稳定发电为光热储能电站的最大优势相比于风电-抽水蓄能、光伏发电-蓄电池蓄电等储发分离系统，光热电站集二者 于一身，可以像传统火力发电厂一样生产出电网友好型的可调度电力，以满足早 晚高峰、尖峰时段等多情景下的用电需求；通过人为设置储能时长及发电机的负 载功率，可实现 24 小时连续、稳定供电。 我国 2018 年并网的 3 座商业化太阳能热发电示

13、范项目中，太阳能热发电机组调 峰深度最大可达 80%；爬坡速度快，升降负荷速率可达每分钟 3%-6%额定功率， 冷态启动时间 1 小时左右、热态启动时间约 25 分钟，可 100%参与电力平衡， 部分替代化石类常规发电机组，对保障高比例可再生能源电网的安全稳定运行具 有重要价值。电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算，假设建设 100 万千瓦500 万千瓦不同规模的光热储能电站，可减少弃风弃光电量 10%38%。清华大学能源互联网研究院研究结果显示，如果安装 22GW 光伏和 7GW 风电， 青海电网在丰水期可连续 3 日全清洁能源供电（包括省内负荷及特高压外送河 南）；如果在此基础

14、上配置 4GW 光热储能电站，青海省在丰水期可实现创纪录 的连续 30 日全清洁能源供电。西北风光大基地场景，光热储能电站与之匹配度最高熔融盐是光热储能的首选传热储热介质。传热蓄热技术是光热发电关键技术之 一，而传热介质的工作性能直接影响系统的效率和应用前景。目前槽式光热电站 的工作温度一般不超过 400C，塔式光热电站则在 550C 以上，在这一温度区间，熔融盐相比水/水蒸气、液态金属等，具有较高的使用温度、高热稳定性、 高比热容、高对流传热系数、低粘度、低饱和蒸汽压、低价格等一系列优点，是 光热电站传热和储热介质的首选。据 CSPPLAZA 光热发电网统计，在国内首批 20 个光热发电示范

15、项目中，18 个采用熔盐储能；已备案新增 92 个光热发电站 清单中，86 个将采用熔盐储能。相比于其他储能方式，熔融盐储能与大基地-光电系统匹配度最高。光伏、光热 基地多位于干旱且平坦的戈壁、荒漠，不具备开展抽水蓄能、空气压缩储能等项 目的地质条件。大基地发电量较大且工作环境恶劣，对造价高、寿命短、温度敏 感的电化学储能形成严峻考验。相比之下，熔融盐储能既能满足储能容量大、储 时长的要求，又具备经济性，并能在严酷的自然条件下安全平稳运行 25-30 年； 其腐蚀性的劣势，则通过提高熔盐品质、使用防腐蚀材料等得到明显改善。2.4、光热储能还可应用于供暖及工业蒸汽等场景光热制工业蒸汽，助力蒸汽价

16、格与煤炭、天然气价格解耦。工业蒸汽通常是由燃 烧煤炭、天然气加热液态水产生过热蒸汽制得，下游主要用于满足工业企业生产 的加热需要，其一典型应用是在稠油开采领域的应用。稠油胶质沥青含量高、粘 度大、流动性差，需通过蒸汽热采以获得较好的经济效益。而在近年化石能源价 格大幅上涨及优化能源结构、降低能耗、减少碳排放的政策背景下，燃烧化石能 源制备工业蒸汽逐渐丧失成本优势，使用太阳能集热装置来产生蒸汽的太阳能 EOR 具备广阔前景。太阳能 EOR 的核心在于利用光热发电的集热技术实时产生 过热水蒸气或将热能储存在蓄热系统备用，通过此种方式，可大幅减少稠油开采 成本并减少开采过程中的碳排放。对于光热电站运

17、营商，其聚光产生的热能或无 需转化为电能并网售卖，而是仅通过蒸汽发生系统产生工业蒸汽直接售卖给消 毒、纺织企业，减少了发电过程中大量的能耗损失，增加光热收入。以光供暖、以光助农，光热发电不断开发新型应用场景。以光热大循环为主体， 将产生的热能储存起来并在温度较低时释放，便可用于绿色小镇的清洁供暖及恒 温蔬菜大棚冬日的温度保持。近年国家不断推进北方地区清洁供暖，打响关于冬 季供暖的“蓝天保卫战”，光热供暖在能源价格上涨和储能问题解决的推动下， 经济性、实用性凸显；而其应用在恒温蔬菜大棚供暖，可大幅降低菜农冬日种植 蔬菜成本。3、光热储能产业链梳理3.1、光热储能产业链梳理目前我国光热发电装备制造

18、产业链已初步形成，涉及精密仪器制造、系统设计、 软件编程、水泥、钢铁、玻璃等一系列产业。国家首批光热发电示范项目中，设 备、材料国产化率超过 90%，而在青海中控德令哈 50MW 塔式光热发电项目等 部分项目中，设备和材料国产化率已达到 95%以上；2021 年，我国从事太阳能 热发电相关产业链产品和服务的企事业单位数量近 550 家，其中，太阳能热发 电行业特有的聚光、吸热、传储热系统相关从业企业数量约 320 家，约占总数 量的 60%。我们选取两座塔式电站在制造阶段的材料清单数据，主要包括：镜场区、吸热器 系统、塔、蒸汽发生系统、储热&传热流体系统、基础及辅助建筑、接线、管道 （吸热器系

19、统管道以外）。不同形式及不同容量的光热储能造价结构不一，聚光、吸热、储能为核心光热电站各部分、各原材料成本占比并不恒定。随着电站规模变大/储能时间增 加，定日镜数量/熔融盐的用量会相应增加，带动太阳岛投资成本占比提升；但 同时电站年利用小时数和所发电量都会有所提升，电站整体经济性将会提高，拉 动发电成本下降。聚光、吸热、储热子系统为光热电站的核心，三者合计成本占 比超 70%。在光热系统专有的聚光、吸热、储热子系统中，据可胜技术测算，材料成本占比 50，包装运输、安装等成本20；原材料中钢材 成本占比 53%，熔盐成本占比 21%，玻璃成本占比 17%。3.2、光热储能市场空间分析据我们统计，

20、目前我国已运行的 8 座商业化示范项目合计装机容量 500MW，总 投资 152 亿元，单兆瓦投资 0.3 亿元；当前我国在建的光热储能电站项目达 19 个，对应装机容量 2695MW，考虑“招标-投资-装机”周期为 2-3 年，我们测算 短期我国光热储能市场空间约为 808.5 亿元。3.3、光热储能对光热玻璃及保温材料增量贡献假设“十四五”期间，我国年均光热装机容量为 1GW，对应投资金额 250 亿元。 玻璃方面，以上文中装机容量 50MW、储能 7 小时的塔式光热项目为例，我们测算玻璃成本约占整机成本的 4%（78%聚光、吸热、储热子系统 30%原材料17%玻璃=4%），又考虑功率更大

21、、储能时长更久的电场中，镜 场成本占比更高，故假设玻璃成本平均约占总成本的 5%。经测算，光热装机将 带来的玻璃年需求达 12.5 亿元。目前国内光热玻璃的主要供应商为艾杰旭（大 连），此外安彩高科也已具备批量生产能力。保温材料方面，目前我国装机容量 50MW、配置 7 小时储热系统的槽式光热项 目所需保温材料的用量约为 2 万立方，对应投资成本约为 4000 万元；在“十四 五”期间我国年均光热装机容量为 1GW 的假设下，其所带来的保温材料年需求 或可达 8 亿元。保温是光热储能的重中之重，由于光热发电系统的运行温度普遍 较高，若发生熔融盐等导热、储热材料析出凝固，将会严重威胁电站运行的经济 性与稳定性。目前业内多用陶瓷纤维等作为主要保温材料，而鲁阳节能作为国内 陶纤龙头，已推出赛阳系列产品。