光热发电 - 拆研报

概述太阳能热发电，也称聚光型太阳能热发电(Concentrating Solar Power, 简称 CSP)或光热发电(Solar Thermal Electricity,简称 STE

概述

太阳能热发电，也称聚光型太阳能热发电(Concentrating Solar Power, 简称 CSP)或光热发电(Solar Thermal Electricity,简称 STE)是利用太阳能转化成热能，产生高压蒸汽驱动汽轮机发电。光热发电系统的发电原理与火电系统基本相同，都是通过产生高温高压的蒸汽驱动汽轮机运动，从而带动发电机发电。光热发电和火力发电的不同点在于热量的来源，火电主要以煤炭、石油和天然气等化石燃料作为热量来源，加热水产生蒸汽；而光热发电则以太阳光作为热量来源，通过聚光集热将某种传热工质加热到高温，再经过热量转换装置产生高压蒸汽驱动汽轮机运作。光热发电不但不依赖于光照, 可在夜晚或弱光条件下发电, 而且与电网匹配性好, 输出电能稳定，可储能、可调峰、可连续发电，考虑储能的情况下更具成本优势，生命周期更长、 污染更少。

光热电站通常由太阳能集热场、储能系统、发电系统三大模块组成。

光热作为调峰利器，具有两大独特的优势：

• 光热电站通过将白天产生的多余热量通过熔盐或导热油等介质储存，在夜间释放热量，产生高温高压蒸汽、驱动汽轮机发电。储热时间根据电站设计要求设定。光热发电的优势在于聚集阳光，转换成热在带动汽轮机发电，特性和火电一致具备调节功能，储热成本也可降低，成为储能调峰、经济可行的关键新能源形式。
• 利用余热进行热电联供。光伏直接由光转换成电，无热量产生；而光热发电会产生大量热量，因此可通利用剩余热量进行热电联供。例如张家口示范区 70%是冬天采暖的热能需求，采用光热电站可实现热电联供的方式，实现零碳采暖，节约能源。

相较于电化学储能，光热发电配套的熔盐储能系统具有诸多优势：

• 调峰能力更强：光热发电配套的储能系统的储热时长大多在 8 小时左右， 并且在参与调峰时可以以较低的负荷运行，有助于进一步增强调峰能力。
• 适合大规模应用：当前在建的光热发电项目装机规模多为 100MW。
• 使用寿命长：熔盐储能使用寿命基本与光热电站同步，一般在 25-30 年。
• 经济效益更优：配套熔盐储能系统的光热发电既可以起到发电功能，又具 备储能功能，综合经济效益更优。
• 安全环保：运行稳定性好、无爆炸或火灾危险、泄漏蒸汽无毒、不会产生 二次污染。

相关政策

2021 年以来，各地纷纷出台一系列相关政策，支持与引导光热发电项目。国务院在 2021 年 10 月下发的《国务院关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知》明确提到积极发展光热发电。此后能源局等部门陆续出台了多项响应政策：2021 年 11 月至 2022 年 6 月，国家能源局下发的 6 份文件中均表示了优先考虑和积极发展太阳能光热发电的政策主张。

截至 2022 年 8 月，国内已有近 30 个地区明确颁布了相应的规定，且要求配套储能规模占光伏 /风电装机规模的比例大多不低于 10%。 在储能类型方面，按照工作原理的不同， 现有的储能技术可以分成四类，分别为：机械储能、电化学储能、电磁储能与储热储能。其中，细分来看，目前主流的储能方式依旧为抽水储能。截至 2021 年底国内抽水储能装机占比达到 86.5%，此外电化学储能与蓄冷蓄热储能分别占比 11.8%、1.3%。 然而目前国内风光发电主要集中于西北地区，但受制于自然条件，抽水储能在西北地区适用性较弱。在此背景下，伴随西北地区光伏、风电装机的快速增长，电化学储能与蓄冷蓄热储能（如熔盐储能）渗透率有望进一步提升。

2021 年 11 月国内第一批装机约 100GW 的大型风电光伏基地项目已经有序开工，其中包括在青海等地合计配置 1.01GW 光热发电装机的 10 个风光热互补新能源项目。此后 2022 年 7 月，新疆 2022 年第二批市场化并网新能源项目清单公布，其中 13 个储热型光热发电项目被列入需电网消纳项目，合计光热装机高达 1.35GW。 根据我们的统计，伴随“光伏/风电—光热”一体化项目的陆续启动，目前国内在建 /拟建的光热发电项目累计装机规模已经达到 3.01GW。在建太阳能热发电示范项目与 2021-2022 新开工太阳能热发电项目共 39 个，预计总光热装机规模 3.9GW，大量项目预计在“十四五”阶段迎来集中投产，未来光热装机与发电规模将快速增长，带动储能熔盐需求快速提升。

光伏 vs. 光热

在所有的发电方式中，光热发电的 寿命期仅低于核电，与火电和水电持平，明显高于光伏和风电，是寿命 期最长的可再生能源。光热发电生产和发电环节均无污染，是真正的清洁能源。光热发电需要的材料普遍并且廉价，比如导热材料可以循环使用。从二氧化碳排放的角度来看，光热电站全生命周期二氧化碳排放仅 为 12g/kWh，远远低于其他发电方式。

光伏光热储能一体化项目多能互补，是并网友好的可再生能源一体化电源系统。将光热、光伏发电系统紧密结合，将带储能的光热发电系统和光伏发电系统进行耦合，或者光伏发电系统单独配熔盐储能系统，可平滑对外电力输出，降低系统弃光率， 提升经济性和灵活性，电能质量得到改善。

近期各地也纷纷出台一系列政策支持与引导光热发电项目与风光项目配套，以新疆为例，《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指 引（1.0 版）》提出对建设 4 小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4 倍的风电光伏发电项目，同时鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。

聚光器类型

目前行业主流的光热发电技术按照聚光器类型和接收器类型分为 4 类：槽式、塔式、碟式和菲涅尔式。聚光类型可分为线性聚光和点性聚光，接收器类型可分为固定式接收器和移动式接收器。

塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率、较大的成本下降空间， 成为最主流的光热发电技术路线。

储热系统

储热系统包括储热介质（导热油/熔盐）+储热装置系统+蒸汽发生系统，约占电站投资的 25-40%。

• 储热介质包括常规的导热油和熔盐；
• 储热装置系统包括设备（如熔盐罐、换热器、蒸汽锅炉等）和系统控制；
• 蒸汽发生系统指常规发电体系，国内较为成熟。

和常规的新能源形式相比，光热的特色是储能调峰，对储能介质的选择非常关键，因为介质的机械性质和热力性质决定了其运行特点和整体循环效率。理想的介质性能特征：经济实用、 高度稳定、能经受大范围温度差、不与接触的管件和其他材料发生反应、不损害环境、高比热（单位质量的储热能力）、高热密度（单位体积内的热量）、易于处理和抽取。

光热技术储热介质研究目前发展到第四代技术。第一代是导热油，第二代用熔盐/液态金属，第三代蜂窝陶瓷+空气，第四代流化床+颗粒。现在成熟的就是第一代和第二代技术，分别是导热油和熔融盐。早期电站基本采用导热油形式，在 400℃挥发。而熔盐挥发温度可达到 560℃。 熔盐具有工作温度高、传热性能好、安全性强、使用寿命长等一系列的优点，是目前光热发电传储热介质的首选。

在熔盐的选择方面，根据酸根离子的不同，常见的熔盐种类包括硝酸盐、氟化盐、氯化盐、碳酸盐、硫酸盐和混合熔盐等。其中，硝酸盐具有熔点低、比热容大、热稳定性高、腐蚀性相对较低等优点，目前被广泛使用。 与此同时，从成分构成来看，常见的熔盐品种有二元盐（40%KNO3+60%NaNO3）、 三元盐（53%KNO3+7%NaNO3+40%NaNO3）和低熔点熔盐产品等，目前二元熔盐的应用最为普遍与成熟。

全球范围内在光热发电熔盐产品领域有所布局的企业并不太多， 有实际商业化项目应用业绩的企业更屈指可数。智利化学矿业有限公司（简称 SQM）、以色列海法化学工业公司（简称 Haifa）、德国巴斯夫集团公司（简称 BASF）和挪威雅苒集团公 司（简称 Yara）是国际市场上有一定影响力的四家熔盐供应商。对大多数硝酸盐厂商而言，光热发电是他们的一个可以随时进出的目标市场。

光热储能系统和传统系统相比，主要在于储热要求不同，传统电力储热系统设计温度为 100-200℃，而光热储罐通常需要 500-600℃。而不同的储存介质如熔盐、导热油等不同储存介质储能系统，在装备设计上有所不同。

储热系统关键设备需海外采购。储热装臵系统的技术难点：1）容器材料：主要是适应高温和高压，以及温度不平衡状态下的适应性；2）系统控制：储热过程控制和匹配；需要经验摸索，国内多数商家缺乏实践经验；3）关键设备如熔岩泵、仪器仪表等需要海外采购，主 要是适用温度由 300℃调整到 600℃。

光热常规岛发电部分和火力发电部分基本一致，发电技术和效率较为稳定。国内厂商仅需要根据光热电站产生蒸汽的特点进行适当改造。国内厂商包括杭汽轮、东方电气、上海电气、 哈尔滨电气等。

系统集成、EPC 和电站运营

光热电站系统集成难度远远大于光伏，需要很高的技术水平和实践经验。有设计缺陷的电站系统无法达到预期发电量，会造成较大投资损失。

光热电站 EPC 是一项集设计、技术、经验、工程于一体的高难度工程，对施工单位有较高要求。系统集成是制约光热产业的核心因素，需要至少3~5年实践经验累积， 这也是光热 EPC 企业的核心竞争力之一。

光热电站投资规模大、周期长、技术和运营风险高，资金实力是电站运营商的重要门槛。未来电站运营方，除自有资金之外，将拓展多种形式的融资渠道。如中广核、华电等项目获得亚开行的低息贷款；或者通过资本市场的融资渠道如首航节能、中海阳等。

成本测算

国内光热发电装机规模约为 590MW 国内光热产业还处于示范阶段，光热发电站装机规模较小，尚未形成规模化，造成成本较高。国内光热发电产业大规模建设起源于 2016 年，当年 9 月国家能源局印发了《国 家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共 20 个项目入选国内首批光热发电示范项目名单，总装机合计 1.35 GW。后因融资、技术、企业经营决策等各方面问题，截至目前，20 个首批光热发电示范项目中实现并网或试运行并网的项目仅有 8 个，合计装机规模 500MW，约占全球光热发电装机总量 6.69GW 的 9%。

从初始投资成本看， 光热发电站的单位千瓦投资成本在 2.5 万-3.5 万元，是传统煤电站的 3-4 倍、 陆上风电的 3-4 倍、光伏电站的 4-5 倍，关键的太阳岛和储热岛固定投资分别 50%-60%、15%-20%，并且储热时间越长，投资成本越高；从度电成本看， 据业内估算，塔式光热电站的度电成本在 1 元/千瓦时左右，相当于煤电的 3- 4 倍、陆上风电的 2.3 倍、光伏发电的 1.4-2 倍。

参考资料：

20151204-华泰证券-光热行业系列报告之三：光热设备供应商迎来新机遇

20160902-中泰证券-光热行业深度报告：上网电价重磅出台，开启光热千亿盛宴

20160715-光大证券-首航节能-002665-光热发展势在必行，待新风口中起飞

20220520-浙商证券-西子洁能-002534-深度报告：余热锅炉龙头，熔盐储能打开成长空间

20220906-开源证券-基础化工行业深度报告：熔盐储能或将放量，“两钠”及硝酸企业或将受益

20220925-长江证券-化工行业熔盐储能：光热发电乘势起，硝酸熔盐面春风