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政策利好与自身优势双重加码,光热发电正迎来新热潮

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光热发电是集光热转换发电、大规模储热和电网同步机特性,于一身的可再生能源发电方式。我国光热发电产业链在首批示范项目的推动下,已初步建立,在满足国内需求的同时,光热发电产品开始走向国际市场。


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自带储能发电形式


光热发电和光伏发电是太阳能发电的两种形式。光伏发电是利用太阳能电池的光生伏特效应,将太阳辐射能直接转化为电能;而光热发电是经过“光能-热能-机械能-电能”的转化过程实现发电。



所谓光热发电,是利用大量反射镜以聚焦的方式将太阳光聚集起来,加热工质,先将太阳能转化为热能,并将热能储存起来,在需要发电时,再利用高温工质产生高温高压的蒸汽,驱动汽轮发电机组发电(光能→热能→机械能→电能)。


1)正因为光热发电特有的光热转换过程,也使光热发电自带储能,中航证券指出,自带储能是光热发电最大的优势之一。西部证券指出,我国正加速构建“以新能源为主体的新型电力系统”,光热发电集发电与储能为一身,将在有效解决新能源发电波动性问题上扮演重要的角色。


2)截至2021年底,光伏装机容量远大于光热。据统计,截至2021年底,全球太阳能热发电累计装机容量达到6.8GW,我国太阳能热发电累计装机容量为538MW(含MW级以上规模的发电系统)。主要集中在2018-2019年建成,2020-2021年发展速度有所放缓,仅内蒙古和甘肃两个项目投运。进入2022年招标重新加快,若均按计划建成,“十四五”期间投运规模同比增幅390%。值得一提的是,新增项目以“多能互补”一体化项目为主,单个项目规模更大,产业链环节更长。


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光热发电与光伏发电的不同


光热发电和光伏发电是太阳能发电的两种形式。


1、应用范围:光热发电适合集中式大规模发电;光伏发电相比集中式、分布式两种。


2、储能系统:光热发电通过介质(熔融盐、水等)进行热存储,使用寿命长、损耗小;光伏发电使用电化学进行储能,相对使用寿命较短,损耗大。


3、技术水平:光热发电相对成熟;光伏发电相对成熟,也有技术持续突破。


4、优势:光热发电储能成本低,效率高,年发电小时数长,与其他热法电可有效契合;光伏发电技术和产业已成熟。


5、劣势:光热发电地理条件要求高;光伏发电生产和维护过程中存在污染,且稳定性有待提高。


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光热发电产业优势


光热发电是目前已实现商业化的两种太阳能发电技术之一,其利用聚光镜等装置以自动聚焦方式将太阳直射光能聚集,用于加热介质并储存热能,再通过透平机组(如汽轮机或燃气轮机)将热能转换为电能。光热发电根据集热形式不同分为塔式、槽式、菲涅尔式、碟式四类。塔式系统是利用平面反射镜将太阳光反射到中心高塔顶部的吸热器上,即采用点聚焦方式;槽式系统和菲涅尔式系统都是线聚焦方式,聚光反射镜将太阳光反射到细长线型的管状集热器;碟式光热发电是利用旋转抛物面聚光镜将太阳光聚集在集热器上。


光热发电通常和储热系统结合,以塔式光热发电技术为例,聚光镜聚集太阳辐射进入塔顶的吸热器,将储热介质从290℃加热到565℃,存入塔下地面的高温介质储罐中,需要发电时将高温储热介质泵入蒸汽发生器中,与水换热产生高温高压过热蒸汽,发电系统类似常规火力发电系统,蒸汽驱动汽轮机再带动发电机发电。从光热发电的原理、实际运行、产业发展潜力等来看,光热发电具有如下优势:


首先,具备持续发电能力。与光伏发电、风电具有显著的波动性和间歇性不同,光热发电可配置低成本的储能设施,不仅具有良好的可持续电力输出能力,同时可提供风电、光伏发电等波动性电源所不具备的转动惯量和无功支撑。


国际可再生能源署(IRENA)的数据显示,西班牙有18个光热发电站不间断运行达三周,其中带15小时储能、装机容量2万千瓦的Gemasolar电站实现连续36天全天候运行。我国装机容量5万千瓦的中广核德令哈光热发电站连续运行32天(773小时),青海中控德令哈光热电站连续运行12天(293小时),首航高科敦煌10万千瓦光热电站连续运行9天(216小时)。由于光热发电的常规岛部分与常规火电相同,因此如果有长达数天甚至数十天的无风、少光等极端天气下,光热发电系统可以利用天然气补燃方式来保障电力供给。



其次,光热发电可储可调,可与风电、光伏形成优势互补,有利于“三北”大型风光基地就地消纳和外送消纳。光热发电储调能力强,且提高储调能力的边际成本低,机组调峰深度最大可达80%,爬坡和启停速度优于燃煤机组,可与燃气发电相当。


当风电、光伏发电大发的时候,光热以储热为主,不发或者少发电,待夜间或者风小的时候将储存的热量通过汽轮机发电。清华大学能源互联网研究院研究显示,在青海安装2200万千瓦光伏和700万千瓦风电,利用已有调节资源,青海电网在丰水期可连续三天全清洁能源供电;如在此基础上配置400万千瓦光热发电,青海省在丰水期可实现创世界纪录的连续30天全清洁能源发电。因此如果希望在风电和光伏发电渗透率较高时,继续提升可再生能源电量占比,可通过配备一定规模的光热发电,充分发挥多能互补下电力品质的效益,弥补风电和光伏不可控的不足。


第三,光热发电可以有效承接我国煤电装备产业。我国已经宣布不再新建境外煤电项目,同时近中期将控制煤电装机规模,长期煤电将逐步退出。煤电作为我国的优势产业,在产业规模、技术水平和从业人数上在全世界首屈一指,形成了完备的制造体系。煤电产业如何实现顺利转型是关系国计民生的重要课题。除了产热方式不同外,光热发电和煤电发电的原理相同,都需要配置常规岛。


根据相关企业调研,光热产业可以充分利用煤电产业资源,包括常规岛相关设计、集成、设备制造和服务等。原有煤电厂、气电厂也可以改造成与光热发电互补电厂,直接降低化石燃料的使用。部分关停的煤电机组可以改造为储热电站,仅投入少量资金通过加装一套储热系统,原常规岛均可利用。汽轮机厂则可以通过研制生产适用于光热发电频繁启停和快速变负荷要求的主机设备,实现部分转型。


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第四,光热发电有较大的技术进步空间和成本下降潜力。近年来,国际新投运的光热发电电价呈现逐步下降趋势。根据IRENA的数据显示,光热发电的度电成本在2010年~2020年间下降了约一半,2020年已降至0.65元/千瓦时~1.3元/千瓦时(10美分/千瓦时~20美分/千瓦时)。


虽然光热发电与风电、光伏发电相比成本高,但其可储热、出力可调节、响应速度堪比燃气发电,使其在国际上有一定的应用市场。而且,通过技术进步和规模效应推动,光热发电还有较大的成本下降潜力。


国际能源署预测,2030年光热发电电价将降至8.6美分/千瓦时,美国能源部目标是到2030年带有12小时储能的光热发电电价降到5美分/千瓦时。在国内,如果在保持一定市场和产业规模,光热发电成本可以实现较大幅度下降,其设备成本和建设成本下降是主要因素,有望在“十四五”末期达到与目前燃气发电成本相当,即国内电价降低到0.7元/千瓦时~0.8元/千瓦时,2030年下降至0.5元/千瓦时左右,届时考虑其灵活储热、可调节出力、可提供转动惯量等优势,在电力市场中将具备经济性和竞争力。


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光热发电市场格局


光热系统庞大、产业链长,重点可分为基础材料、装备制造、电站EPC、电站运营、电力输配等几个环节。目前我国光热发电产业链条完整,但规模还较小,不少领域发展时间较短,随着行业发展相关企业有望受益。



据不完全统计,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,约占目前太阳能热发电行业相关企业总数的60%,其中聚光领域从业企业数量最多,约170家。


国内光热装备企业技术水平可以满足电站建设所需的大部分主体设备,但是在部分核心材料、和装备配套方面的能力不足。


除此之外光热发电项目的系统集成难度较大,对企业的技术水平和项目经验要求高,而国内多数企业缺少大型光热项目中的系统集成经验,造成行业发展红利向集成商的集中。


国内光热发电产业链主要厂商包括首航高科(电站投资与EPC、空冷岛)、三维化学(储热岛EPC)、上海电气(电站投资与EPC)、爱康科技(电站投资与EPC)、特变电工(电站投资与EPC)、金通灵(汽车轮机)、山东北辰(蒸汽发生器、换热器)、金晶科技(反射镜超白玻璃原片)、洛阳玻璃(反射镜超白玻璃原片)、久立特材(光热发电特种管材供应)等。


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光热发电产业发展瓶颈


首先,光热发电成本依然较高。通过企业调研,当前新建光热发电度电成本约0.9元/千瓦时~1.0元/千瓦时,仍远高于陆上风电和光伏发电。初始投资高昂是光热发电成本高的主要原因。以当前主流的10万千瓦装机、12小时储热塔式光热电站为例,单位千瓦造价在2.5万~3万元。聚光、吸热、储换热系统占据初始投资的主要部分,约占整个电站成本的77%左右,是决定光热发电站造价高低最重要的因素。


受制于国内光热发电项目装机规模小和政策不稳定造成的市场不稳定和延续性问题,上游设备制造企业通过首批国产化项目形成的规模化产能在近两年严重开工不足,设备闲置、技术人员和熟练工人流失,也造成聚光镜、集热管、追踪器、熔盐等关键设备和材料的生产成本居高不下。


其次,是光热发电的部分设备尚依赖进口。如熔盐泵、熔盐阀、熔盐流量计、旋转接头等产品,在光热电站中需求量有限,成本中占比低,但其工况环境严苛,技术参数要求高,国内产品质量相对国外不高,还以进口为主,国内厂商解决这些问题需要一定时间。此外,通过使用温度更高、成本更低的吸热和储热介质,采用超临界二氧化碳透平技术等实现更高效率的发电技术方面,仍还有较长的路要走。


第三,产业发展严重依赖国家补贴。根据国家在2020年出台的政策,2021年底前并网的光热示范项目纳入国家补贴范围,能够享受1.15元/千瓦时的电价;而对于2020年及之后的新增项目,政策规定将光热发电电价补贴支持由中央转到地方。因此,“十四五”时期或是光热发电产业十分艰难的时期,“三北”地区省份制定单独的电价补贴政策的可能性几乎为零。


由于新建光热发电项目成本仍远高于燃煤基准价,如果不采取有效措施,“十四五”光热发电市场规模将大大萎缩,部分地方为储备新项目所进行的大量前期工作也将浪费。需求萎缩将对我国光热制造业造成巨大冲击,光热制造业将遭遇严冬甚至可能夭折。因此,国家补贴退出后,若无政策接续,光热发电项目将难以为继。


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支持光热发电稳步发展的相关建议


第一,要给予光热发电稳定的价格政策。稳定的电价政策对可再生能源发展至关重要,建议借鉴2019年~2020年支持光伏发电、2020年~2022年支持生物质发电的做法,按照“以收定支”方式,在“十四五”期间每年安排一定数量的资金支持新增光热发电项目建设。推动已建成项目纳入补贴清单,同时对原投资方已明确退出的示范项目,应允许地方政府选择合适的投资方继续建设。


第二,通过专项资金,支持光热发电新技术研发和新技术示范工程。建议通过可再生能源发展专项资金安排相关资金,采用类似于光伏“领跑者项目”的方式,以招标方式鼓励技术先进、成本降低较快的技术路线,支持光热发电先进技术研发和示范应用。


同时,在国家发展改革委、科技部等科技创新项目中,安排资金支持光热发电关键性或原创性技术的研究。例如,超临界二氧化碳热发电技术、600℃高温槽式和塔式光热发电技术、光热发电与火电联合运行技术、光热储能电站技术、太阳能高温集热和化学能耦合发电技术、光热发电热电联产技术等。


第三,鼓励风电光伏和光热一体化项目的建设,实现产业的可持续发展。考虑到光热发电成本在“十四五”期间仍较高,地方财政支持难度较大,基于在资源较好地区风电、光伏发电可以实现低价的前提下,建议沙漠、戈壁、荒漠大型风光基地中持续安排一定容量的光热发电装机,通过低价的风电、光伏发电项目平衡消化光热发电的成本,实现风电、光伏、光热(及水电)等多种可再生能源互补的平价上网就地消纳或平价远距离外送消纳。


“十五五”期间,通过电力市场建设,直接发挥光热发电其快速响应和清洁能源优势,确立在市场中的定位。建议在各类示范区、特高压外送和多能互补基地建设中安排光热发电项目,将配置一定规模的光热发电的项目作为项目优选条件,充分发挥光热电站储热可控输出作用,进而保持光热产业足够的市场规模,为产业后续实现市场化发展提供基本条件。


随着风光发电规模快速增长,储能的重要性日益提升,光热发电凭借其自带储能的优势迎来新一波发展热潮,将在有效解决新能源发电波动性问题上扮演重要的角色。


来源:东方财富证券,CSPFocus光热发电资讯,中国能源

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