光热发电行业市场分析.docx

《光热发电行业市场分析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《光热发电行业市场分析.docx（12页珍藏版）》请在第一文库网上搜索。

1、光热发电行业市场分析光热发电：独具特色的清洁能源储发电系统光热发电原理：光一热一机械能一电太阳能光热发电(COnCentratedSo1arPoWer,简称“CSP”)是一种太阳能聚光热发电技术，太阳辐射能通过镜面反射聚焦至吸热器，熔盐或导热油储热介质吸热升温，随后在换热装置中加热水工质驱动汽轮机将热能转化为电能，输出电能。光热电站包括聚光系统、吸热系统、储换热系统、发电系统四个模块。传热和储换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，光热电站常用传热介质包括有水蒸汽、空气、导热油以及熔盐等。早期光热发电技术路径以槽式为主，目前塔式电站为主流。根据聚光形式

2、的不同，光热发电系统可以分为塔式、槽式、线性菲涅尔式与碟式。其中，塔式和碟式为点聚焦，聚光能力高于线聚焦。槽式因其较低的成本投入在早期项目中占据光热发电绝大部分比例，全球范围内槽式占比约77%,塔式约20%,线菲式约3%。塔式集热系统聚光比高于槽式、运行温度高、储热容量大，但是系统建设门槛高、投资成本高,制约了早期发展。我国光热发展较晚，因此以塔式技术为主，塔式占比约63.1%,槽式仅25.5%。线菲式电站聚光比仅数十倍，年发电效率只有10%左右，因此占比较低。而碟式光热电站单个规模较小、无储热装置，仅用于空间太阳能电站。图2:2023年全球光热发电各类聚光形式占比槽式塔式菲涅尔式从储热介质来

3、看，熔融盐是当前光热储能的首选传热储热介质。相比导热油等，熔融盐具有较高的使用温度、高热稳定性、高比热容等一系列优点。导热油的最高使用温度为390,超过这一温度就会气化，而熔盐的最高使用温度达到565。储热介质的温度对后面换热环节、发电环节有重大影响，汽轮机290（:以下的能量无法利用，因此导热油可利用温差最高接近100,而熔盐可利用温差可以有275,效率高出近3倍。在我国，已投运的15个光热项目中9个采用熔盐储能，27个在建项目中18个采用熔盐储能（其余9个暂未披露）。在光热电站投资中，随着塔式太阳能热发电站装机容量增加，聚光吸热系统成本所占的比例也越来越高。以青海中控德令哈7小时储热50M

4、W塔式太阳光热电站为例，项目总投资10.88亿元，聚光吸热系统成本占比61%,热力发电系统成本占15%,储热系统占17%,其余为场地准备费、电站配套及基础设施费和间接费用等。其中，定日镜成本约占聚光吸热系统成本的75%,镜场控制系统成本占10%,吸热器成本占6%,吸热塔成本占9%。在聚光、吸热、储热子系统的原材料中，钢材约占成本53%、熔盐约占成本21%,玻璃约占成本17%o光热发电运行状态：解耦光电在运行时，光热电站系统可分为3个模块：聚光吸热模块、储热模块和发电模块。太阳能辐射功率PDN1经过聚光集热模块的转化，向导热介质输出热功率Psf；热功率Psf可分为储热功率Pchg和发电热功率Pp

5、b,分别流向储热模块和发电模块；用电高峰时，储热模块中的能量以放热功率PdSg流向发电模块。每个模块在能量转化、转移和存储的过程中都会有一定比例的能量损失。一方面，当太阳辐射度不同时，光热电站的储热、放热状态不同，其能流模式会随之改变；另一方面，光热电站所接入不同地区的负荷需求特征不同，电网对光热电站的发电需求具有较大差异，其能流模式也有所不同。根据3个模块的不同工作状态，光热电站的典型能流模式可分为6大类。在不同能流模式的适时转换下，全球运行的数个太阳能热发电站证明了其具有多天24小时连续发电能力。中船新能乌拉特IOoMW槽式光热电站曾在6天多云的情况下，实现无停机连续发电12天；青海中控德

6、令哈光热电站也达到了连续运行12天（292.7小时）的记录；首航高科敦煌IOOMW塔式光热电站最长不间断发电时长约263小时。短期看点：光热储能新定位迸发新生机光热定位变化：独立发电一辅助发电早期，光热与光伏一同发展。在我国，作为新能源发电方式，2010年前光伏、光热都处于发展初期，尚未形成规模效应。2010年，光热度电成本0.358美元/W,略小于光伏度电成本0.417美元/W。因此早期我国光热和光伏行业是同步推进的，光伏度电补贴同样适用于光热发电。伴随着光伏冷氢化、单晶等技术革命和规模化建设的推进,光热度电成本逐渐不敌光伏，发展变缓。光伏的度电成本由2010年的0.417美元/kWh下降到

7、2023年的0.048美元/kWh,降幅高达88.5%,相比之下，光热发电度电成本从2010年的0.358美元/kWh下降到2023年的0.118美元/kWh,降幅仅67.0%。2023年，光热度电成本是光伏的2.46倍，因此光热行业发展较慢，2023年全球光伏累计装机1156GW,光热电站装机仅7.05GW。图7:2010-2023年全球光伏和光热发电1COE变化（美元ZkWh）随着可再生能源比例不段攀升，以风电、光伏为代表的可再生能源发电机组因其特有的发电原理、并网方式或导致电力系统面临控制、运行、调度等挑战。光热发电的天然解耦性，使其储能灵活配置。光热电站工艺属性具有光热与电的天然解耦特

8、质，光热吸收环节与热力发电环节没有强关联，可以通过配置一定容量的储热、换热环节实现光热电站的能量存储与功率调节功能，既可实现超容量存储，增加发电站整体能量存量提高发电能力，也可实现发电侧的削峰填谷的调节性。光热+风光系统促进可再生能源消纳，调度模拟结果数据可观。风光/光热打捆运行，能够利用光热储能的灵活性削弱风光的不确定性。清华大学能源互联网研究院进行了青海“100MW+50MW”光热项目模拟,证明光热发电的灵活运行可显著削弱联合出力的不确定性。具体来看,可再生能源联合出力的峰谷差下降了50.3%,最大出力偏差下降了61.4%o光热发电兼具新能源发电效益与灵活性效益，占比迅速提高，极具竞争力。

9、光热系统由于引入了储热环节可以使得运行具备灵活性和可控性，能够解决太阳能的间歇性和不确定性，实现灵活可控运行，提供了一条用可再生能源消纳可再生能源”的技术路径。光热新价值得以挖掘，全球光热第二波高增长即将来临光热发电历史久远，累计装机7.05GW。光热发电技术诞生于上世纪50年代，前苏联建造了世界上第一座塔式光热电站，光热自此进入技术雏形阶段。美国于1984年建立了世界上第一座太阳能示范电站1MWSO1arone,1996年建立配置储热系统装置的So1arTwo电站,光热电站进入商业运作阶段。截至2023年底，全球已投运光热发电项目累计装机规模约7050MW。凭借6年内建成9座光热电站的实力引

10、领全球发展，西班牙光热量产起源于2006年，带动彼时处于沉寂状态的全球市场复苏，是光热发电技术运用最成熟的国家。截至2023年底，西班牙在运装机容量达2364.45MW,约占全球总装机容量35.33%,位居世界第一；美国光热装机规模1820.57MW,占比27.21%,位列第二。但2013年后，在新能源发电赛道中，光伏较光热成本优势逐渐凸显，欧美国家光热发展进入平台期。新兴市场蓄力，全球光热再迎高增长。建设长时储热型太阳能热发电项目，推动太阳能热发电与风电、光伏发电基地一体化建设运行，是当今提升新能源发电的稳定性、可靠性的发展重点。中东、北非、南非、以色列、印度、智利、法国等新兴市场国家处于快

11、速发展阶段，2023年新增装机首次超过美国和西班牙。2023年以来，海外公告的光热电站建设规模达6.81GWo乘全球复苏之风，我国光热发展跨入新赛道我国光热产业萌芽于2003年，2016年20个示范项目的推出迎来发展高潮，后因2018年电价退坡发展滞缓，共有9个示范项目并网投运，合计装机规模达到550MW。2023年以来，美国、德国等国家挖掘出光热的储能价值,我国紧跟其后，积极建设配储光热电站。（1）20032010年：社会资本陆续布局光热行业。我国的光热产业萌芽于2003年，出现一批先驱企业，但当时政策的不连贯性以及技术的不成熟阻碍了产业发展。（2）20112016年：政策扶持，步入正轨。2

12、016年发改委核定太阳能热发电标杆上网示范电价为每千瓦时1.15元，随后国家能源局发布了首批20个太阳能热发电示范项目（总计装机容量134.9万千瓦）。示范电价和项目的确定，意味着光热发电在我国正式大规模启动。（3）20172023年：电价退坡机制启动，发展滞缓。2018年后建成投产的项目采取电价退坡机制（首批示范项目放宽至2023年底）,加大了光热发电项目并网收益的不确定性，11个光热发电示范项目退出，光热行业陷入沉寂。但得益于2016年后已落地示范项目的建设运营，2018年光热累计装机量大幅提升。（4）2023年至今：多元发展，跨入新赛道。2023年后，随着风电、光伏装机量实现大幅增长，光

13、热行业由此发掘储能新价值，即与风光大基地项目配套发展、联合运行,保障电网频率稳定，提高发电效率。S15:20122023年我国光热发电累计装机容（MW）20122013201420152016201720182019202320232023装机同比十四五以来，国家及各地政府积极推进光热发电建设。其中，2023年“十四五”可再生能源规划明确了十四五时期光热发电行业的发展主基调。政策引导之下，青海、甘肃、新疆、内蒙古、吉林等地区，已然成为发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力的优质平台。光热产业处于起步发展的关键时期，将迎来高速增长。在十四五政策的支持下，项目规划、招标已有一定量规模。从当前各

14、省已公布的建设规模来看，我国光热电站建设项目共计48个，总规模5.94GW（不包括11个未建成投运的示范项目）。长期展望：光热发电是新型电力系统中起到压舱石作用的支撑技术火力调节、抽水蓄能、电化学、光热发电、氢能、压缩空气等多种技术路线各有所长，共同构成了电力调节市场。光热发电兼具调峰电源和储能的双重功能，可以实现用新能源调节、支撑新能源，可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性电源的潜力，是新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，是加快规划建设新型能源体系的有效支撑。（1）对于抽水蓄能来说，技术成熟、性能优异、度电成本低，但受限于当地水资源；（2）空气压

15、缩储能尚处于技术探索阶段，一般只能支撑4小时的发电调节,投资成本高（在盐穴等条件下成本相对较低）；（3）氢能发电产业化尚未铺开，虽在理论上可以实现长时储能，但受到系统电力富余度和水资源限制。（4）对于电化学储能而言，其作为用户侧的短时储能极具经济性，EPC成本仅为1.66元/Wh,预计2025年将进一步降至1.29元/Wh,但由于其无法提供转动惯量，因此不适用于发电侧的大规模长时储能；（5）光热发电因可提供转动惯量、输出无功功率，而能够弥补电化学储能的弊端，对电力系统友好，适配大容量电站。目前投资成本较高，下降空间巨大。10：不网电力豪徒灵活住资,叼比999g比加8时IIvU（出力相对于凯）节耐长CSE电512%tm50100%;灵活惊改造历30*100%KW员活性改遣0m成本低功率运行am,加餐KI成本禹供热机怛的熔电合、电S10%20Mn209100%本城m制优先用于a热破I1f11jS本曷常规水电S50100%nmO%-1OO%B,日感罐设地点受到水资源如周边生击环4URM规丽罐设周明长，-5-10B50100%nn0100%B9BM&MiMMWgg划和理设周期长电化学S100%nm0100%2-4韭网步友电机电号.无法8（供痔动修81高节时Wtmfi资io运行成本光愕发电A34%Mm20100%B地点StfI光IM9Q*HMN玉成；*.口