光熱發(fā)電儲能有多熱?賽道已形成，布局須趁早!

　　分享光熱發(fā)電作為兩種太陽能發(fā)電技術之一，受制于投資成本高，缺乏有效政策接續(xù)等問題，過去在新能源占比中明顯低于風電、光伏項目。但是，最近，光熱發(fā)電憑借兼具調峰電源和儲能的雙重功能的優(yōu)勢，在政策加持下，正迎來新的發(fā)展機遇。

　　光熱儲能，越來越成為一項極具發(fā)展前景的調峰型儲能。

　　青海中控德令哈10MW熔鹽塔式光熱電站，于2013年7月并網發(fā)電，是中國首座并網發(fā)電的光熱電站，也是全球第三座在運行的規(guī)模化儲能光熱電站。經多年穩(wěn)定運行，該電站2018年實際發(fā)電量已達設計值的96.75%，為全球同類項目中發(fā)電量達成率最高。

　　前不久，趕碳號全文轉發(fā)了《關于促進新時代新能源高質量發(fā)展的實施方案》，長達四萬余字?！　　秾嵤┓桨浮诽岢?，鼓勵西部等光照條件好的地區(qū)使用太陽能熱發(fā)電作為調峰電源。光熱發(fā)電最小技術出力可達到額定功率的15%—20%，出力響應速度堪比燃氣發(fā)電，具備頻繁啟停的能力。

　　此外，光熱發(fā)電還可提供轉動慣量，且具備成本低、安全性高的長時儲熱系統。借助于光熱發(fā)電以上諸多優(yōu)異的調節(jié)能力，光熱發(fā)電與風電、光伏等新能源融合發(fā)展可成為新能源開發(fā)利用的重要模式。

　　在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)的大型新能源基地，光熱發(fā)電可作為調峰電源與風電、光伏打捆，探索通過規(guī)?；膬岚l(fā)電代替火電和電儲能，實現支撐高比例新能源的外送。

　　多能互補項目中光熱儲能調峰效果;來源：《基于太陽能熱發(fā)電的內蒙古電網多能互補配比研究》(閆曉寧等，2019)

　　乘儲能東風，光熱正當時

　　過去，我國光熱發(fā)電始終處于慢速發(fā)展狀態(tài)，主因在于其單獨發(fā)電的度電成本高、占地面積大。

　　當前雙碳大背景下，風電、光伏發(fā)電大規(guī)模高速度發(fā)展，而光熱發(fā)電因其具備獨特的基荷電源+調峰調頻功能，將在多能互補以及綜合能源基地項目中迎來新的發(fā)展機遇。

　　光熱發(fā)電百兆瓦投資約 25-30 億元，度電成本約 0.9-1.0 元/千瓦時，是目前風光發(fā)電項目的 3-5 倍。

　　在前期電價補貼退坡后，新建項目 IRR 經濟性較差，但光熱發(fā)電的優(yōu)勢主要在于可持續(xù)進行電力輸出，且光熱發(fā)電可儲可調，能與風電光伏形成優(yōu)勢互補。

　　在目前各地政府積極鼓勵大容量、長時段的儲能配套的政策壞境下，光熱儲能有望迎來快速增長期。

　　截至2022 年底，我國光熱發(fā)電累計裝機 588MW，在建項目 3.4GW，預計 23/24 年底前投運 1.3/2.0GW。

　　當前，青海、甘肅、吉林、新疆、西藏在建新能源項目中光熱加權配置比約為 13%，按 25 年西北、華北、東北地區(qū)共 8 個省份光伏發(fā)電項目光熱配建比 15%的中性假設，天風證券預計，2025 年光熱項目新增裝機有望達到 6.0GW。據西部證券等機構測算，到2030年，國內新增裝機總規(guī)模將達到可達13GW。

　　一方面，新疆、青海陸續(xù)發(fā)布第二批新能源項目清單，其中光熱項目規(guī)模分別達到1350MW、400MW，占比均達到 20%以上。同時，新疆發(fā)改委提出鼓勵光伏與儲熱型光熱發(fā)電以 9∶1 規(guī)模配建。

　　另一方面，截至 2022 年10月15 日，我國正處于前期準備/可研/備案階段的光熱項目合計裝機規(guī)模達到2300MW，招投標項目規(guī)模 1005MW，在建項目規(guī)模 2695MW，在建規(guī)模為已投運規(guī)模的4.6 倍。

　　綜合以上，受到光照資源、地理條件等因素的限制，我國適合發(fā)展光熱的地區(qū)主要為內蒙古、新疆、青海、甘肅四省。以這四省到2030 年的新增新能源裝機規(guī)模與光熱 9：1 的配比測算，則2030 年國內新增光熱裝機總規(guī)模可達 13GW。

　　光熱EPC ，已揚帆出海

　　與此同時，海外市場空間廣闊，國內企業(yè)出海經驗豐富。

　　2021年全球光熱發(fā)電總裝機規(guī)模約 6692MW，其中西班牙2364MW，美國 1921MW，中國 589MW，摩洛哥 533MW，南非 501MW。海外光熱行業(yè)發(fā)展依賴于政府補貼。

　　中國公司光熱技術已經較為成熟，有豐富的出海經驗，據不完全統計， 2018 年至今中國公司作為 EPC 方參與的國際光熱項目規(guī)模合計達到 1200MW，占比達到 1/6。

　　“光伏+光熱”的經濟性優(yōu)于“光伏+鋰電池”。

　　目前，我國新增光熱項目均為風光熱一體項目，光熱在其中起到儲能、調峰作用，通過減少鏡場投資，大大降低了投資成本。

　　在現行項目配置下，西部證券對比了“光伏+光熱”和“光伏+鋰電池”兩種項目的經濟性，兩者項目整體的度電成本分別為 0.2861/0.2967 元 /度，光熱的儲能經濟性更高，有利于“十四五”期間裝機加速發(fā)展。

　　光熱發(fā)電儲能 ，有四條技術路線

　　按照集熱方式與結構的不同，可將光熱發(fā)電系統分為塔式、槽式、碟式和菲涅爾式四類，其中塔式技術在國內應用最為廣泛。

　　據國家太陽能光熱產業(yè)技術創(chuàng)新戰(zhàn)略聯盟《中國大陽能熱發(fā)電行業(yè)藍皮書 2022》，截止 2022 年底，在我國已建成的太陽能熱發(fā)電系統中，塔式技術路線約占 63.1%，槽式發(fā)電約占 25.5%，線性菲涅爾技術約占 11.4%。

　　塔式技術利用大規(guī)模自動跟蹤太陽的定日鏡場陣列，將太陽熱輻射能精準反射到置于高塔頂部的集熱器，投射到集熱器的陽光被吸收轉變成熱能并加熱中間介質。

　　在各種形式的光熱發(fā)電技術中，塔式熔鹽儲能光熱發(fā)電因其較高的系統效率，成為目前我國最主流的光熱發(fā)電技術路線，但其發(fā)電成本較高。天風證券認為，隨著未來技術的發(fā)展，成本有較大的下降空間。

　　槽式技術較為成熟，在全球市場中應用占比最高，但其效率低于塔式，且專利多為歐美壟斷;

　　碟式技術通過斯特林循環(huán)實現發(fā)電，也具備較高的系統效率，但其適宜規(guī)模較小且無法儲熱，故未得到推廣使用;

　　菲涅爾式技術原理類似于槽式，傳熱介質主要為水/蒸汽，發(fā)電效率較低。

　　光熱產業(yè)鏈涉及企業(yè)較廣，集熱系統領域最多。

　　據太陽能光熱產業(yè)技術創(chuàng)新戰(zhàn)略聯盟不完全統計，截止 2022 年底，我國從事太陽能熱發(fā)電相關產業(yè)鏈產品和服務的企事業(yè)單位數量多達 600 家。其中，太陽能熱發(fā)電行業(yè)特有的集熱、熱傳輸、儲熱系統相關從業(yè)企業(yè)數量約占全行業(yè)相關企業(yè)總數的 55%，集熱系統領域的聚光從業(yè)企業(yè)數量最多，約 170 家，其中多以非上市企業(yè)為主。

　　(趕碳號綜合西部證券、天風證券等)