2023年儲能行業(yè)專題報告 新型電力系統(tǒng)建設(shè)升級

2023年儲能行業(yè)專題報告新型電力系統(tǒng)建設(shè)升級光熱發(fā)電及熔鹽儲能：集發(fā)電與儲能于一體太陽能發(fā)電技術(shù)主要由太陽能光伏發(fā)電和太陽能光熱發(fā)電兩類技術(shù)構(gòu)成：光伏發(fā)電利用光伏電池板將光能直接轉(zhuǎn)化為電能，而光熱發(fā)電則通過【光能→熱能→機(jī)械能→電能】的途徑，可實現(xiàn)發(fā)電、儲能的雙重功效。光熱電站一般由聚光（集熱）系統(tǒng)、吸熱系統(tǒng)、儲換熱系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)這四個核心環(huán)節(jié)組成。聚光集熱系統(tǒng)將光能匯聚到集熱裝置上加熱工質(zhì)實現(xiàn)光能到熱能的轉(zhuǎn)換，通過吸熱系統(tǒng)收集熱能并加熱高溫工質(zhì)輸送至儲換熱系統(tǒng)中的儲能罐進(jìn)行存儲，在需要發(fā)電時通過高溫工質(zhì)產(chǎn)生的高溫蒸汽驅(qū)動汽輪發(fā)電機(jī)組發(fā)電實現(xiàn)從熱能經(jīng)機(jī)械能到電能的轉(zhuǎn)化。由于光熱發(fā)電集發(fā)電與儲能于一體，且可提供轉(zhuǎn)動慣量，具備可儲熱、可調(diào)峰、可連續(xù)發(fā)電等優(yōu)點(diǎn)，同時兼顧提供工業(yè)蒸汽、供暖等功能，綜合來看在“雙碳”目標(biāo)推進(jìn)落地的過程中具備較好的發(fā)展前景。聚光（集熱）系統(tǒng)：主要由聚光裝置、接收器、支架、跟蹤裝置等元件構(gòu)成聚光裝置在中央控制系統(tǒng)操縱下追蹤太陽位置并將陽光反射至接收器，是光熱發(fā)電的核心環(huán)節(jié)。根據(jù)聚光環(huán)節(jié)采用技術(shù)的不同，聚光型光熱發(fā)電技術(shù)可分為槽式、塔式、碟式和線性菲涅爾式，其中槽式光熱發(fā)電和塔式光熱發(fā)電已實現(xiàn)商業(yè)化，其他形式光熱發(fā)電目前處于示范項目試點(diǎn)及研發(fā)階段。吸熱裝置：主要由吸熱管、管道、導(dǎo)熱工質(zhì)等部分構(gòu)成在光熱電站中，吸熱裝置主要作為中間環(huán)節(jié)收集聚光系統(tǒng)產(chǎn)生的熱能，并利用導(dǎo)熱工質(zhì)將熱能轉(zhuǎn)送至蓄熱系統(tǒng)。儲換熱系統(tǒng)：主要由熔融鹽、熔鹽儲罐、熔鹽閥、換熱器、加熱器、絕熱材料等部分構(gòu)成在太陽光充足時將產(chǎn)生的熱能通過比熱容高的儲熱工質(zhì)進(jìn)行存儲，在需要電能時利用熱交換系統(tǒng)將熱能釋放至發(fā)電系統(tǒng)轉(zhuǎn)化為電能。一般可采用熔鹽、混凝土、導(dǎo)熱油等材料作為儲熱工質(zhì)。由于塔式光熱發(fā)電站中高溫介質(zhì)的溫度較高，而混凝土、水/水蒸氣和導(dǎo)熱油都存在使用溫度低的不足，因而具備傳熱性能好、溫度高等優(yōu)點(diǎn)的熔鹽工質(zhì)成為目前主流塔式光熱電站的主要儲熱介質(zhì)選擇。發(fā)電系統(tǒng)：主要由發(fā)電機(jī)、汽輪機(jī)等部分構(gòu)成與火力發(fā)電技術(shù)及元件基本相同，均通過加熱水產(chǎn)生熱蒸汽推動汽輪機(jī)做功實現(xiàn)機(jī)械能到電能的轉(zhuǎn)化。光熱發(fā)電同樣具備熱電機(jī)組的轉(zhuǎn)動慣量屬性，相較于其他需要電力電子變換設(shè)備的新型儲能而言光熱發(fā)電機(jī)組可以為電網(wǎng)提供慣量支撐、減少諧波注入，而與傳統(tǒng)熱電機(jī)組相比其驅(qū)動能源更綠色、調(diào)峰調(diào)頻能力相對更強(qiáng)。國內(nèi)發(fā)展近況：新型電力系統(tǒng)建設(shè)升級，“十四五”規(guī)模化開啟光熱發(fā)電：政策支持持續(xù)加碼，能源局發(fā)布重要文件我國光熱發(fā)電行業(yè)尚處于發(fā)展上升期，面臨新一輪發(fā)展機(jī)遇。2021年以來，由于可再生能源高比例接入電網(wǎng)后電網(wǎng)面臨調(diào)峰能力不足、電源支撐能力弱等難題，光熱發(fā)電可以作為調(diào)峰電源和儲能的優(yōu)勢凸顯，在國務(wù)院《2030年前碳達(dá)峰行動方案》中明確將積極發(fā)展太陽能光熱發(fā)電，推動建立光熱發(fā)電與光伏發(fā)電、風(fēng)電互補(bǔ)調(diào)節(jié)的風(fēng)光熱綜合可再生能源發(fā)電基地，各部門相繼出臺了一系列促進(jìn)光熱發(fā)電的政策。進(jìn)入2022年，國家政策進(jìn)一步從產(chǎn)業(yè)長期發(fā)展層面推進(jìn)長期規(guī)劃和利好政策，著重強(qiáng)調(diào)對產(chǎn)業(yè)發(fā)展培育，特別是發(fā)揮光熱在新型電力系統(tǒng)建設(shè)發(fā)展過程中，發(fā)揮多能互補(bǔ)、調(diào)峰調(diào)頻的作用，配套沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)的大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)，突出其靈活性調(diào)節(jié)能力。2023年4月6日，據(jù)CSPPLAZA報道，近日國家能源局發(fā)布《國家能源局綜合司關(guān)于推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展有關(guān)事項的通知》——一、充分認(rèn)識光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展的重要意義。光熱發(fā)電兼具調(diào)峰電源和儲能的雙重功能，可以實現(xiàn)用新能源調(diào)節(jié)、支撐新能源，可以為電力系統(tǒng)提供更好的長周期調(diào)峰能力和轉(zhuǎn)動慣量，具備在部分區(qū)域作為調(diào)峰和基礎(chǔ)性電源的潛力，是新能源安全可靠替代傳統(tǒng)能源的有效手段。二、積極開展光熱規(guī)?；l(fā)展研究工作。內(nèi)蒙古、甘肅、青海、新疆等光熱發(fā)電重點(diǎn)省份能源主管部門要積極推進(jìn)光熱發(fā)電項目規(guī)劃建設(shè)，在本地新能源基地建設(shè)中同步推動光熱發(fā)電項目規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化發(fā)展，力爭“十四五”期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達(dá)到300萬千瓦左右。三、結(jié)合沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)新能源基地建設(shè)，盡快落地一批光熱發(fā)電項目。在第一、二批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)項目清單中已明確了約150萬千瓦光熱發(fā)電項目，已上報沙戈荒風(fēng)光大基地實施方案中提出的光熱發(fā)電項目，相關(guān)省區(qū)能源主管部門要盡快組織開展項目可行性研究。并與基地內(nèi)風(fēng)電光伏項目同步開工（光熱發(fā)電規(guī)模暫按內(nèi)蒙古80萬千瓦，甘肅70萬千瓦，青海100萬千瓦，寧夏10萬千瓦，新疆20萬千瓦配置）。四、提高光熱發(fā)電項目技術(shù)水平。充分發(fā)揮光熱發(fā)電調(diào)峰特性，科學(xué)合理確定基地項目電源配比；優(yōu)化光熱電站單機(jī)規(guī)模和鏡儲等配置，原則上每10萬千瓦電站的鏡場面積不應(yīng)少于80萬平方米。提前規(guī)劃百萬千瓦、千萬千瓦級光熱發(fā)電基地，率先打造光熱產(chǎn)業(yè)集群。結(jié)合本次發(fā)布的文件來看，我們認(rèn)為重點(diǎn)關(guān)注兩方面的內(nèi)容：其一，力爭“十四五”期間年開工300萬千瓦，短期更加關(guān)注已明確的約150萬千瓦光熱發(fā)電項目和與基地內(nèi)風(fēng)電光伏項目同步開工的項目規(guī)模（光熱發(fā)電規(guī)模暫按內(nèi)蒙古80萬千瓦，甘肅70萬千瓦，青海100萬千瓦，寧夏10萬千瓦，新疆20萬千瓦配置），基地配套項目的儲備條件相對較為完備，預(yù)期落地節(jié)奏較快；其二，“原則上每10萬千瓦電站的鏡場面積不應(yīng)少于80萬平方米”的要求，一方面提升了光熱電站的儲熱能力和保證了EPC環(huán)節(jié)的價值量，另一方面也限定了運(yùn)營商的初始投資成本，需關(guān)注后續(xù)進(jìn)一步相關(guān)政策對光熱電站運(yùn)營受益和投資回收的支持力度。建設(shè)規(guī)模穩(wěn)步提升，在運(yùn)電站表現(xiàn)良好我國已建成光熱項目中，塔式光熱占比相對較高。根據(jù)CSTA數(shù)據(jù)，截至2021年底，全球太陽能熱發(fā)電累計裝機(jī)容量達(dá)到6.8GW，槽式、塔式、線性菲涅耳技術(shù)裝機(jī)在全球主要國家和地區(qū)的占比為76%、20%和4%。截至2022年底，我國太陽能熱發(fā)電累計裝機(jī)容量為588MW（含MW級以上規(guī)模的發(fā)電系統(tǒng)），塔式光熱電站雖然前期系統(tǒng)建設(shè)一次性投資較大且維護(hù)成本較高，但更適合我國西部地區(qū)晝夜溫差大、缺少水資源、自然環(huán)境惡劣等特點(diǎn)，同時因槽式系統(tǒng)和線菲式系統(tǒng)集熱效率偏低、對工質(zhì)加熱能力較弱等因素，因而在我國塔式光熱電站應(yīng)用范圍相對較廣。太陽能光熱發(fā)電示范項目正逐步接入電網(wǎng)實現(xiàn)商業(yè)化。截止2022年底，國家能源局太陽能熱發(fā)電的20個示范項目中共有7個項目并網(wǎng)發(fā)電，加上國家能源局多能互補(bǔ)示范項目中的魯能格爾木多能互補(bǔ)50MW塔式項目建成投產(chǎn)，光熱發(fā)電項目正處于快速發(fā)展階段。中廣核德令哈50MW槽式電站是我國首個大型商業(yè)化光熱示范電站，自2021年9月19日至2022年1月4日，機(jī)組已經(jīng)連續(xù)運(yùn)行107天，刷新了2020年最長連續(xù)運(yùn)行32.2天的記錄，在國內(nèi)外處于領(lǐng)先地位；青海中控德令哈50MW光熱電站于2022年7月提前一個月超過年度設(shè)計發(fā)電量（1.46億度），成為全國首個年實際發(fā)電量完全達(dá)到并超越設(shè)計水平的光熱電站。光熱發(fā)電在調(diào)峰性能、儲熱成本等方面具備顯著優(yōu)勢，成為風(fēng)光并網(wǎng)條件的配套選擇之一。光熱發(fā)電機(jī)組發(fā)儲一體具備同步電源和儲能的雙重特性，根據(jù)我國2018年投產(chǎn)的三座太陽能光熱發(fā)電示范項目驗收結(jié)果顯示，光熱電站調(diào)峰深度最大可達(dá)80%，且升降負(fù)荷速率可達(dá)每分鐘3%-6%的額定功率，熱啟動時間約25分鐘、冷啟動時間1小時左右，調(diào)節(jié)性能優(yōu)于傳統(tǒng)煤電機(jī)組。根據(jù)國家能源局2021年5月發(fā)布的《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》，對于保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目，可通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式落實并網(wǎng)條件后，由電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)，并網(wǎng)條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、新型儲能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷等靈活調(diào)節(jié)能力。2021年，青海省、甘肅省和吉林省開工的新能源項目均包含一定容量的光熱發(fā)電機(jī)組，設(shè)計光熱發(fā)電裝機(jī)容量共計101萬千瓦。熔鹽儲能：工業(yè)儲熱等應(yīng)用案例不斷出現(xiàn)，擴(kuò)展下游場景熔鹽儲能在新型儲能賽道上具備顯著優(yōu)勢。熔鹽儲熱具有儲能規(guī)模大、儲能時間長的優(yōu)點(diǎn)，例如甘肅省金昌市高溫熔鹽儲能綠色調(diào)峰電站儲能規(guī)模達(dá)到600MW/3600MWh，蘭州大成敦煌50MW線菲項目中配備熔鹽儲熱系統(tǒng)的儲熱市場可達(dá)15小時，顯著高于電化學(xué)等新型儲能方式。熔鹽儲能使用壽命可達(dá)25-30年，運(yùn)行穩(wěn)定性好、無爆炸、火災(zāi)等危險，具備安全友好等特性。根據(jù)中控太陽能測算，光熱儲能調(diào)峰電站為光伏配置20%熔鹽儲能服務(wù)可以有效解決光伏棄光問題，同時在相同的儲能調(diào)峰補(bǔ)貼下，光伏+光熱儲能調(diào)峰電站的綜合上網(wǎng)電價低于光伏+鋰電池儲能。除光熱電站配套外，熔鹽儲能還可用于清潔供熱、提供工業(yè)蒸汽、火電靈活性改造等方面。熔鹽儲能系統(tǒng)可以使用太陽能、谷電、工業(yè)余熱等方式加熱熔鹽工質(zhì)進(jìn)行儲存，在需求時段通過熔鹽放熱轉(zhuǎn)換為熱能實現(xiàn)工業(yè)蒸汽制備、建筑供熱等用途。以熔鹽儲熱供暖系統(tǒng)為例，在夜間谷電時段可以通過谷電加熱熔鹽進(jìn)入高溫熔鹽罐，在用熱時段通過熔鹽泵抽出高溫熔鹽與市政用水在換熱器中進(jìn)行熱交換為住宅小區(qū)提供熱水。熔鹽儲熱供暖系統(tǒng)改造時只需要將燃煤鍋爐替換為熔鹽儲熱-加熱-換熱系統(tǒng)，供水管道和末端設(shè)備可繼續(xù)使用無需改造，改造建設(shè)成本較低；與電采暖相比，充分利用谷電加熱使運(yùn)行費(fèi)用大幅下降，提高了供暖系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。熔鹽儲熱目前主要應(yīng)用于光熱電站，作為獨(dú)立儲能電站和工業(yè)供汽等項目逐漸建設(shè)、落地。2022年12月17日，江蘇國信子公司國信靖江發(fā)電的熔融鹽項目正式投入運(yùn)行，項目通過在低谷時段直接利用電力加熱熔鹽后存儲、高峰時段通過熔鹽放熱轉(zhuǎn)換為熱能發(fā)電，改造投入四千余萬，江蘇國信預(yù)計5年左右可以收回投資成本，成為全國首個采用熔鹽儲熱技術(shù)的大規(guī)?；痣娬{(diào)峰/調(diào)頻/供熱項目。由北京市熱力集團(tuán)在北京豐臺區(qū)投建的熔鹽蓄熱產(chǎn)業(yè)化推廣研究與示范項目正在積極推進(jìn)建設(shè)，該項目作為國內(nèi)落地的首個熔鹽儲能供蒸汽項目將建設(shè)8MW熔鹽儲能裝置一套，建成后將直接為北京西站地區(qū)供應(yīng)飽和蒸汽。產(chǎn)業(yè)鏈高度國產(chǎn)化，“十四五”快速發(fā)展可期光熱電站造價構(gòu)成光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)鏈體系可分為研發(fā)、設(shè)計、制造、安裝等環(huán)節(jié)，產(chǎn)業(yè)鏈國產(chǎn)化程度較高。根據(jù)CSTA數(shù)據(jù)顯示，在國家第一批光熱發(fā)電示范項目中，設(shè)備、材料國產(chǎn)化率超過90%，技術(shù)及裝備的可靠性和先進(jìn)性在電站投運(yùn)后得到有效驗證；在青海中控德令哈50MW塔式光熱發(fā)電項目中，設(shè)備和材料國產(chǎn)化率已達(dá)到95%以上。太陽能熱電站由反射鏡、熔鹽、吸熱管、導(dǎo)熱油等關(guān)鍵部件構(gòu)成，已投產(chǎn)電站相關(guān)部件國產(chǎn)化程度均高于70%。據(jù)CSTA統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，在2018-2020年間投產(chǎn)的8座太陽能熱發(fā)電電站共使用反射鏡6912922平方米，熔鹽214523噸，真空吸熱管102300支，導(dǎo)熱油10500噸。從供貨商來看，熔鹽已實現(xiàn)100%國內(nèi)企業(yè)供貨，其他關(guān)鍵部件國內(nèi)供貨比例均高于70%，且國外供貨均用于我國最早建設(shè)的大容量太陽能熱發(fā)電中廣核德令哈50MW槽式光熱發(fā)電項目中。目前新建電站已可實現(xiàn)此類部件國產(chǎn)化，隨著光熱行業(yè)快速發(fā)展相關(guān)供應(yīng)鏈企業(yè)有望持續(xù)受益。塔式光熱電站投資構(gòu)成塔式太陽能熱電站中太陽島建設(shè)成本是電站建設(shè)的主要成本。太陽能熱發(fā)電站建造成本主要分設(shè)備費(fèi)、安裝費(fèi)和土建費(fèi)三部分。綜合《塔式太陽能熱發(fā)電全壽命周期成本電價分析》（李心，趙曉輝，李江燁等著）的測算數(shù)據(jù)來看，對于10MW以上的塔式太陽能熱發(fā)電站而言，太陽島（含聚光系統(tǒng)和吸熱系統(tǒng)）成本占電站建造成本的55%以上；以50MW塔式太陽能熱發(fā)電電站為例，其太陽島成本高達(dá)61%，熱力發(fā)電島（含熱力系統(tǒng)及輔機(jī)設(shè)備、水循環(huán)、水處理系統(tǒng)、換熱設(shè)備、熱工控制系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)、電網(wǎng)接入系統(tǒng)及儀表閥門管路等）成本約15%，儲熱系統(tǒng)成本約17%。同樣結(jié)合《塔式太陽能熱發(fā)電全壽命周期成本電價分析》、CSTA對不同規(guī)模光熱電站成本構(gòu)成的測算數(shù)據(jù)來看，隨著發(fā)電站裝機(jī)容量增加，太陽島成本占據(jù)比例也會隨之增加，當(dāng)裝機(jī)容量達(dá)到600MW時測算太陽島所占成本比例將達(dá)到70%。從原材料角度來看，聚光、吸熱、儲熱子系統(tǒng)中鋼材、熔鹽、玻璃、電伴熱成本分別占比53%、21%、17%、3%，共同構(gòu)成主要材料成本來源。塔式太陽能熱電站太陽島設(shè)備中，定日鏡占據(jù)主要成本。跟據(jù)《塔式太陽能熱發(fā)電全壽命周期成本電價分析》測算顯示，在太陽島設(shè)備中，定日鏡占據(jù)太陽島成本75%左右，當(dāng)電站規(guī)模增大、定日鏡數(shù)量增加時，定日鏡成本構(gòu)成中占比也會隨之增加，吸熱器輸出熱功率為30/150/500/1500MW時，定日鏡成本在太陽島中成本占比依次為75%/80%/83%/85%。單臺定日鏡主要由支撐結(jié)構(gòu)、反射鏡單元、驅(qū)動裝置、控制系統(tǒng)等組成，其中驅(qū)動裝置和反射鏡在總成本中占據(jù)比例較大。槽式光熱電站投資構(gòu)成槽式太陽能熱電站中集熱場成本占比超過50%。以我國第一個太陽能熱發(fā)電工程項目內(nèi)蒙古鄂爾多斯50MW槽式太陽能熱發(fā)電電站為例，根據(jù)《太陽能熱發(fā)電經(jīng)濟(jì)性分析和產(chǎn)業(yè)激勵政策建議》（杜鳳麗，謝宏）測算，項目一次性初投資約14.56億元，其中集熱系統(tǒng)（主要包括聚光器、真空吸熱管、導(dǎo)熱油管路、輔助熱源及膨脹系統(tǒng)、就地控制器等設(shè)備及其輔助設(shè)施和土建設(shè)施等）占整個電站建設(shè)成本的50%，儲熱系統(tǒng)（主要包括熔融鹽、鹽泵、就地進(jìn)程控制系統(tǒng)等設(shè)備及其相應(yīng)的輔助設(shè)施和土建設(shè)施等）成本占比11%，換熱系統(tǒng)（包括充熱換熱器、預(yù)熱器、蒸汽發(fā)生器以及過熱器等設(shè)備及其相應(yīng)的輔助設(shè)施和