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　　光熱發電及熔鹽儲能：集發電與儲能于一體

　　太陽能發電技術主要由太陽能光伏發電和太陽能光熱發電兩類技術構成：光伏發電利用光伏電池板將光能直接轉化為電能，而光熱發電則通過【光能→熱能→機械能→電能】的途徑，可實現發電、儲能的雙重功效。

　　光熱電站一般由聚光(集熱)系統、吸熱系統、儲換熱系統和發電系統這四個核心環節組成。聚光集熱系統將光能匯聚到集熱裝置上加熱工質實現光能到熱能的轉換，通過吸熱系統收集熱能并加熱高溫工質輸送至儲換熱系統中的儲能罐進行存儲，在需要發電時通過高溫工質產生的高溫蒸汽驅動汽輪發電機組發電實現從熱能經機械能到電能的轉化。由于光熱發電集發電與儲能于一體，且可提供轉動慣量，具備可儲熱、可調峰、可連續發電等優點，同時兼顧提供工業蒸汽、供暖等功能，綜合來看在“雙碳”目標推進落地的過程中具備較好的發展前景。

　　聚光(集熱)系統：主要由聚光裝置、接收器、支架、跟蹤裝置等元件構成

　　聚光裝置在中央控制系統操縱下追蹤太陽位置并將陽光反射至接收器，是光熱發電的核心環節。根據聚光環節采用技術的不同，聚光型光熱發電技術可分為槽式、塔式、碟式和線性菲涅爾式，其中槽式光熱發電和塔式光熱發電已實現商業化，其他形式光熱發電目前處于示范項目試點及研發階段。

　　吸熱裝置：主要由吸熱管、管道、導熱工質等部分構成

　　在光熱電站中，吸熱裝置主要作為中間環節收集聚光系統產生的熱能，并利用導熱工質將熱能轉送至蓄熱系統。

　　儲換熱系統：主要由熔融鹽、熔鹽儲罐、熔鹽閥、換熱器、加熱器、絕熱材料等部分構成

　　在太陽光充足時將產生的熱能通過比熱容高的儲熱工質進行存儲，在需要電能時利用熱交換系統將熱能釋放至發電系統轉化為電能。一般可采用熔鹽、混凝土、導熱油等材料作為儲熱工質。由于塔式光熱發電站中高溫介質的溫度較高，而混凝土、水/水蒸氣和導熱油都存在使用溫度低的不足，因而具備傳熱性能好、溫度高等優點的熔鹽工質成為目前主流塔式光熱電站的主要儲熱介質選擇。

　　發電系統：主要由發電機、汽輪機等部分構成

　　與火力發電技術及元件基本相同，均通過加熱水產生熱蒸汽推動汽輪機做功實現機械能到電能的轉化。光熱發電同樣具備熱電機組的轉動慣量屬性，相較于其他需要電力電子變換設備的新型儲能而言光熱發電機組可以為電網提供慣量支撐、減少諧波注入，而與傳統熱電機組相比其驅動能源更綠色、調峰調頻能力相對更強。

　　國內發展近況：新型電力系統建設升級， “十四五” 規模化開啟

　　光熱發電：政策支持持續加碼，能源局發布重要文件

　　我國光熱發電行業尚處于發展上升期，面臨新一輪發展機遇。2021 年以來，由于可再生能源高比例接入電網后電網面臨調峰能力不足、電源支撐能力弱等難題，光熱發電可以作為調峰電源和儲能的優勢凸顯，在國務院《2030 年前碳達峰行動方案》中明確將積極發展太陽能光熱發電，推動建立光熱發電與光伏發電、風電互補調節的風光熱綜合可再生能源發電基地，各部門相繼出臺了一系列促進光熱發電的政策。

　　進入 2022 年，國家政策進一步從產業長期發展層面推進長期規劃和利好政策，著重強調對產業發展培育，特別是發揮光熱在新型電力系統建設發展過程中，發揮多能互補、調峰調頻的作用，配套沙漠、戈壁、荒漠地區的大型風電光伏基地建設，突出其靈活性調節能力。

　　2023 年 4 月 6 日，據 CSPPLAZA 報道，近日國家能源局發布《國家能源局綜合司關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》—— 一、充分認識光熱發電規模化發展的重要意義。光熱發電兼具調峰電源和儲能的雙重功能，可以實現用新能源調節、支撐新能源，可以為電力系統提供更好的長周期調峰能力和轉動慣量，具備在部分區域作為調峰和基礎性電源的潛力，是新能源安全可靠替代傳統能源的有效手段。二、積極開展光熱規模化發展研究工作。內蒙古、甘肅、青海、新疆等光熱發電重點省份能源主管部門要積極推進光熱發電項目規劃建設，在本地新能源基地建設中同步推動光熱發電項目規模化、產業化發展，力爭“十四五”期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到 300 萬千瓦左右。三、結合沙漠、戈壁、荒漠地區新能源基地建設，盡快落地一批光熱發電項目。在第一、二批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設項目清單中已明確了約 150 萬千瓦光熱發電項目，已上報沙戈荒風光大基地實施方案中提出的光熱發電項目，相關省區能源主管部門要盡快組織開展項目可行性研究。并與基地內風電光伏項目同步開工 (光熱發電規模暫按內蒙古 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、提高光熱發電項目技術水平。充分發揮光熱發電調峰特性，科學合理確定基地項目電源配比;優化光熱電站單機規模和鏡儲等配置，原則上每 10 萬千瓦電站的鏡場面積不應少于 80 萬平方米。提前規劃百萬千瓦、千萬千瓦級光熱發電基地，率先打造光熱產業集群。

　　結合本次發布的文件來看，我們認為重點關注兩方面的內容：其一，力爭“十四五” 期間年開工 300 萬千瓦，短期更加關注已明確的約 150 萬千瓦光熱發電項目和與基地內風電光伏項目同步開工的項目規模(光熱發電規模暫按內蒙古 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，預期落地節奏較快;其二，“原則上每 10 萬千瓦電站的鏡場面積不應少于 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 環節的價值量，另一方面也限定了運營商的初始投資成本，需關注后續進一步相關政策對光熱電站運營受益和投資回收的支持力度。

　　建設規模穩步提升，在運電站表現良好

　　我國已建成光熱項目中，塔式光熱占比相對較高。根據 CSTA 數據，截至 2021 年底，全球太陽能熱發電累計裝機容量達到 6.8GW，槽式、塔式、線性菲涅耳技術裝機在全球主要國家和地區的占比為 76%、20%和 4%。截至 2022 年底，我國太陽能熱發電累計裝機容量為 588MW(含 MW 級以上規模的發電系統)，塔式光熱電站雖然前期系統建設一次性投資較大且維護成本較高，但更適合我國西部地區晝夜溫差大、缺少水資源、自然環境惡劣等特點，同時因槽式系統和線菲式系統集熱效率偏低、對工質加熱能力較弱等因素，因而在我國塔式光熱電站應用范圍相對較廣。

　　太陽能光熱發電示范項目正逐步接入電網實現商業化。截止 2022 年底，國家能源局太陽能熱發電的 20 個示范項目中共有 7 個項目并網發電，加上國家能源局多能互補示范項目中的魯能格爾木多能互補 50MW 塔式項目建成投產，光熱發電項目正處于快速發展階段。

　　中廣核德令哈 50MW 槽式電站是我國首個大型商業化光熱示范電站，自 2021 年 9 月 19 日至 2022 年 1 月 4 日，機組已經連續運行 107 天，刷新了 2020 年最長連續運行 32.2 天的記錄，在國內外處于領先地位;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計發電量(1.46 億度)，成為全國首個年實際發電量完全達到并超越設計水平的光熱電站。

　　光熱發電在調峰性能、儲熱成本等方面具備顯著優勢，成為風光并網條件的配套選擇之一。光熱發電機組發儲一體具備同步電源和儲能的雙重特性，根據我國 2018 年投產的三座太陽能光熱發電示范項目驗收結果顯示，光熱電站調峰深度最大可達 80%，且升降負荷速率可達每分鐘 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，調節性能優于傳統煤電機組。根據國家能源局 2021 年 5 月發布的《關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》，對于保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目，可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網，并網條件主要包括配套新增的抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、新型儲能、可調節負荷等靈活調節能力。 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電機組，設計光熱發電裝機容量共計 101 萬千瓦。

　　熔鹽儲能：工業儲熱等應用案例不斷出現，擴展下游場景

　　熔鹽儲能在新型儲能賽道上具備顯著優勢。熔鹽儲熱具有儲能規模大、儲能時間長的優點，例如甘肅省金昌市高溫熔鹽儲能綠色調峰電站儲能規模達到 600MW/3600MWh，蘭州大成敦煌 50MW 線菲項目中配備熔鹽儲熱系統的儲熱市場可達 15 小時，顯著高于電化學等新型儲能方式。

　　熔鹽儲能使用壽命可達 25-30 年，運行穩定性好、無爆炸、火災等危險，具備安全友好等特性。根據中控太陽能測算，光熱儲能調峰電站為光伏配置 20%熔鹽儲能服務可以有效解決光伏棄光問題，同時在相同的儲能調峰補貼下，光伏+光熱儲能調峰電站的綜合上網電價低于光伏+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、提供工業蒸汽、火電靈活性改造等方面。熔鹽儲能系統可以使用太陽能、谷電、工業余熱等方式加熱熔鹽工質進行儲存，在需求時段通過熔鹽放熱轉換為熱能實現工業蒸汽制備、建筑供熱等用途。以熔鹽儲熱供暖系統為例，在夜間谷電時段可以通過谷電加熱熔鹽進入高溫熔鹽罐，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行熱交換為住宅小區提供熱水。熔鹽儲熱供暖系統改造時只需要將燃煤鍋爐替換為熔鹽儲熱-加熱-換熱系統，供水管道和末端設備可繼續使用無需改造，改造建設成本較低;與電采暖相比，充分利用谷電加熱使運行費用大幅下降，提高了供暖系統的經濟性。

　　熔鹽儲熱目前主要應用于光熱電站，作為獨立儲能電站和工業供汽等項目逐漸建設、落地。2022 年 12 月 17 日，江蘇國信子公司國信靖江發電的熔融鹽項目正式投入運行，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換為熱能發電，改造投入四千余萬，江蘇國信預計 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的大規模火電調峰/調頻/供熱項目。由北京市熱力集團在北京豐臺區投建的熔鹽蓄熱產業化推廣研究與示范項目正在積極推進建設，該項目作為國內落地的首個熔鹽儲能供蒸汽項目將建設 8MW 熔鹽儲能裝置一套，建成后將直接為北京西站地區供應飽和蒸汽。

　　產業鏈高度國產化，“十四五”快速發展可期

　　光熱電站造價構成

　　光熱發電產業鏈體系可分為研發、設計、制造、安裝等環節，產業鏈國產化程度較高。根據 CSTA 數據顯示，在國家第一批光熱發電示范項目中，設備、材料國產化率超過 90%，技術及裝備的可靠性和先進性在電站投運后得到有效驗證;在青海中控德令哈 50MW 塔式光熱發電項目中，設備和材料國產化率已達到 95%以上。

　　太陽能熱電站由反射鏡、熔鹽、吸熱管、導熱油等關鍵部件構成，已投產電站相關部件國產化程度均高于 70%。據 CSTA 統計數據顯示，在 2018 - 2020 年間投產的 8 座太陽能熱發電電站共使用反射鏡 6912922 平方米，熔鹽 214523 噸，真空吸熱管 102300 支，導熱油 10500 噸。從供貨商來看，熔鹽已實現 100%國內企業供貨，其他關鍵部件國內供貨比例均高于 70%，且國外供貨均用于我國最早建設的大容量太陽能熱發電中廣核德令哈 50MW 槽式光熱發電項目中。目前新建電站已可實現此類部件國產化，隨著光熱行業快速發展相關供應鏈企業有望持續受益。

　　塔式光熱電站投資構成

　　塔式太陽能熱電站中太陽島建設成本是電站建設的主要成本。太陽能熱發電站建造成本主要分設備費、安裝費和土建費三部分。綜合《塔式太陽能熱發電全壽命周期成本電價分析》(李心，趙曉輝，李江燁等著)的測算數據來看，對于 10MW 以上的塔式太陽能熱發電站而言，太陽島(含聚光系統和吸熱系統)成本占電站建造成本的 55%以上;以 50MW 塔式太陽能熱發電電站為例，其太陽島成本高達 61%，熱力發電島(含熱力系統及輔機設備、水循環、水處理系統、換熱設備、熱工控制系統、電氣系統、電網接入系統及儀表閥門管路等)成本約 15%，儲熱系統成本約 17%。

　　同樣結合《塔式太陽能熱發電全壽命周期成本電價分析》、CSTA 對不同規模光熱電站成本構成的測算數據來看，隨著發電站裝機容量增加，太陽島成本占據比例也會隨之增加，當裝機容量達到 600MW 時測算太陽島所占成本比例將達到 70%。從原材料角度來看，聚光、吸熱、儲熱子系統中鋼材、熔鹽、玻璃、電伴熱成本分別占比 53%、21%、17%、3%，共同構成主要材料成本來源。塔式太陽能熱電站太陽島設備中，定日鏡占據主要成本。跟據《塔式太陽能熱發電全壽命周期成本電價分析》測算顯示，在太陽島設備中，定日鏡占據太陽島成本 75%左右，當電站規模增大、定日鏡數量增加時，定日鏡成本構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構、反射鏡單元、驅動裝置、控制系統等組成，其中驅動裝置和反射鏡在總成本中占據比例較大。

　　槽式光熱電站投資構成

　　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電工程項目內蒙古鄂爾多斯 50MW 槽式太陽能熱發電電站為例，根據《太陽能熱發電經濟性分析和產業激勵政策建議》(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(主要包括聚光器、真空吸熱管、導熱油管路、輔助熱源及膨脹系統、就地控制器等設備及其輔助設施和土建設施等)占整個電站建設成本的 50%，儲熱系統(主要包括熔融鹽、鹽泵、就地進程控制系統等設備及其相應的輔助設施和土建設施等)成本占比 11%，換熱系統(包括充熱換熱器、預熱器、蒸汽發生器以及過熱器等設備及其相應的輔助設施和土建設施等)成本占比 11%。

　　“十四五”發展展望：成本有望持續改善，多路線并舉成為長時儲能一極

　　根據 CSPPLAZA 預測，未來光熱行業規模化發展將促使光熱系統成本整體降低 18.42%-27.56%。據 CSPPLAZA 測算數據，在塔式電站中設備購置費用約占總投資的 73%，我們預計隨著光熱行業進一步規模化發展后，定日鏡、熔鹽、吸熱系統等光熱電站主要設備成本將有下降空間，將帶動光熱電站造價進一步降低。隨著塔式電站中關鍵技術的優化，光電轉換效率有望獲得進一步提升。通過光熱行業規模化發展、實現完全國產化替代和相關技術突破，未來光熱發電度電成本預計將有進一步改善空間。

　　同時，考慮到國內電力系統轉型同時從“大基地+大電網”和“分散式電源+分布式智能電網”雙線并行，兩種模式下產生了當下不同的技術路線、解決方案偏好。前者重點在國內“十四五”期間約 450GW 風光大基地的基礎上，配置靈活性資源;扣除前兩批大基地中較多配置在原有大基地及特高壓外輸通道周圍，剩余風光大基地結合目前已落地項目來看，主靈活性資源一般會結合當地資源條件選擇靈活性火電或抽水蓄能電站，并補充一定的鋰電儲能電站及光熱(熔鹽儲熱)電站。后者考慮分布式系統對靈活布點、項目規模的需求差異，多以電化學儲能電站為主。預計在現行政策引導及項目儲備背景下，“十四五”期間光熱電站(熔鹽儲能)新增裝機規模 4-5GW，對應 EPC 造價空間約 640-800 億元，在“十四五”期間國內新增儲能裝機中占比約 3-4%。