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#调研纪要#光热储能爆发元年,熔盐最为受益

栏目:调研纪要 作者:ZML 时间:2022-08-15 12:59:33

核心要点1)光热储能在长时长储能领域成本低于电化学储能,且能够为电网提供电化学无法提供的转动惯量,综合优势明显,和电化学共同构成未来储能的主要方式;2)单GW光热储能熔盐需求60万吨,目前价格6.5-9k/吨,对应投资单gw38-50亿;3)23年底新增光热并网2.5gw,中期到20Gw,短期供需紧张,长期跟随三北地区光伏装机及改造;4)硝酸盐易爆,且12-20年行业下滑退出较多产能,目前社会面无库存,扩产周期一年半;5)现有上市公司产能:盐湖股份(硝酸钠硝酸钾),云图控股(硝酸钠),山东海化集

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核心要点

1)光热储能在长时长储能领域成本低于电化学储能,且能够为电网提供电化学无法提供的转动惯量,综合优势明显,和电化学共同构成未来储能的主要方式;

2)单GW光热储能熔盐需求60万吨,目前价格6.5-9k/吨,对应投资单gw38-50亿;

3)23年底新增光热并网2.5gw,中期到20Gw,短期供需紧张,长期跟随三北地区光伏装机及改造;

4)硝酸盐易爆,且12-20年行业下滑退出较多产能,目前社会面无库存,扩产周期一年半;

5)现有上市公司产能:盐湖股份(硝酸钠硝酸钾),云图控股(硝酸钠),山东海化集团(硝酸钠),产能详情要点6;

6)光热产业化趋势年内开启,新疆、甘肃等地进入密集招标,并规定一年多的并网时间

  

详细要点:

 

1)从第一性原理看,光热和光伏能量来源均为太阳能,光热可以有效弥补光伏晚上无法发电的劣势,形成24小时“太阳能-电能”的循环供给。光热储能和电化学储能应用场景不同,对于小功率短时长的,例如100mwh以内,电化学更优。但是对于1000mwh这种级别的,电化学风险太大、初始投资成本也比光热要高。光热储能一般可以支持6-10小时电化学储能2小时,因此光热更适合大容量、长时长的储能。据麦肯锡统计,2030年8-24小时储能占长时储能装机量的80%、总容量的60%。同时,电网必需一定的转动惯量以支撑系统稳定运行(19年伦敦大停电即由于系统转动惯量不足),过去转动惯量由煤电机组提供,随着风光占比提升、转动惯量的缺乏会影响系统安全,而光热可以给系统提供电化学储能无法提供的转动惯量。

 

2)新疆已经率先鼓励光伏光热9:1容量配比,即10GW的光伏装机,对应1.1GW的光热装机。从新疆第二批市场化新能源名单看,光伏装机的44%配置了光热储能合计1.35GW,要求23年底并网。其他大基地区域青海(9:1)、甘肃(6:1)等也提出了类似的装配比例要求,后续内蒙、宁夏也会发力。从目前已经发布的十四五规划看,总计光热规模为青海1gw、甘肃1.21gw、新疆1.35gw、内蒙0.6gw,合计4.16gw。目前全国存量招标项目已经达到2.6GW,其中要求23年年底并网2.5gw。25年国内光伏新增装机量预计220GW,其中地面电站120GW,假设40%配光热、装机容量8:1(参考附注1),则对应6GW的光热装机。考虑存量光伏电站200GW,预期光热存量改造空间10GW;再考虑陆风25年100GW装机,对应5GW光热需求,因此25年光伏地面电站新增+存量改造+陆风装机对应的光热装机需求21GW。长期随光伏装机量上行。

 

3)光热储能中,熔盐是实现能量变换的核心,高纯硝酸盐要求99.9%纯度(硝酸钠:硝酸钾6:4配比)。100MW项目对应4-6万吨二元熔盐填充,补料及备料1-2万吨合计5-7万吨,价格6.5-9k/吨不等。23年底2.5gw并网,带来二元熔盐一年内新增130万吨的需求

 

4)硝酸钾下游60%用于农业化肥、10%为玻璃、15%为食品陶瓷,剩余部分高纯度的可以匹配熔盐需求。硝酸钠40%用于炸药,30%用于玻璃,氧化剂助溶剂15%、熔盐10-15%。21年存量存量二元熔盐产量80万吨(硝酸钠60%、硝酸钾40%),目前社会库存供需平衡,随着后续光热储能的放量,现有产能显然无法满足行业的需求,行业有望迎来量价双升。

 

5)产能周期看,扩产存在一定难度。环评安评需8个月,建厂一年。且硝酸钠属于易爆品,可以制造炸药,因此产能扩张上会受到一定限制,因此在24年并网之前,会出现供需快速紧张,整个行业都会受益。行业在12-20年因为需求较弱,停掉了部分产能。

 

6)现有上市公司产能分布:盐湖股份(硝酸钠硝酸钾各20万吨总计40万吨,停产状态,复产3-6个月)、云图控股(10万吨硝酸钠,已拿环评安评手续扩产20万吨总计30万吨)、山东海化(集团10月份复产10万吨硝酸钠,总计10万吨,非上市)

 

附注1:下表配置光热的光伏项目共计13个、1215万kw,整体光伏装机2738万kw,因此配置光热的光伏项目按装机口径占比44%。光热装机容量是光伏的1/9(新疆,甘肃1/6),则光热装机容量=光伏装x44%x1/9。

 

 


光热发电基本运作原理

1)您能否梳理一下目前光热发电的运作原理呢?

答:目前国内光热电站做的最早的是中控太阳能,浙大的技术背景。光热电站最早是2012年开始发展,与光伏发电并行运作。光热是利用镜面反射,把太阳光的热量聚焦到一点,导致那一点加热熔盐,或者导热油这种,再用熔盐这种高温高热的介质,去跟水交换,水变成高温高压蒸汽,或者过热蒸汽去驱动汽轮机,再去稳定发电,这样一个基本流程。光热是利用镜面支架旋转,太阳光垂直照射来汇聚光能,光伏是漫散射来收集光能。目前光热主要集中在三北地区,光伏是全国范围内大小都可以做。

光热电站又分为塔式电站和槽式电站,目前国内塔式电站多一点,塔式电站就是我们能看到一根柱子,周围有很多镜子那种图,这种大概国内到首批试点示范项目有9个,大概685兆瓦左右,这个都是已经落地的。槽式电站的效率低一点,因为他用的是导热油和熔盐,导热油只有400度最高温度,比热效果差一些,现在主流的就是用塔式的。

  

 

2)光伏和光热的最大区别在哪里呢?为什么需要在光伏风电等电站周围配光热电站?

答:光伏是没有储热或者储能装置的,需要配个储能装置,这个装置可能是光热,可能是抽水蓄能,可能是空气储能,也可能是电化学储能。

比如风电,风电厂旁边有一个光热电站。在光热电站加加热器,这样晚上风电开动,电热转换,把热转换的熔盐里面,在把热导出来。光热电站是处理可控的绿色可再生能源,但是我加在电加热器后,除了可控以外对电网来说是一个很大的储能电站。

光伏也是一样的,光伏存在弃光的电,我要把电热的转换存起来,这样光热电站就从一个纯粹的发电站变成了一个巨大的储能电站。

 

3)光热电站的调控效率上有什么优势呢?

答:在调峰幅度上,光热电站是远优于火电电站的,假设火电与光伏风电组合使用,火电供电量为100,风电光伏各50,目前满负荷是200,如果用电负荷降到100,那么风光各50不能弃的前提下,火电就需要停掉,但是实际情况是不可能的。火电的用电负荷最低只能压到40%,那么风光就只能弃了,那如果这个时候火电的100替换成光热,这个就完全不需要弃,可以通过电加热器传导给熔盐,作为能量储备起来。这种情况尤其在冬季供暖季体现的尤为明显。

 

4)刚您提到利用镜面反射来汇聚光能,这个原理您能详细解释一下吗?

答:你能看到的图片上有个很高的柱子,这个柱子大概高200米,周围有一圈像向日葵一样的反射镜,这个叫做定日镜。然后镜子下面是支架,之所以说是类似向日葵是这些支架是追随太阳光转动的,这些支架需要一个季度校准一次,这样能够保证时刻将所有光线汇聚到一个点上。这些镜子每周要清洗一次,灰尘比较大影响反射效果。这些光收集到塔上面的集热器,集热器里面有熔盐罐,熔盐罐就是装熔盐的地方,因为熔盐一旦凝固了就不能流动了,所以要保持在260度以上,熔盐的熔点是220度。

熔盐罐是高温常压的,所以一般就是普通的碳钢,可以耐高温就可以,做好保温装置。熔盐流出后到换热器里,将热量传递给谁,水经过大概550度,13.2兆帕加热后成为水蒸气去驱动汽轮机发电。换热器跟水换热过以后,熔盐温度下降,会流动到冷盐罐里面,换热过温度下降的熔盐又存在冷盐罐里面(这个还是可以流动的,因为它不会是冷到凝固),再通过泵把它再打到熔盐塔的集热器里面,要变成这样一个循环。这样一个项目周期可以维持30年,熔盐是物理变化不会变性,但是会出现泄漏,所以每年要定期补充一些熔盐。

 

5)您提到光热电站用的熔盐,熔盐是什么东西,为什么效果比导热油好?

答:熔盐成分是40%硝酸钾、60%硝酸钠是混合物,熔点是220度,在220度开始熔化,熔化以后大概260度开始,可以在管道里循环,循环到熔盐塔上,再吸收太阳热,加热下来大概可以加了到600度左右,600度下来到热罐里面储存,储存后在需要发电的时候放出来,到热交换器里面去,再跟蒸汽交换,往后就跟常规的电厂一样,连接汽轮机发电。槽式一般适用于区域集中供电,而且槽式电站用熔盐量更多,如果作为储能长距离稳定供电还是塔式更好,目前塔式占比60%,槽式占比30%,还有就是线性菲涅尔10%。

 

 

 

光热电站与电化学储能对比

1)为什么要发展光热发电储能?与其他储能形式的必要性。

答:国务院《2030 年前碳达峰行动方案》明确:积极发展太阳能光热发电,推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。其他储能形式受限于地域(抽水蓄能,空气储能)、能量密度低(飞轮)、寿命短(电化学)等因素无法大规模推广,反观光热储能,其中间介质是熔融盐、主要成分是硝酸钾和硝酸钠,反应中硝酸钾、硝酸钠闭环运行,年损耗不足1%,使用30年不变质(熔盐不变质,不会发生化学反应,只是物理反应),综合计算下,光热发电储能成本较低。

此外,光热发电作为调峰电源,其出力灵活可调、可长时储能的优势将能够通过市场化的方式为项目赢得更多收益,从而有效支持国内光热产业可持续发展。而且,近年来中东、北非等太阳能资源丰富的地区开始将光热发电作为持续利用可再生能源发电的解决方案,利用光热在夜间发电并在白天为光伏调峰,光热发电在这些地区有很好的市场前景。

 

2)光热电站方面与电化学储能电站建设有什么优缺点?

① 安全性,储能安全性是大容量储能的一个重要方面,带有二元硝酸盐的储热是一种安全性较高的储热方式。自1982年4月美国SOLAR ONE以来,全球669万千瓦的太阳能热发电装机还未发生过类似锂电爆炸等安全性事故,是一种高安全性的储能方式。目前应用广泛的锂离子电池由于其固有的充放电工作原理,该类电化学储能存在天然的安全隐患。

经济性,电化学储能造价按照800元/千瓦时+200元/千瓦,运行年限按照10年,年运行维护费按照1%计算。光热发电工程造价单位千瓦投资有望降低至22000元/千瓦~24000元/千瓦,运行年限超过30年,运行周期成本电价低于电化学储能。

③ 建设性,电化学储能电站站址应有方便、经济的交通运输条件,与站外公路连接应短捷,且工程量小;站址宜靠近可靠的水源,选址条件与当地的工业规划相协调,条件相对容易实现。光热电站建设条件相对苛刻,大气透明度高,气候干燥少雨,日照时间长,太阳能资源丰富。选址区域的年太阳能直射辐射(DNI)量不宜低于1600kWh/(m2∙a),厂址地势开阔平摊无遮挡物,所以一般选择三北地区,但是厂址征地费用也比较低。

 

3)现在这个光热发电为什么跟光伏发电一起发展,但是目前进度落后了一些呢?

答:在2021年电价补贴之前,中控德令哈项目拿到了1.15元/度的电价,成本是1.1元,而且中控的技术目前是国内最好的,他的发电量能够达到设计量的108%,相当于150MW的电站,一年可以产出1.6亿度电,折算成小时数供电接近3160小时。后面国家取消补贴,那么单纯的光热电站在成本上就失去了优势,但是由于光热发电本身已经具备了储能装置和稳定发电,并且在长期运行的方式下,成本有望降下来,所以前期由于补贴取消,短期成本优势差异太大,但是后期考虑综合性能,发展还是有望赶超的。尤其现在国家提出2030双碳目标,鼓励风光大基地,三北地区建了很多GW级以上的光伏电站,但是这些电站的电很难平稳输送到东部,这样就需要强制配备储能。比如100MW光伏电站,需要配10-20MW储能电站,然后可能是乘2到4小时不等,而且这些地方其他形式的储能都有局限性,抽水蓄能要考虑地理形势,电化学储能成本太高,安全性还没法保障,容易失控。光热电站角色现在开始转变成一种带储能本身又能发电,去给光伏电站做配套储能算是最优解。像中控现在这个金塔项目是600MW光伏配备100MW光热储能。这是比较典型的项目,现在光热就变成又火起来了,因为它不需要靠补贴电价去了,它现在作为一种储能的形式去给光伏配套,它的春天又到了。

 

4)光热储能还有什么其他方面的优势吗?

答:1)从第一性原理看,光热和光伏能量来源均为太阳能,光热可以有效弥补光伏晚上无法发电的劣势,形成24小时“太阳能-电能”的循环供给。光热储能和电化学储能应用场景不同,对于小功率短时长的,例如100mwh以内,电化学更优。但是对于1000mwh这种级别的,电化学风险太大、初始投资成本也比光热要高。光热储能一般可以支持6-10小时,电化学储能2小时,因此光热更适合大容量、长时长的储能。据麦肯锡统计,2030年8-24小时储能占长时储能装机量的80%、总容量的60%。同时,电网必需一定的转动惯量以支撑系统稳定运行(19年伦敦大停电即由于系统转动惯量不足),过去转动惯量由煤电机组提供,随着风光占比提升、转动惯量的缺乏会影响系统安全,而光热可以给系统提供电化学储能无法提供的转动惯量。

 

5)光热发电的产业趋势您能介绍一下吗?

答:目前来看光热审批速度在加快,今年开启了密集招标,并且要求尽快并网,后续要看持续力度。

 

光热产业链对比价值量对比

1)光热电站的投资大概需要多少钱?

答:以德令哈这个项目为例,大概是50MW,11-12亿,折合下来22元/W。他拿到的电价是1.15元,所以这个项目还能做。

 

2)那后续这个价格如何压下来呢?

答:纯独立光热电站是没法做的,但是现在就是可以作为储能给光伏去做,比如青海光伏上网电价两毛多,如果给它配备光热电站,大概需要到三毛多,价格稍微高了一点。

 

3)那这个如果50MW投资11亿,那1GW就是投资200亿吗?

答:这个东西不能完全线性测算,取决于输送电时间,7小时和12小时不是一个线性增长,增加的成本主要就是熔盐罐大小和熔盐的量。据我所知,中控太阳能刚刚开工的高速金塔太阳能,100兆瓦光热配600兆瓦光伏,它的定向投资额是45.65亿,这个是包含光伏的投资。

 

4)为什么这个可以和光伏进行配备呢?

答:光伏产生的电是不稳定的,有一部分电是不能上网的,那么就需要连接电加热器,加热器这一头插入熔盐,将熔盐加热到高温存在熔盐罐里。光伏电站越大,那么电量就越大,配备的熔盐罐和熔盐的量就越大。

 

5)那这个为什么光伏电站不只结合熔盐罐来做储能就好了,还需要这些定日镜来做呢?

答:只做光伏+熔盐罐,那就变成纯粹的熔盐储热了,不是光热电站了,这个效率是非常低的,可以参考热力学原理-朗肯循环,这样大概只有40%的转化率,相当于光伏产生100度电,最终只能放出去40度,而加上了定日镜,可以达到补能的需求,提高转化率。

 

6)您提到了熔盐,定日镜,您能帮忙梳理这个光热电站大概有哪些环节吗?

答:光热电站建设主要有,聚光系统,发电系统,吸热系统和储热/换热系统,聚光和吸热系统一般价值量最大,也就是我之前说的定日镜环节和熔盐环节。这块大概占到整个光热电站的70%左右,像德令哈这个项目,50MW大概用了27000个镜子,每面20平米,将近2.5平方公里。整个聚光系统中,控制器占15%,镜子占到9%,支架占到9%,其他的驱动器动力设备大概占到61%,聚光系统大概占到整体成本的50%。

 

7)熔盐这块的成本占比大概有多少呢?

答:熔盐+定日镜系统(聚光系统)大概占总体投资的接近70%,熔盐一般占20%左右,这个取决于设计规格。以中控这个项目为例,最早是建的是一个10MW的机组,然后第二个建造了50MW的机组,现在第三个100MW的机组也建造完成了,根据许可的量,前两个机组就关停了,目前这个中控是一个双塔装置,一个使用塔,一个备用塔,主要是考虑到白天晚上的互补关系,这两个塔的熔盐填充量加储备量大概是6万吨。

 

8)熔盐的量取决于什么呢?

答:取决于你需要这个项目保持多少小时的发电,比如德令哈这个项目是50MW 7小时,那这个熔盐罐和熔盐的量就是按照7小时电网发电来配送,如果是4小时,那就按照4小时的量去装配。

 

9)那么1GW的熔盐用量大概有多少呢?价值量有多大?

答:1GW的熔盐用量大概可以用100MW的12H设计规格所用的熔盐量进行线性外推,大概是60万吨上下,这个还是取决于单个项目大小,和利用小时数,60万吨是一个预估值,可能需要50万吨,也可能是需要70万吨。现在硝酸钠和硝酸钾的价格大概是6500-9000元不等,估计1GW的熔盐价值量大概是38亿到45亿之间,接近50亿。 

 

10)熔盐这个产品现在全国的产能情况如何?

答:目前来看供需处于平衡状态,因为这个东西对纯度要求比较高,大概是99.9%,不能含有氯离子,氯离子会腐蚀管道,这样会影响熔盐罐的寿命,就是工业级硝酸钾和硝酸钠。目前国内是没有库存的,全国产能情况二元熔盐100万吨,实际产量情况是80万吨。

 

11)熔盐如果想扩产的话难度大吗?

答:项目立项不是问题,环评也不是问题,主要还是安评,硝酸盐易爆炸,国内没有出现大事故目前,但是黎巴嫩的贝鲁特事件还是比较大的,就是因为硝酸盐爆炸。拿到安评资质很难,尤其在17年环保趋严之后,17年进行了大规模的环保督察,导致行业关停了一部分产能,环保督察持续到了2020年,直到2020年提出碳中和政策以及碳达峰的承诺。企业如果想拿到环评和安评批准,快的情况下需要1.5年(安评环评半年,建设周期1年),慢的情况需要2.5年(安评环评1年,建设周期1.5年),而对于现有企业,如果扩产只需要半年时间。

另外就是这个行业的壁垒在于技术性人才,工业级硝酸盐的制作,对人才要求比较高。目前国内熔盐原材料处于供需平衡状态,如果光热项目招标起来,可能会出现供需失衡的状态。

 

12)现在做定日镜的厂家有哪些?这块成本占多少?

答:定日镜就是玻璃加银,洛阳玻璃和安彩高科都可以做。镜子的成本大概占整体光热电站投资的5%,占到聚光系统9%,还有支架,这个占聚光系统9%,控制器占15%,驱动设备占到聚光系统61%。

 

13)控制这块,有哪些厂家可以做呢?

答:国内主要就是中控,其次还有首航也能做一些。

 

14)刚您说的集热器,这里面有哪些环节呢?

答:集热器里面主要是换热器,换热器就是跟常规的锅炉厂和燃煤发电厂差不多,这个一般是西子洁能做,西子洁能还有一些中控的股份。西子用的材料镍合金主要还是进口的,因为涉及到热胀冷缩,所以对材料要求比较高。

 

15)熔盐罐的情况您能介绍一下吗?

答:熔盐罐就是储存罐,这个难度不高,因为是常压高温,50MW大概需要4个罐子,两个熔盐罐,两个冷盐罐,25米直径,22米高度,材质就是普通的高纯钢。

 


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