行业小科普:光热发电 西子节能vs首航高科

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也称聚光型太阳能热发电,是利用大量反射镜,以聚焦的方式将太阳光聚集到集热装置,用来加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质;传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽,进而驱动汽轮机带动发电机发电(光能→热能→机械能→电能)。除发电所用热源不同,其后端技术路径与火电差异不大。

截至2021年,我国太阳能发电装机总容量达到307GW,同比增长20.9%;其中,光伏累计装机容量306GW,而光热累计装机容量为0.58GW(全球为6.69GW),主要集中在2018-2019年建成,2020-2021年发展速度有所放缓。

进入2022年,光热招标重新加快。截止8月,累计招标项目规模达到613MW,在建项目规模达2595MW,若均按计划建成,十四五期间投运规模同比增幅390%。

光热电站建设主要有四大系统:聚光系统、吸热系统、储热/换热系统、发电系统,以德令哈项目为例,50MW,投资额11-12亿元,折合22元/W。

聚光系统——价值量占比50%,其中:占15%,反射镜/定日镜占到9%,支架占到9%,集热管/吸热器占比6%左右,其他驱动器、动力设备大概占到50%。

代表厂商有首航高科、天沃科技、可胜科技(IPO中)、龙腾科技(IPO中)、旭硝子(超白玻璃)、安彩高科振江股份(支架)。

熔盐环节——价值量一般占20%左右,这个取决于设计规格(输送电时间),增加的成本主要就是熔盐罐大小和熔盐的量。除了熔融盐、熔盐罐,还有吸热器/集热器、换热器、保温材料等。

熔融盐是实现能量变换的核心,占总成本的7-8%,目前熔盐成分一般为高纯硝酸盐要求99.9%纯度(硝酸钠:硝酸钾6:4配比),单GW熔盐储能项目对硝酸盐项目的需求大概在50-70万吨左右,代表厂商有盐湖股份(硝酸钠硝酸钾),云图控股(硝酸钠),山东海化集团(硝酸钠)等。

此外蒸汽发生器代表公司有西子洁能上海电气金通灵华光环能;熔盐罐有蓝科高新、蓝星化工、东方电气等;熔盐泵有兰州兰泵、济南华威等。

自2001年开始,光伏发电在补贴的引导下,过去20年我国光伏产业实现了翻天覆地的变化,在全产业链多数环节领先全球。

2006年,拟在鄂尔多斯筹建50MW级光热示范电站,且为中德合作项目,但受制于技术水平和发电成本等因素,项目被搁置。

2016年,《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》,确定了首批20个太阳能热发电示范项目,后续中控青海德令哈项目10MW塔式、首航敦煌10MW塔式等一系列项目拉动光热发展进入快车道。

但是,2018年底,首批示范项目的上网电价补贴政策退坡,补贴政策缺乏连续性,抑制了投资积极性,之后光热项目建设再次陷入停滞。

光热电站主要以大规模集中式发电为主,用地要求极高:主要集中在无人空旷、光照时间长、强度大的我国大西北地区。

光伏发电产生的是直流电,而光热发电产生的是和传统的火电一样的交流电,与现有电网能够更好契合,可直接上网。

2010年-2020年,全球光热投资成本下降68%,但整体造价依旧偏高。国内光热产业还处于示范阶段,光热发电站装机规模较小,尚未形成规模化。

从初始投资成本看,光热发电站的单位千瓦投资成本在2.5万-3.5万元,是传统煤电站的3-4倍、陆上风电的3-4倍、光伏电站的4-5倍。

从度电成本来看,以塔式光热电站为例,当前其度电成本在1元/千瓦时左右,相当于煤电的3-4倍,光伏的1.5-2倍左右。

根据国际经验,技术进步对光热储能电站成本降低的贡献率约为42%,规模化的贡献率约为37%,根据可胜技术的数据,在理想状态下,规模化发展可带动电站总投资成本下降18.4-27.6%,比如储罐、热力发电设备等集中采购。

综上,光热发电由于前期成本投入较高、用地要求高、起步晚以及政策扶持缺乏连续性的原因,在市场普及以及热度上远不及光伏发电行业的发展。

但是,值得注意的是,光热发电自带储能、具备调峰的功能,在电网调频、持续电力输出方面明显优于光伏发电。

得益于其特有的光热转换过程,光热电站可以通过其自身的储热系统将白天的太阳能以热能的形式储存下来,根据电网用电负荷情况,释放热能发电,实现对电网的调频。

1、西子洁能——2021年,余热锅炉收入占比40.13%,解决方案占比32%,清洁环保能源装备收入占比15.34%,备件及服务占比10.76%。

其余热锅炉在规模、品种齐全度方面均是国内龙头,为客户提供节能环保设备和能源利用整体解决方案,并积极进军熔盐储能市场。

余热锅炉,是指利用工业过程中的废气、废料、废液中的余热或(和)其可燃物质燃烧后产生的热量的锅炉。上游原材料以钢材为主,下游应用主要是电站及大部分工业领域

解决方案:主要包括EP(产品设计制造)/EPC(工程承包)/PC项目,导热油换热器,石化化工换热器、海水淡化装置、气化炉(容器、热交换器)等其他换热器及压力容器(除了提供产品服务外,还提供技术、安装、调试、运维等附加服务)。

2、首航高科——2021年,电站空冷系统(主要用于火力发电、核电等含有汽轮机的电站的空气冷却系统)收入占比30%,光热发电收入占比26.2%,售电业务收入占比10.36%,余热发电收入占比7.06%,电站空冷系统配件占比2.3%。

2018年度,其营业收入为5.75亿元,同比下降56.84%,归母净利润-6.4亿元,同比下降781.58%。主要原因是公司电站空冷项目推进缓慢,同时原材料价格上涨压缩电站空冷业务利润空间;

此外,基于压气站余热发电行业环境发生重大变化,公司对西拓能源集团有限公司的压气站余热发电业务进行了调整,停止未建余热电站项目的建设,将业务重心转到售电和光热发电项目前期工作的开拓中,一次性计提资产损失5.46亿元,是归母净利润大幅下降的原因。

但2018年业务结构的优化较为成功,2018年其光热发电业务合计签订约30.85亿元订单,完成国家首批示范项目敦煌100MW熔盐塔式光热发电项目的并网发电,承接太阳岛总包的广核德令哈50MW槽式光热发电项目并网发电。

光热电站的需求主要来自两部分,一部分是政策规划下新增光热装机,另一部分是作为配套,与风、光电站一体化建设。用公式表示为:

截至2021年,我国太阳能发电装机总容量达到307GW,同比增长20.9%;其中光伏累计装机容量306GW,而光热累计装机容量为0.589GW(全球为6.69GW),差异主要是目前光伏发电成本远低于光热发电,且在占地面积、光电效率方面不占优势。

1)光热装机量:从目前已经发布的十四五规划看,光热装机有青海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2023年年底并网2.5GW。假设2022-2025年光热新增装机均为1GW。

2)国内光伏装机量:2022年1-7月,国内光伏新增装机量37.73GW,同比增长110%,集中式光伏11.22GW。

截止2022年9月初,河北、云南、内蒙古等23个省市及地区公布未来1-5年规划中,风光新增装机规划总规模已接近600GW,其中已经明确的光伏新增装机288.6GW以上、风电新增规模190GW以上。

光伏发电功率受阳光强度、角度影响,随机性强;风力发电则受风速影响,且具有逆调峰特性,即风力发电功率大的时刻为用电负荷低的时段。这种波动性使得配备储能的必要性增加。

据国家电网测算,2035年前,我国风电、光伏装机规模将分别达7亿(700GW)、6.5亿千瓦(650GW),而所带来的日峰值波动率预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦,大大超出电网调节能力。

光热电站工作温度较高,熔融盐相比水/水蒸气、液态金属等,具有较高的使用温度(单位体积内储存更多的热量,利于提高发电小时数)、高热稳定性、高比热容、低价格等优点。

据CSPPLAZA光热发电网统计,在国内首批20个光热发电示范项目中,18个采用熔盐储能;已备案新增92个光热发电站清单中,86个将采用熔盐储能。

目前的储能技术可分为机械储能、电化学储能、电磁储能、蓄热储能四种类型。市场结构来看,全球及我国储能形式仍以抽水储能为主,新型储能以锂电池储能为主。

据CNESA数据显示,2021年,全球储能市场累计装机规模205.3GW,同比增长7.43%,近三年CAGR为3.61%,其中,抽水蓄能占比86.42%;电化学储能占比10.30%,熔盐储能占比1.6%,达3.35GW。

我国储能市场累计装机规模43.44GW,同比增长22.02%,近三年CAGR为10.27%,其中,抽水蓄能占比86.5%;电化学储能占比11.8%,熔融盐储能占比1.2%,位居第三位。

从增速来看,2017-2021H1,国内熔盐储能规模CAGR为151%,增速远高于抽水储能(3%)和电化学储能(88%),表现出强劲增长态势。

熔盐储能系统储存热量大,储热时间长,可同时与清洁能源发电装置连接,用以稳定发电输出、促进新能源的消纳。

尤其是在西北风光大基地中,可以起到调峰调频的作用——在风电、光伏出力高于用电负荷需求时,将不能上网的弃风弃光电转化为热能储存在熔盐中,在早晚用电高峰时,再通过汽轮发电机组,将热能转化为电能上网。

电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算,若建设1GW~5GW不同规模的光热储能电站,可减少弃风弃光电量10%~38%。

相比于其他储能方式,熔融盐储能与大基地-光电系统匹配度较高。体现在建设选址、储能时长和安全性、经济性等:

1)建设选址——抽水蓄能的技术成熟、容量大、运行成本低、寿命周期可达50年,但建设依赖地理条件,有局限性;

光伏、光热基地多位于干旱且平坦的戈壁、荒漠(三北地区为主),不具备开展抽水蓄能、空气压缩储能等项目的地质条件。

2)储能时长、安全性——电化学储能技术也相对成熟,但应用于小功率短时长(如100mwh以内)更优,对于1000mwh级别的,电化学风险太大(爆炸、燃烧风险);

光热储能的中间介质是熔融盐、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,能安全平稳运行25-30年。

3)经济性——锂电储能度电成本约为0.4-0.5元,加上光伏度电成本约0.45元,整体成本在0.9元左右,与光热度电成本(约0.7-1元)相当。

此外,按照可胜技术”金塔600mw光伏加100mw光热项目”,设计年发电13.7亿度,光热造价20亿估算,度电成本约为5毛,预计2023年底并网。

行业预计到2030年带有8个小时以上储能时间的光热发电的度电成本有望下降至0.35-0.45元/kWh。

各地积极推行储能支持政策,截至2022年7月底,已有28省区发布十四五清洁能源发展目标,其中26省市提出装机规模10~25%的储能配比要求。

此外,新疆在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0版)》中特别指出,对建设4小时以上时长储能项目的企业,允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目;鼓励光伏与储热型光热发电以9:1规模配建(即10GW的光伏装机,对应1.1GW的光热装机)。

2022年7月4日,新疆《关于印发自治区2022年第二批市场化并网新能源项目清单有关事宜的通知》,项目清单规模总计为47.83GW,其中,光伏项目27.39GW(光热电站12.15GW),风电项目13.495GW,配储规模6.95GW。

配储类型包括光热和电化学。其中,光热发电1.35GW,在配储规模中占比19.4%,44%光伏装机配置了光热储能,要求2023年底并网。

此外,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。

根据调研,只做光伏+熔盐罐,就是纯粹的熔盐储热了,这样的效率非常低,大概只有40%的转化率,相当于光伏产生100度电,之后只能放出去40度。而加上了定日镜,可以达到能量补给的需求,符合热力学原理-朗肯循环,从而提高转化率。

熔盐储热调峰方案的原理为:在火电机组发电过程中,通过熔盐吸热/放热功能,实现蒸汽的收集与利用。相较于普通的火力发电机组,熔盐储热调峰方案增加了储热系统,主要由储热功率模块、储热能量模块和放热功率模块组成。具体工作原理为:

1)当机组需要向下调节时,启动储热功率模块,锅炉产生的部分过热蒸汽和再热蒸汽对冷盐罐中的冷熔盐进行加热,之后将其储存在热盐罐中。

2)当机组需要向上调节时,热盐罐中的高温熔盐通过放热功率模块进行放热,产生的蒸汽回到汽轮机进行发电,之后再将释热后的熔盐储存在冷温罐中。

大型火电机组用于推动汽轮机做功的蒸汽温度在540-560℃,属于高温领域。在高温储热技术中,二元熔盐(熔点约为220℃,常压条件下可在600℃时保持化学稳定性,熔化状态下的流动性和换热性能较好)储热可以很好匹配这一温度参数,又能实现大规模储热和放热,非常适合应于火电机组储热。

此外,熔盐储能还可以用于谷电加热(利用谷电将低温熔盐加热后存储至高温熔盐罐,在白天用热用汽时段,利用高温熔盐供暖供热)、余热回收(通过熔盐储热系统将余热回收利用,用于供暖供热、发电等)

由于光热发电发展规模较小,以光热为核心业务的只有首航高科、可胜科技(尚未上市),我们通过首行高科过往项目收益数据来看。

以首批示范项目中广核德令哈50mw光热电站为例,首航高科中标的的太阳岛EPC总承包项目, 2017年实现营业收入4.13亿元,毛利0.43亿,毛利率10.3%。

毛利率较低的部分原因是,当时技术成熟度和设备国产化率(如熔盐泵需要进口)不高,目前装备国产化率已经达到了95%以上,首航高科通过与华威泵业合作、试验,设计生产了国内首台高温长轴熔盐泵。

可以发现,电站运营收入、毛利率持续提升,2022年中报超过100%,而成本增幅并不明显,甚至2021年成本还有所下降。

注意,由于光热电站的燃料免费,成本主要是固定资产折旧,以及运维支出。该光热电站投入资金来自定增,专款专用,前后共计投入29.2亿元,根据首航高科年报,其光热电厂折旧年限为30年,残值率为5%,则年折旧额为0.92亿元。因此,随着技术成熟、项目运维逐步稳定,运维支出有望下降。

敦煌100MW光热发电项目设计发电量是3.9亿度,保守假设未来实现3亿度,按照1.15元的首批示范项目补贴电价,一年收入为3.45亿元,减去成本1.5亿元,则毛利为130%。

布局电站运营的仍然以中广核、三峡能源等国/央企为主,此外首航高科、可胜技术运营有部分光热电站。

光热设备——-吸热器、换热器等设备,没有找到详细数据,以西子洁能的环保能源装备为例,毛利率在15-20%。

其中,硝酸盐易爆炸,扩产方面安全评估资质较难获取(6个月-1年),尤其是2017年环保趋严后。项目建设期1-1.5年,目前国内熔盐原材料处于供需平衡状态,如果光热项目需求起来(单位GW光热电站所需熔盐约30-50万吨,与储能时长有关),可能会出现供需失衡的状态。

因此,整体来看,光热储能电站运营盈利能力较强,壁垒在于前期资金投入较大。其次,是保温材料、纯白玻璃,以及熔盐材料。

1、首航高科——光热发电全产业链布局,此前已投资建设了10MW和100MW的塔式熔盐光热发电项目。

其未披露近期的在手订单情况,2020年末,其在手未执行及未执行完毕的空冷订单及光热订单分别为11.61亿元、15.88亿元。

2022年7月29日公告, 其所属联合体中标”三峡能源青海格尔木100MW光热项目EPC总承包招标,中标金额16.48亿元。根据联合体分工, 公司负责光热发电项目EPC总承包管理, 并负责提供镜场设备及控制系统、吸热器及集热系统、储热系统、空冷系统等主要光热电站设备供货。

公司积极参与光热发电熔盐储能项目招标,100MW项目投标价在16-20亿元,西部省份投标开标陆续公布,今年内仅新疆就有13个100MW光热储能+发电项目开标,其全部参与投标,未来订单有望进一步增加。

2、西子洁能——2011年,公司开始致力于光热发电系统的研究与开发,在光热产业中主供吸热器、换热器、储热系统等核心装备(跟常规的锅炉厂和燃煤发电厂差不多),业务竞争力行业居前。

由其设计供货的集热系统、储换热系统于2013年7月在青海德令哈成功投运,是我国首套投入商业运行的光热发电项目。

2022H1,新增订单38.6亿元,受卫生事件等因素影响,同比下滑32%;但Q2新增订单26.5亿元,环比+117%。其中,余热锅炉业务上半年新增订单14.6亿元(同比-15%),清洁环保能源装备新增订单5.6亿元,解决方案新增订单15.2亿元,备件及服务新增订单3.2亿元。

对比来看,西子洁能的订单更多,但两家公司订单类型存在差异——首航高科光热电站项目订单更多,西子洁能订单与火电余热锅炉、灵活性改造相关性更强,其未披露光热设备订单情况。

西子洁能——2022H1,收购了兰捷能源科技(电极锅炉龙头)51%股权,同时受让了赫普能源(火电机组调峰调频等电力辅助服务)14%股权,有助于其未来深入参与火电灵活性调峰储能改造多种解决方案。

2021年11月,其设计的浙江省首个“光伏+熔盐储热+液流储电项目在西子航空园区投运,项目具有示范意义。项目规模化运用熔盐储热技术(熔盐储罐单体容量280吨熔盐),主要以低谷绿电作为能量源,来满足园区全天蒸汽用能需求,根据中国电力新闻网数据,目前,两个储盐罐的总储热量能达到100吉焦,年供蒸汽超过1万吨,项目的熔盐储能技术的热电联供效率可达90%。

2022年3月12日,其与绍兴绿电能源签署了《绿电熔盐储能示范项目承包合同》,项目合同金额为1.92亿元,工期为熔盐储能供热系统2022年8月30日前具备产汽条件。建成后每年可节约标煤10.5万吨,减排二氧化碳30万吨。

首航高科——根据行业调研情况来看:熔盐储能技术未来将是火电调峰主要技术路线之一,公司在电站熔盐储能调峰辅助业务领域,创新性的将光热发电熔盐储能技术结合发电机组现有系统应用于火电深度调峰。该技术具有储热量大,成本低廉,成熟可靠,使用寿命长的优势。

2022年8月,其与酒泉市肃州区人民政府签订《投资合作协议》,首航高科拟在酒泉市辖域内投资建设“200MW光热+800MW风电+520MW光伏的光热(储)新能源多能互补一体化大基地项目,预计投资金额约100亿至110亿左右。

西子洁能——-未运营光热电站,但它是可胜科技(中控太阳能)的重要股东,可胜科技是国内少数具备塔式光热项目实际运营经验的企业。

西子洁能除熔盐储能外,公司在全钒液流电池、氢燃料电池、固体储热等方面也拥有技术储备。其中,钒液流电池储能未来有望用在供电、输配电端。

$西子洁能(SZ002534)$ $首航高科(SZ002665)$ 太阳能发电,分为光热发电与光伏发电两种。光伏发电,是利用光伏电池板,将光能直接转变为电能的发电方式(光能→电能)光热发电,也称聚光型太阳能热发电,是利用大量反射镜,以聚焦的方式将太阳光聚集到集热装置,用来加热装置内…

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