【研报】新型电力行业系统专题：熔盐储能，长时储能黄金赛道.pdf-solarbe文库

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国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分 2022年12月13日行业研究评级推荐维持研究所证券分析师杨阳 S0350521120005 yangy08ghzq.com.cn 证券分析师罗琨 S0350522110003 luokghzq.com.cn 熔盐储能长时储能黄金赛道（上篇-光热发电赛道）新型电力系统专题七最近一年走势行业相对表现表现 1M 3M 12M 中小盘 1.98 -4.06 -18.51 沪深300 7.26 -3.43 -21.79 相关报告汽车传感器行业专题报告二激光雷达百家争鸣，量产在即（推荐）*中小盘*杨阳 2022-07-22 中小盘新股研究周报新股研究-2022 年第 48周*杨阳，罗琨2022-12-11 中小盘行业周报光庭信息与芯驰科技达成战略合作，助力汽车智能化（推荐）*中小盘*杨阳 2022-12-04 中小盘新股研究周报新股研究-2022 年第 47周*杨阳2022-12-04 压缩空气储能行业报告经济性媲美抽蓄的长时储能，商用大年将至新型电力系统专题五（推荐）*公用事业*杨阳2022-12-02 投资要点 ◼ 碳中和背景下，随着可再生能源比例提升，我们的电力体系面临着两大矛盾（1）可再生能源占比超过10、进入中等比例阶段后不稳定的电源出力与负荷不匹配。储能可以实现能量在时间尺度上的转移，因此需要找到安全、高效、低成本的储能方式。（2）进入电气化时代，工业体系的能量转换路径的矛盾减碳减排背景下，原本由燃煤燃气燃烧驱动产生的动力、蒸汽，未来需要通过碳排放更低、便宜的绿电生产。能量转换路径从“燃料化学能-热能-动能” 转换为“可再生能源-电能-热能/动能”。熔盐储能是一种可以传递能量、长时间、大容量储能的技术路径，作为传热介质可以实现太阳能到热能的转换，作为储能介质可以实现将热能和电能的双向转换，可以很好的适应和解决以上两大矛盾。 ◼ 熔盐作为一种优良的传热、储能介质，具有工作温度区间广、储能密度高、无需高压运行、黏度低流动性好等特性。目前熔盐储能技术已经广泛应用于太阳能光热发电系统等新能源系统，利用了硝酸盐储能特性将太阳热能转换为熔盐的热能来存储和发出能量，实现了能量在时间上的迁移，满足可再生能源的电网调峰需求。除了光热领域外，熔盐储能在智能电网、电熔盐储能供暖、火电机组灵活改造、热电解耦领域有独特的经济和竞争优势。 ◼ 2023-2025 年光热发电装机规模或将大幅增长。我们认为，随着电源侧、用户侧配储比例加大，光热发电作为三北地区光伏风电基地的配套储能系统非常有竞争力。我们回答了三个问题第一，为什么电源侧要配储电源侧配储是可再生能源比例提升后的必然要求。随着可再生能源占比进入中比例阶段后，电网的安全性、稳定性对电源的调峰调频要求提升，配置储能是必然的选择，所以政策支持要求按比例配储，并开始了电力市场化改革。第二，为什么配储要选光热因为光热发电作为储能模块具有稳定安全、跟电网匹配性更好、爬坡速度快、调峰深度大、储能容量大等优点，从全生命周期考虑，在光热资源丰富的地区，光热发电成本比电化学更有成本优势，也比其他新型储能技术路径更为成熟。第三，光热能有多大的降本空间光热发电的降本路径清晰，降本速度超出预期。最新的招投标数据显示，光热投资已经从2021年以前2200040000 元/KW下降到了最新的1650019000元/KW，下降速度较快。我们认为，随着光伏、光热投资成本快速下降，“光热光伏”发电系统将成为太阳热能资源丰富的西北地区配储的首要选择，2021年以前投运示范项目合计约0.55GW，而 2022年新招标、规划/在建的光热发电项目规模接近 4.5GW（2023-2025 年投运），对应市场规模 742850亿。 -0.3500 -0.3000 -0.2500 -0.2000 -0.1500 -0.1000 -0.0500 0.0000 0.0500 0.1000 中小盘沪深300 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 2 重点关注公司及盈利预测重点公司股票 2022/12/13 EPS PE 投资代码名称股价 2021 2022E 2023E 2021 2022E 2023E 评级 002665.SZ 首航高科* 3.91 -0.09 -43.54 未评级 002534.SZ 西子洁能* 15.29 0.58 0.29 0.72 26.36 52.51 21.23 未评级 600875.SH 东方电气 20.67 0.73 0.96 1.31 28.32 21.53 15.78 买入 002272.SZ 川润股份* 6.68 0.12 56.13 未评级 603583.SH 捷昌驱动 26.37 0.71 1.17 1.63 37.14 22.54 16.18 增持 603507.SH 振江股份* 31.42 1.43 1.49 2.36 21.97 21.14 13.30 未评级 600207.SH 安彩高科* 6.37 0.24 0.26 0.43 26.20 24.77 14.75 未评级资料来源Wind资讯，国海证券研究所（*为未评级公司，盈利预测来自万得一致预测，空白值为缺失万得一致盈利预测） ◼ 重点关注个股（ 1）光热系统集成商首航高科（2）核心设备西子洁能、东方电气，关注蓝科高新。（3）定日镜驱动支架川润股份（液压驱动）、长盛轴承（定日镜转向轴承）、捷昌驱动（电驱动推杆）、振江股份（定日镜支架）。（ 4）超白玻璃关注安彩高科、电伴热系统建议关注久盛电气，电加热器建议关注东方电热，保温材料建议关注鲁阳节能。 ◼ 风险提示1）政策变动风险，配套储能政策不及预期。2）光热发电降本不及预期，上游原材料涨价幅度较大，建设投产进度不及预期。3）钒电池等新型储能降本速度、推广速度更快，路径上取代光热发电。4）光伏装机不及预期，光热发电作为光伏的配套储能受到影响。5）测算存在主观性，仅供参考。6）若贷款利率上行幅度过大，将影响项目收益率，进而影响业主投资积极性。7）重点关注个股业绩不及预期。 aVhVfWlXoXjXjWNBgVmUsMtNpR8OaO7NpNpPnPoMjMoPnPkPqRrN6MqQzRvPmQmOuOpMrO 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 3 内容目录 1、光热发电搭配光伏中有潜力的长时储能赛道 5 1.1、光热发电原理利用熔盐实现太阳辐射能的吸收、存储和转换 5 1.2、四种集热技术路径塔式、槽式、碟式、菲湿尔式 6 1.3、西北地区国内最适合光热发电的区域 8 1.4、 2021年底已投入运行的光热示范项目共计0.54GW . 9 2、 “光伏光热”发电系统的优势和问题 . 10 2.1、为什么业主要配置电源侧储能 . 10 2.2、为什么众多储能路径，西北地区要选择光热熔盐储能 . 12 2.2.1、优势1稳定安全，匹配性更好，促进可再生能源消纳 . 12 2.2.2、优势2爬坡速度快、调峰深度大，调峰能力强 13 2.2.3、优势3合理的配置可以降低“光热光伏”系统成本 . 15 2.2.4、优势4光热发电政策支持力度大 16 2.3、光热发电成本拆解如何降本 . 19 3、国内市场规模测算2023-2025年市场空间742850亿，远期2030年测算装机超过16GW . 21 3.1、 2022年新增规划梳理光热发电4.5GW . 21 3.2、近期市场空间 2023-2025年4.5GW对应投资规模为742850亿 . 23 3.3、远期市场空间2030年光热装机有望达到16.2GW，“十五五”期间市场规模超过1400亿 . 24 4、重点关注个股 . 26 5、风险提示 26 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 4 图表目录图1塔式熔盐光热发电原理示意图 . 5 图2塔式熔盐光热发电系统 6 图3光热发电技术类型 . 6 图4国内光热发电以塔式为主 8 图5海外光热发电槽式占比更高 8 图6中国潜在光热发电选址（2014年数据） . 9 图7可再生能源不同发展阶段的挑战和解决方案 . 11 图8典型频率响应时间轴 . 12 图9英国19962017 年的各类电源装机比例趋势变化 . 12 图10光伏和光热出力对比（相同太阳辐射） 13 图11不同模式下“光伏光热”系统出力与负荷的相关性 . 13 图12上海电气A100型号100MW汽轮机 . 14 图13汽轮机组启动时间对比 14 图14内蒙乌拉特光热电站的升降负荷速度最快可以达到10/min . 14 图15特定太阳倍数下光热发电成本与储热时长的关系 15 图16资本金财务内部收益率 8对应的上网电价/（元/MWh） 16 图17资本金财务内部收益率 6对应的上网电价/（元/MWh） 16 图18塔式太阳能光热电站投资成本结构 19 图19100MW/10h槽式熔盐光热电站投资成本结构 . 19 图20典型的塔式太阳能光热发电站能量传递构成图 . 20 图21光热发电最新规划、签约、在建项目容量按省份划分（单位MW） 23 表1四种技术的比较 . 7 表2截止2021年底在运行光热发电示范项目 10 表3支持光热发展的相关政策梳理 . 17 表4太阳能光热设备购置成本下降路径 20 表5工程角度建议的熔盐塔式技术优化路径 21 表62022年光热发电最新规划、签约、在建项目统计共计超过 4.5GW . 22 表7目前已公布EPC中标情况项目情况 23 表8青海、甘肃、新疆、内蒙四省“十四五”可再生能源总体规划（GW） . 24 表9根据风光大基地规划测算的“十四五”、“十五五”期间不同配置比例下的光热配置容量的敏感性（GW） 25 表10假设“十四五”、“十五五”期间单位投资规模为 170、150亿/GW测算的光热发电投资规模（亿元） 25 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 5 1、光热发电搭配光伏中有潜力的长时储能赛道 1.1、光热发电原理利用熔盐实现太阳辐射能的吸收、存储和转换太阳能光热发电指利用聚光装置，将太阳辐射能转化为热能，然后通过常规的热机将热能转化为电能的技术。光热电站包括太阳能集热、储热、热功转换、发电四个模块，其工作原理是将低密度的太阳辐射能通过集热器聚焦之后转换为高密度太阳辐射能，加热吸热器中的传热工质到一定温度，熔盐在换热装置中加热水工质产生高温高压蒸汽，推动热力发电机组发电。图1塔式熔盐光热发电原理示意图资料来源浙江可胜官网以塔式熔盐光热发电系统为例说明光热发电系统原理定日镜将太阳辐射能转换为熔盐的热能定日镜将太阳光汇聚在吸热器上，冷盐泵将290℃冷盐从冷盐罐输送至塔顶吸热器，冷盐吸热后成为565℃热盐，之后热盐再通过重力作用下塔并存储于热盐罐中。熔盐可以吸收、存储和释放热能吸热器白天工作时，热盐通过热盐泵输送至蒸汽发生系统与水/水蒸汽换热，产生高温高压过热蒸汽用于发电。放热后的冷盐再回到冷盐罐中，完成整个熔盐循环。常规水/水蒸汽循环发生在蒸汽发生系统和动力发电系统之间。为满足夜间吸热系统停机状态下的电负荷需求，白天时吸热器中熔盐的吸热负荷要大于蒸汽发生系统中的放热负荷。这样就会有富余的热盐逐渐在热盐罐中积累，用于夜间循环发电，这便是储热过程。夜间机组发电小时数越多，白天需求的热盐储存量就越大，冷、热盐罐的容积也就越大。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 6 图2塔式熔盐光热发电系统资料来源塔式熔盐太阳能光热发电技术许利华等 1.2、四种集热技术路径塔式、槽式、碟式、菲湿尔式根据太阳能聚光方式分为 4 种槽式、塔式、碟式、线性菲涅尔式。按照聚光方式，太阳能光热发电可以分为点聚焦和线聚焦，点聚焦聚光比较高，包括塔式和碟式，线聚焦聚光比较低，包括槽式和菲涅尔式。目前商业化应用较多的是塔式和槽式两种。图3光热发电技术类型资料来源太阳能光伏光热高效综合利用技术李英峰等证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 7 （a）槽式槽式光热发电是指用抛物线形式的槽式反射镜，将太阳光聚集到位于焦线的吸热管上，将管内的传热工质（水或者导热油）加热到一定温度，然后经过热交换器实现汽轮机发电。当太阳辐射度较高时，可将部分高温导热油通过换热器，将热量存储在熔盐储热罐内。其优点是结构简单，容易实现批量化生产，但是线性聚光的方式聚光比小，导致系统的工作温度有限，合成导热油工作温度 400℃左右，且对于地势平坦有较高要求。（b）塔式如前文介绍，塔式光热发电是通过多台跟踪太阳运动的定日镜将太阳辐射反射至塔顶的吸热器，把太阳能辐射转换为传热工质的热能，通过热力循环转换为电能。相比其他几种集热技术，塔式集热系统对镜场的跟踪聚光性能要求高，且占地面积更大，因此塔式集热系统的建设成本高、运行维护难度大。然而塔式集热系统在规模化应用中（50100MW）经济效益更高，而且系统具有更高的聚光比（600-1000）和集热温度（可达 1000℃），因而太阳能转换效率的提升潜力更大。（c）碟式碟式光热发电是利用抛物面反射镜，将太阳光聚焦在焦点上，焦点处放置太阳能斯特林发电装置发电。碟式光热发电的特点在于具有高效率聚光，直接连接斯特林发电机（一种直接加热封闭环境下的气体，使之实现膨胀-收缩做功过程的发电机）可以获得30以上的太阳辐射能-电效率，非常适合分布式能源系统。但缺点也很明显，单机功率较小、设备维护复杂、价格较高，储能问题无法解决。（d）菲涅尔式菲涅尔式光热发电系统指多个带有单轴的反射镜，先将太阳光线反射到反射镜上方的二次聚光镜上，经过反射后聚焦至吸热管上，将吸热管中的传热介质加热后直接驱动发电机发电。该系统的优势在于反射镜不用跟踪太阳运动，选址更为灵活，缺点在于由于反射镜不跟踪太阳，早晚聚光效率降低。表1四种技术的比较项目塔式槽式碟式菲涅尔式聚焦方式点聚焦线聚焦点聚焦线聚焦对光照资源的要求高高高低跟踪方式双轴跟踪单轴跟踪双轴跟踪单轴跟踪聚光比 300-1000 50-80 1000-3000 25-100 运行温度（℃） 500-1400 350-550 700-900 270-550 传热介质水、蒸汽、熔盐、合成油水、蒸汽、合成油空气水、合成油、熔盐储热介质熔盐熔盐 - 熔盐蓄热条件高温蓄热中温蓄热无中温蓄热动力循环模式朗肯循环、布雷顿循环朗肯循环斯特林循环朗肯循环系统峰值效率 23 21 31 20 系统年平均效率 10-16 10-15 16-18 9-12 适宜规模（MW） 30-400 30-200 0.005-0.5（分布式） 30-150 用地（hm2/MW） 2-2.5 2.5-3 2 2.5-3.5 应用程度已商业化、规模化已商业化、规模化分布式小规模发电，示范工程示范工程资料来源塔式太阳能光热发电站设计关键技术许继刚等证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 8 图4国内光热发电以塔式为主图5海外光热发电槽式占比更高资料来源中国太阳能热发电行业蓝皮书2021杜凤丽等，国海证券研究所资料来源中国太阳能热发电行业蓝皮书2021杜凤丽等，国海证券研究所国内光热发电技术路径以塔式为主。槽式和塔式是目前最主流的两种集热路线，各自存在着优缺点槽式集热技术成熟，成本较低，但是真空吸热管、传热工质工作温度范围较低，系统工作温度低于 400℃，动力循环、储能容量受到限制；塔式集热系统聚光比高于槽式、运行温度高、储热容量大，但是系统建设门槛高、投资成本高。目前海外光热发电项目，槽式因其较低的成本投入在早期项目中占据光热发电绝大部分比例。全球范围内塔式技术占比 20，槽式技术占比 76。但在国内的早期示范项目中塔式占据了主流，塔式具备较高的能量转换效率、更大的规模容量，或是未来的主流选择。我国已有光热发电系统中，塔式技术约占60，槽式技术约占比28，线性菲涅尔技术约占12。 1.3、西北地区国内最适合光热发电的区域我国西北部太阳能资源丰富，最适合光热发电建设。光热发电建设的选址关键因素是太阳能资源，一般光热电站的选址的最低年 DNR（平均太阳法向直射辐照量）在 1800kWh/m2 以上，我国西藏西南部、青海北部、甘肃西北部、内蒙古北部、新疆东部的太阳能直射资源十分丰富（如图 6），基本但东部、东南部地区年 DNR 普遍小于 1000kWh/m2。根据国际可再生能源署的研究结论，年 DNR 值每增加 100kWh/m2，发电成本下降 4.5，因此地址选择时最主要考虑的因素是太阳直接辐射资源情况。 60 28 12 塔式槽式线形菲涅尔式 20 76 4 塔式槽式线形菲涅尔式其他证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 9 图6中国潜在光热发电选址（2014年数据）资料来源Analysis of the Cost and Value of CSP in China,Ella Zhou等中国适宜建设光热发电项目的场址主要位于西北地区，这些地区也是大规模发展光伏发电等新能源发电项目的重要区域。由于西北地区大部分沙漠、高原区域不具备建设抽水蓄能电站、燃气机组等灵活电源的条件，而由于碳减排又难以大规模新增燃煤机组，导致在新能源电力占比持续增加的发展形势下缺少为电力系统提供调峰能力的解决方案，因此有必要在这些地区在电源侧建立配套储能、增加调峰能力。 1.4、 2021 年底已投入运行的光热示范项目共计 0.54GW 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。但 2018 年后，首批示范项目的上网电价补贴政策退坡，2021 年底前并网的示范项目上网电价按照1.15元/度执行，之后的项目执行平价上网，由于施工进度、疫情、降本不及预期等原因，2020 至 2021 年运营方对光热发电的投资进入停滞状态，20个示范项目仅有8个实现并网发电。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 10 表2截止2021年底在运行光热发电示范项目项目名称技术路线容量储热时长（h）初始投资（亿）设计年发电量（亿度）所在地项目现状中广核德令哈槽式熔盐 50MW 9 17 （3.4 万/kw） 1.975 青海德令哈国内第一座大规模的商业化光热示范电站，2021 年上网电量同比提升31.6 首航高科敦煌塔式熔盐 100MW 11 30 （3 万/kw） 3.9 甘肃敦煌 2021年第三季度总发电量7838万kWh，同比同期增长39.7。目前各项性能指标继续提升。中控德令哈塔式熔盐 50MW 7 10.9 （2.18万/kw） 1.46 青海德令哈 2019年4月实现满负荷运行，随后逐步解决了冷盐泵振动、电伴热故障率高、吸热屏堵管、汽轮机组热应力故障。2021年年底4个月累计发电量6099万kWh，达到设计理论发电量。中电建共和塔式熔盐 50MW 6 12.2 （2.44万/kw） 1.57 青海共和 2020年11月实现满负荷运行。项目采用20 平方米的定日镜30016 面，采用超高压、一次再热、直接冷凝气式汽轮机。中能建哈密塔式熔盐 50MW 13 16.4 （3.28万/kw） 1.98 新疆哈密于2021年6月并网发电、9 月全容量发电。聚光场安装48.5 平方米的定日镜14500 面。兰州大成线性菲湿尔/熔盐 50MW 15 16.9 （3.38万/kw） 2.14 甘肃敦煌全球首个投入商业示范运行的、以熔盐为传热和储热介质的线性菲涅尔式光热电站。2020 年 6 月并网发电。在仅投入50集热场的情况下，多个月份发电超过800万kWh，项目发电量还有较大提升空间。乌特拉中旗槽式熔盐 100MW 10 28.8 （2.88万/kw） 3.92 内蒙古乌特拉 2020年12月实现满负荷发电，实现了24 小时持续5 天不断高负荷发电，验证了槽式光热电站连续运行作为基础负荷，低负荷稳定运行以及快速调负荷参与调峰的性能。机组升降负荷速率可以达到 10MW/min （10）。鲁能格尔木多能互补塔式熔盐 50MW 12 19.9 （3.98万/kw） 1.6 青海格尔木总装机容量 700MW，其中光伏 200MW、风电 400MW、光热 50MW、电储 50MW。光热发电承担调峰责任，2021年5 月光热电站完成涉网联合试验。资料来源太阳能光热产业技术创新战略联盟CNSTE，中国太阳能热发电行业蓝皮书2021杜凤丽等，国海证券研究所截至 2021 年底，中国建成的光热发电项目的装机容量共计 538MW（含兆瓦级以上规模的发电系统），其中大部分为国家首批示范项目，均为单体光热电站，仅有鲁能海西州的多能互补（光伏发电光热发电风电储能）项目是采用类似于“光热光伏”发电的模式开发的。 2、 “光伏光热”发电系统的优势和问题 2.1、为什么业主要配置电源侧储能高比例可再生能源并网带来的挑战，源网荷储一体化的必然要求。全球正在积极推进能源系统低碳化、可持续化，能源系统正在进行一场巨大的技术革命，风电和光伏为代表的非水可再生能源是这场能源革命最主力的能源。中证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 11 国提出将在 2030 年实现碳达峰，努力实现 2060 年碳中和，并提出在 2030 年实现风光总容量超过 1200GW 的目标。根据国家能源局印发关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知中提出，2021 年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11左右，后续逐年提高，确保2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20左右。我国已经进入可再生能源中比例渗透阶段，电力系统面临控制、运行、规划等挑战。以风电、光伏为代表的可再生能源发电机组的发电原理、并网方式、特性均与传统的火电、水电等有较大的差别，高比例的风光发电对于电网的稳定运行、调度运行均有深刻的影响。可再生能源发电量渗透率在 10以下时，电力系统固有的灵活性可以消纳一定量的间歇性可再生能源。但进入中比例（10-30）、高比例（30-50）后，电力系统在稳定控制、运行、规划等不同方向都会面临众多挑战。可再生能源出力的随机波动将导致并网线路与并网点周围的电能质量与潮流阻塞问题。电力系统为了保证供需实时平衡，并网地区的调峰调频灵活性资源需求急剧增加，灵活性资源不足带来的问题体现为局部地区的弃风、弃光。图7可再生能源不同发展阶段的挑战和解决方案资料来源高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战卓振宇等可再生能源的波动性体现在时间尺度上的不平衡。由于风电、光伏的发电出力具有随机波动性，变化规律与负荷曲线变化不匹配，甚至和负荷呈现相反的调峰属性。因此负荷的波动需要灵活资源、传统能源调峰、储能等电源处理以保证电网平衡。应对这个挑战的根本方法是提高电力系统的灵活性，使得系统的可调节资源适应净负荷曲线的变化。提高系统灵活性的路径包括电源侧灵活性电源、储能配置、灵活市场机制、提升预测精度、用户侧和需求侧响应挖掘等。其中灵活性电源和储能是两条重要路径。电源侧灵活性电源种类多、技术成熟，多种能源可以协调互补；而储能则可以布局在电源、电网、负荷等系统的每个环节，承担调峰、调频、可再生能源波动的消纳等多项辅助任务，实现电量、电能在不同时间尺度上的转移。高比例新能源系统的转动惯量下降影响电力系统稳定。所谓转动惯量即指的常规发电机组的转子所具备的转动惯性，当出现功率缺口、机组电磁功率变化后，转子原本所具备的机械机组保持功率不变，转子转速下降后释放动能，抵抗电力系统的频率下降、保持短时间电力系统稳定。而光伏电池不具备转动惯量，风机证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 12 转动惯量则较低。因此新能源高比例替代常规机组，将导致电力系统惯量减小，当出现削弱系统抵御故障的能力。海外高比例新能源国家多次发生大规模脱网事故，例如2019年英国伦敦大停电是由于海风耐受力不足、系统惯量不足，在雷击引发线路停运后诱发了分布式能源脱网、风电场脱网、燃气电站停机等一系列故障。对电源、电网侧而言，现阶段电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足，对电网安全提出严峻挑战。而光热发电通过利用太阳辐射能加热熔盐，由熔盐传递热量加热蒸汽，推动汽轮发电机组发电的特性，使得光热发电系统本身具备了类似于火电的转动惯量，可以有效实现调频。光热既是可再生能源电源又是灵活性电源，同时兼具了灵活性和储能的性质，是非常有潜力的储能、调峰调频的技术路线。图8典型频率响应时间轴图9英国19962017 年的各类电源装机比例趋势变化资料来源高比例电力电子电力系统频率响应的惯量体系研究孙华东等资料来源英国“8·9”大停电事故分析及对中国电网的启示孙华东等 2.2、为什么众多储能路径，西北地区要选择光热熔盐储能 2.2.1、优势1稳定安全，匹配性更好，促进可再生能源消纳光热发电系统稳定安全，可以促进区域内可再生能源的消纳。光热系统由于引入了储热环节可以使得运行具备灵活性和可控性，能够解决太阳能的间歇性和不确定性，实现灵活可控运行，提供了一条“用可再生能源消纳可再生能源”的技术路径。光热电站既可以作为清洁能源提升新能源发电比例，又可以扮演类似于火电的稳定器作用。若在光热发电的熔盐储能系统中加入电加热单元，亦可以实现就地将多余的光伏出力进行就地储能消纳。光热发电可以发挥运行灵活性特性，可以实现光热与风电光伏及其他能源打捆的平滑效益，提升区内消纳和打捆外送中的可再生能源消纳水平。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 13 图10光伏和光热出力对比（相同太阳辐射）图11不同模式下“光伏光热”系统出力与负荷的相关性资料来源高比例可再生能源电力系统中光热发电的价值发现康重庆资料来源CSPPLAZA “光热储能光伏”体系的思路是合理选择光伏与光热储能容量的配比。“光伏光热”项目的优势在于依靠光伏发电的低成本，结合光热储能的特性，实现一定调节能力的综合电力生产模式，生产价格不高于项目地火电基准电价的电力。虽然目前光热电站的初期投资、度电成本仍然远高于光伏、风电、火电等，但因其发储一体、爬坡速度快、储能时间长等优势，非常适合在西北风光大基地的源网荷储一体化建设中扮演储能调峰调频的角色。灵活可控的特点使得光热发电并网既具有可再生能源效益又具有灵活性效益。中电工程西北电力设计院和中国电科院的一项研究表明，以出力-负荷相关性为指标，“光伏光热”对电网的友好性大幅度优于不配置储能、配置电化学储能的配置方式。储能安全性是大容量储能的一个重要方面。光热储能带有二元硝酸盐的储热是一种安全性较高的储热方式，熔盐构成成分硝酸钾、硝酸钠闭环运行，年损耗较小，安全环保。目前，国内单机容量最大的首航高科塔式光热电站储电已达1.7GWh，全球光热电站储电累计达到了1000GWh。自 1982年4月美国SOLAR ONE投运至今，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的安全性事故，是一种高安全性的储能方式。 2.2.2、优势2爬坡速度快、调峰深度大，调峰能力强光热发电使用的汽轮机与火电汽轮机组有区别，特点包括快速启停、可频繁启停、低负荷运行能力等。光热发电汽轮机因其能量来源的不稳定性与传统火电用汽轮机有多方面的不同，对设计和工艺制造能力的要求也要远高于传统汽轮机。目前大多数光热电站没能实现全天24小时持续发电，汽轮机一般在每天早晨开始启动运转，到晚间无热源时关停或进行低负荷运转。为此，光热汽轮机需满足每天至少一次的频繁启动要求，并尽可能地缩短每次启动的时间。从经济性角度考虑，启动越快则可以在有限发电小时数内更快速达到额定发电功率，获得更多证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 14 发电量，这是实现电站收益最大化的一个关键影响因素。整体来看，合格的光热发电汽轮机应满足的总体要求是热启动迅速、可靠性高、满足每天至少启动一次的启动频率、满足至少30年的使用寿命。按光热汽轮机一般每天启动一次计算，30年寿命周期内需满足的循环启停次数约11000次。图12上海电气A100型号100MW汽轮机资料来源太阳能光热发电汽轮机与常规汽轮机的区别及应用上海汽轮机厂_刘管仲图13汽轮机组启动时间对比图 14内蒙乌拉特光热电站的升降负荷速度最快可以达到10/min 资料来源太阳能光热发电汽轮机与常规汽轮机的区别及应用上海汽轮机厂_刘管仲，国海证券研究所资料来源中国太阳能热发电行业蓝皮书2021杜凤丽等光热汽轮机爬坡速度比煤电机组快。由于光热电站没有锅炉稳燃环节，机组启停迅速，调节速度快，低负荷运行水平优于常规火电机组。以西北某 50MW 光热电站为例，汽轮机保持低负荷 8MW 稳定运行（16负荷），优于经过灵活改造的煤电2030。根据中国太阳能热发电行业蓝皮书2021梳理，从我国 2018 年并网的 3 座商业化太阳能热发电示范项目的运行结果来看，太阳能热发电机组调峰深度最大可达 80；爬坡速度快，正常升降负荷速率可达每分钟 36 额定功率，最快速率可以达到 10/min 以上，而一般的凝汽式机组每分钟速率仅为12；光热电站冷启动时间为6080min，仅为常规煤电机组的1/4左右。因此，从调峰角度看，光热电站可部分替代化石类常规发电机组，对保障高比例极热态启动热态启动温态启动冷态启动太阳能汽轮机 15 20 30 60 常规机组 45 60 120 240 0 50 100 150 200 250 300 min 证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 15 可再生能源电网的安全稳定运行具有重要价值。总体来看，光热电站在启停速度、爬坡速度、最小出力方面比传统火电机组都有优势。调峰能力较强，可以负荷压到15，达到与燃气机组相近的爬坡速度，这种快速爬坡能力进一步提升了可调度特性。火电一般只能压到 40，经过改造后，受制于汽轮机稳定运行要求也只能压到30左右。 2.2.3、优势3合理的配置可以降低“光热光伏”系统成本从系统容量配置角度，太阳能热发电站的装机容量、储能时长和镜场面积与电站的经济性密切相关。一般来说，为了储存更长时间的能量，就需要增加聚光场的面积，这种情况下一次投资的成本就会增加；然而由于储能时长的增加，电站发电量将提高，度电成本则会下降。针对不同的太阳能资源、气象条件、可用土地面积和电站设计等存在一个最优化的储热值。对于整个电厂的优化计算将镜场的采光面积（太阳倍数集热容量/发电容量）与储热时长（储热时长储热容量/ 发电容量）同时进行优化计算，最终确定最低的成本电价。如图15中所示，相同储热时长的光热电站，在不同的太阳倍数配置下有一条存在 LCOE 最低解的成本曲线；因此在可行性方案时可对比不同储热时长下的 LCOE 最优解，以决定最具备经济性的方案选择。图15特定太阳倍数下光热发电成本与储热时长的关系资料来源高比例可再生能源电力系统中光热发电的价值发现康重庆中广核新能源控股有限公司的研究太阳能光热光伏互补发电经济性分析张亚南（ 2021）显示按照光伏电站4元/W、50MW槽式光热电站投资28元 /W、储热时长7.5h计算，项目周期27年，建设期2年、运营期25年，在不同的初始投资下降比例、IRR 要求下，对应的上网电价在 19110 时可以接近平价上网。目前三北地区大部分光热配比为19，根据该研究，在8、6内部收益率要求下，以 28 亿/100MW 的初始成本计算，上网电价分别为 0.495 元/ 度、0.467元/度。当光热电站初始投资成本下降幅度20，在 8/6内部收益率要求下上网电价分别为0.405元/度、0.383元/度。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 16 图 16资本金财务内部收益率 8对应的上网电价/ （元/MWh）图 17资本金财务内部收益率 6对应的上网电价/ （元/MWh）资料来源太阳能光热光伏互补发电经济性分析张亚南资料来源太阳能光热光伏互补发电经济性分析张亚南光热储能使用寿命长、储能时间长。对比电化学储能，光热发电作为储能配置的优势在于使用寿命和储能时长更长。目前锂离子储能系统循环寿命仅为7000次，按照每天充放2次计算，使用寿命仅为10年左右，与可再生能源发电站的设计使用年限25年具有较大差距。而熔融盐储热目前设计使用年限为25-30年，与光伏、风电运行年限一致，以欧洲第一个大规模商业化熔盐储热应用的光热电站西班牙 Andasol 槽式电站为例，从2009 年投运，已稳定运行 12 年，远超目前投运的锂离子储能系统运行年限。光热储能一般可以支持 6-12 小时，长于目前主流电化学储能时长2-4小时。光热储能和电化学储能应用场景不同，对于小占地面积、小功率短时长、高响应速度的，电化学更优。但是对于大容量级别的，如果考虑到储能时长、同样使用寿命下的更换次数，电化学的初始投资成本也比光热要高。因此在太阳光热资源丰富的三北区域，光热更适合作为光伏电站的大容量、长时长的配套储能。总结来看，在目前主流的储能技术中，西北地区由于地势、水资源、建设成本，无法大规模建设抽水蓄能；锂电池储能则面临安全、回收、锂矿降本困难的问题；新的电化学技术路径钠离子、钒电池等还面临产业化未大规模铺开的问题。而光热电站作为既可以发电又可以储能的成熟技术路径，在光伏、风电快速降本的背景下，光热发电是目前西北风光大基地建设配套储能的优先选择。 2.2.4、优势4光热发电政策支持力度大通过梳理2021年以来国务院、发改委、能源局到地方政府关于光热的支持政策，可以看出几个趋势 1、政策明确了光热发电的定位将光热发电作为电源侧储能配套系统，鼓励发电企业自建储能或调峰能力，因地制宜发展新型储能应用，推动光热发电与光伏、风电的配套发展。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分 17 2、政策主动以提高并网要求、或以储能规模配套绿电指标的模式，激励业主扩大对新型储能投资积极性如关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知中要求超过保障性以外的规模按照功率的15 挂钩比例（时长 4 小时以上）配建调峰能力，20以上配建比例优先并网。地方政府同样根据这个原则，相应推出了要求对风光投资做储能配套建设的要求，光热资源丰富的省份甘肃、青海、宁夏、内蒙、新疆均有对储能容量配套比例、时长的最低要求。 3、光热发电的规划逐步明晰甘肃、青海作为太阳能光热资源最丰富的省份，意图战略上抓住光热发电发展契机，两省份地方政府层面已经对 2025 年光热发电容量做了具体规划，规划合计达到2.2GW。其他主要西北省份暂未明确 20