中国光热行业市场分析报告.docx
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中国光热行业市场分析报告.docx
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中国光热行业市场分析报告
2017年中国光热行业市场分析报告
图目录
表目录
第一节发展光热产业原因分析
一、资源丰富,可装机量大
光热的基本原理是通过光加热,带动汽轮机发电:
太阳能光热发电(也称聚光太阳能发电ConcentratingSolarPower,简称CSP),是指利用不同类型聚光集热器将太阳能量聚焦集热后通过热力循环持续发电的技术。
发电原理与火力发电系统基本是一致的,都是通过产生高温高压的蒸汽驱动汽轮机运动,从而带动发电机发电。
主要区别是热能的来源,火电是用煤加热蒸汽,而光热是用光加热蒸汽。
中国太阳能光热资源丰富:
太阳光热发电对太阳能资源的基本要求是直射辐射强度(DirectNormalIrradiance,简称DNI)大于等于5KWh/m2-day,我国各省符合发电条件的太阳能光热资源合计总功率高达16151GW。
其中DNI大于7KWh/m2-day的总功率数为1471GW,预计年发电量为5200TWh/yr。
我国光热资源比较丰富地区主要集中在内蒙古、新疆、青海、西藏等地广人稀的地区,适合建设太阳能电站。
其中西藏具有高品质的太阳能光热资源,该地区的DNI大于7KWh/m2-day的总功率数能够达到1100GW。
图1:
光热发电的基本原理
资料来源:
北京欧立信咨询中心
图2:
中国适合光热发展的区域
资料来源:
NREL,北京欧立信咨询中心
表1:
中国光热理论发电可装机数量
资料来源:
NREL北京欧立信咨询中心
二、自带储能,可控、可靠的清洁能源
现行光伏发电能源品质低,电力系统将承担越来越重的储能任务:
光伏发电随太阳光的波动而波动,加装容性、感性的补偿器件可以对光伏发电的出力进行一定的平滑,但并网出力仍然是较大幅度波动。
由于电力目前尚不能规模存储,而电能以光速传播,所以电力系统的发电、用电需要比较精准的瞬时平衡。
如光伏发电系统不安装储能系统,当光伏发电在装机中占比比较低的时候,强壮的电力系统可以承受其扰动,但随着光伏、风电装机等瞬时性负荷的占比越来越高,系统瞬时的压力就会非常高。
光热发电可自带储能系统,可根据需要可控、稳定的发电:
光热发电是镜片集热,再通过换热装置提供蒸汽进而发电。
在光热发电系统中,收集的热量可存储于储热容器中,这就相当于自配了储能系统。
在该储能系统允许的范围内,系统就可以根据需要可控地持续、平稳的发电。
光热系统比光伏系统的发电小时数长,与加装储能的光伏系统相比,发电成本更低:
光伏发电的发电小时数一般在1200-1700小时左右,由于光热发电的总体能量转换效率更高,发电小时数能达到2000个小时左右,加上储能装置系统后系统发电小时有望提高到2500小时以上。
图3:
不同机组的功率因子(=发电小时数/365*24小时)
资料来源:
Fraunhofer北京欧立信咨询中心
表2:
主要的化学电池与熔盐储能的性能比较
资料来源:
IRENA,北京欧立信咨询中心
图4:
带有储能的CSP比带储能的PV投资成本要低
资料来源:
Fraunhofer北京欧立信咨询中心
图5:
带储能系统的CSP平均发电小时数要远高于不带储能的PV
资料来源:
Fraunhofer北京欧立信咨询中心
表3:
光热、光伏、火力发电比较表
资料来源:
IRENA,北京欧立信咨询中心
三、成本有望快速下降
初始投资成本高,导致度电成本过高:
光热的初始投资成本极高,即使在中国也需要29-35元/W,美国则需要5-10美元/W,而火电、水电投资成本相对低。
从LCOE上可以看到,初始投资占到84%以上,运维占到10%左右,所以初始投资成本过高导致了较高的LCOE。
LCOE持续下降:
目前光热LCOE主要区间是1.2-3.5之间,较传统的发电成本高。
未来光热成本下降主要依靠的是规模效应,光资源的有效利用,产业链不断成熟推动制造成本下降以及技术能力提高。
能源局《太阳能利用"十三五"发展规划征求意见稿》,明确指出十三五期间,太阳能热发电建设成本在20元/瓦以下,发电成本接近1元/千瓦时。
美国的Sunshot计划累计投入1.3亿美元刺激研发(R&D),计划到2020年光热发电的度电成本将下降至0.06美元/kwh。
中长期来看光热度电成本能够达到0.09-0.12欧元/度,国内的光热发电成本,也有望降低到0.6-0.8元/度。
图6:
CSP的初始投资成本高于其他投资(单位USD/KW)
资料来源:
IEA北京欧立信咨询中心(CSP光热;PV光伏)
图7:
100MW槽式度电成本构成
资料来源:
NREL北京欧立信咨询中心
图8:
100MW塔式度电成本构成
资料来源:
NREL北京欧立信咨询中心
图9:
CSP、CPV和PV之间的度电成本现状及预测
资料来源:
Fraunhofer北京欧立信咨询中心
图10:
LCOE近年来快速下降
资料来源:
EIA北京欧立信咨询中心
表4:
不同研究机构对成本的分析及预测(USD/KW)
资料来源:
IRENA,Fichtner,IEA,Hinkley,北京欧立信咨询中心
表5:
光热电站度电成本测算模型假设
资料来源:
北京欧立信咨询中心
表6:
LCOE测算详细表格
资料来源:
北京欧立信咨询中心
表7:
光热电站LCOE测算
资料来源:
北京欧立信咨询中心
图11:
光热电站度电成本频数分布图
资料来源:
北京欧立信咨询中心
图中数据按照上表测算而来,其中初始投资成本21-24元/w的测算并没有填入表格,但纳入图中的统计范围
第二节光热产业塔式快速发展
一、技术路线介绍
光热发电技术路线主要是指太阳岛的差别,根据接收器和聚光类型的不同可以划分为槽式、塔式、碟式和菲涅尔式四种。
槽式:
槽式发电系统指的是利用槽式抛物面中的聚光装置,采用线性聚光方式把太阳光聚成一条焦线,并在该焦线上配备管型集热器,用来吸收太阳能,从而加热集热管中的传热工质,再经过换热系统产生高温高压的水蒸汽,驱动蒸汽轮机发电。
塔式:
塔式光热发电系统利用定日镜采用双轴跟踪技术,利用点聚焦方式把太阳光聚在吸热塔的接收器中,聚焦的太阳辐射转变热能,传递到热力循环工质中,通过蒸汽发生器产生高温蒸汽,从而推动汽轮机进行发电。
碟式:
碟式光热发电系统通过抛物面反射镜利用点聚焦方式将太阳光反射到腔式接收器上,产生高温空气再通过热交换器产生蒸汽驱动发电机。
该系统主要由聚光碟、接收器和斯特林发电机组构成。
线性菲涅尔式:
线性菲涅尔式电站采用靠近地面放置的多个几乎是平面的镜面结(带单轴太阳跟踪的线性菲涅尔反射镜),先将阳光反射到上方的二次聚光器上,再由其汇聚到一根长管状的热吸收管,并将其中的水加热产生270℃左右的蒸气直接驱动后端的涡轮发电机。
表8:
四种光热发电技术路线比较
资料来源:
EIA,北京欧立信咨询中心
二、塔式快速发展
扶持政策推动西班牙和美国光热快速发展:
目前光热的度电成本还比较高,需要政府扶持。
2012年之前光热的发展主要集中在西班牙,这是因为西班牙的光照条件佳,政府扶持力度大。
2012年之后美国将光热与光伏同时列入财政税收支持政策,总体上推动了光热的发展。
2014年光热全球累计装机量达到4.3GW。
槽式目前市占率较高,塔式快速上升:
2014年槽式占比高达86%,塔式10%,其他技术路线非常不成熟,规模小,大多数为示范项目。
但是塔式凭借其较高的发电效率、较强的储能力等优势,市场占有率不断攀升。
塔式在建项目达到1.7GW,平均规模达到190MW以上,而槽式目前在建项目仅为760MW,平均规模为95MW。
中长期我们更看好塔式技术路线:
1970年开始,以槽式为主的光热发电开始快速发展,目前槽式技术已经基本完善,下降空间并不是很大。
但由于塔式工作温度更高以及塔式刚刚步入商业化项目,下降空间更大。
图12:
全球累计装机量(单位MW)
资料来源:
INERA北京欧立信咨询中心
图13:
槽式目前是主流地位(2014)
资料来源:
PROTERMO北京欧立信咨询中心
图14:
在建塔式和槽式的平均规模及平均储能小时对比
资料来源:
INERA北京欧立信咨询中心
图15:
历年槽式塔式的建设规模
资料来源:
INERA北京欧立信咨询中心
表9:
全球在建塔式及槽式项目
资料来源:
EIA北京欧立信咨询中心
1.塔式系统效率更高
配置储热设备,提高发电小时数,能快速降低成本:
发电小时数很大程度上由储能设备的容量决定,配有6至7.5小时储能设备的塔式光热电站年发电小时数能够达到3500小时,配有12至15小时储能设备的塔式电站年发电小时数能够达到5600小时。
根据模型,发电小时数每提高500小时,度电成本能够下降0.2元/kwh左右。
温度决定了配置储能的成本:
储热系统的成本不高,每千瓦时成本约500-1000元。
但更高的温度,意味着能够在单位体积内储存更多的热量,从而可以降低储能罐的成本。
塔式的高温决定了其能够更低的成本配置储能:
目前业内通过为槽式和塔式配备储能,来提高发电小时数降低成本。
目前来槽式和塔式均能配备6.5小时的储能系统,但继续提高,则塔式的成本优势将逐步明显。
原因是塔式的温度一般在550摄氏度,槽式一般在390度。
槽式温度低是短期难以改变的,中长期更看好塔式:
目前槽式采用单轴线性的聚焦方式,使得太阳能转变热能的效率较低;槽式拥有较长的导热管,热量传输过程中,热损耗较多,而且槽式的传热和储热介质不同,需要进行换热处理,使得进入储热罐的温度仅为390℃左右。
较低的温度差使得储存的热能有限,不能很好提高电站的发电小时数,中长期我们更加看好塔式。
表10:
模型的基本假设
资料来源:
北京欧立信咨询中心
图16:
发电小时数与度电成本(单位:
元/kwh)
资料来源:
北京欧立信咨询中心
表11:
发电小时数与储能之间的关系
资料来源:
IREN(2011)A北京欧立信咨询中心
图17:
塔式的温度一定比槽式高
资料来源:
公开资料北京欧立信咨询中心
2.塔式开始商业化
塔式从示范项目走向商业化:
统计各年的塔式项目可以发现,2012年塔式项目才从1MW的示范项目向100MW的商业化项目迈进,配套产业尚不完善,在这个过程中有较大的成本下降空间。
有明显的技术进步空间:
塔式目前还有较为明显技术进步空间,比如优化镜片的大小和结构、提高储热的问题、降低成本空间。
成本下降的主要空间在光岛:
对塔式而言,LCOE中大约有84%的占比来自初始投资成本,而初始投资成本中技术最不成熟的就是光岛,未来大约有35-40%的下降空间来自光岛。
这个发展的过程中也是最具有变数的环节,具有较高的投资价值。
图18:
2013年开始塔式进入商业化阶段,目前在建项目的规模和平均大小塔式均大于槽式
资料来源:
EIANREL北京欧立信咨询中心
图19:
槽式电站投资成本拆分
资料来源:
Pitz-Paaletal.,2005北京欧立信咨询中心
图20:
塔式电站投资成本拆分
资料来源:
Pitz-Paaletal.,2005北京欧立信咨询中心
表12:
太阳能光热通过研发改进成本下降的主要方式
资料来源:
SandiaNationalLaboratories北京欧立信咨询中心
表13:
塔式通过研发改进成本下降的主要环节及其空间
资料来源:
SandiaNationalLaboratories北京欧立信咨询中心
第三节光热产业发展趋势
一、示范项目即将落地,标杆电价有望出台
1GW的示范项目开始申请,度电标准有望随后确定:
截至2014年底,全国已建成实现示范性太阳能热发电站(系统)6座,装机规模1.38万千瓦,约20个试验项目(140万千瓦)处于前期阶段。
2015年11月,全国范围内开展了太阳能热发电示范项目申报和评审工作,启动了约1GW的光热发电示范项目建设,但上报项目合计超过8GW,行业预计示范项目有望较快发布。
同时,2016年有望出台示范项目临时电价机制,也有望随后出;光热发电标杆电价,将为下阶段大规模商业化推广奠定坚实基础。
在1.3元/kWh标杆电价与当前造价水平下,光热发电项目有望获得正的全部投资内部收益率:
中控太阳能公司德令哈50兆瓦塔式太阳能热发电站一期工程电价已获国家发改委核准,首个批复上网电价为1.2元/千瓦时。
据测算,在不考虑外部贷款的情况下,如上网电价为1.2元,电站的全部投资内部收益率有望达到7.7%左右。
考虑到政府会给予光热电站税收上的优惠以及电站初始投资成本能够有效下降,光热电站运营能够实现不错的收益率。
表14:
IRR测算的基本假设
资料来源:
北京欧立信咨询中心
二、产业元年,千亿市场酝酿发酵
2020年规划10GW,千亿市场酝酿中:
2015年12月15日国家能源局下发了《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》,正式提出到2020年底,要实现太阳能热发电总装机容量达到1000万千瓦,太阳能热利用集热面积保有量达到8亿平方米的目标。
成本方面,意见稿指出到2020年底,太阳能热发电建设成本要达到20元/瓦以下,发电成本接近1元/kWh。
按当前每瓦30元的造价水平,10GW对应的总市场容量近3000亿元,考虑到较长的建设周期,1GW示范项目或主要在2017之后交付。
塔式占比有望快速提升:
过去行业已建成的项目大部分为槽式,槽式技术相比较为成熟一些;但塔式由于其效率更高等优势,在国内外项目中开始获得越来越多的应用。
预计本次示范项目中,槽式和塔式可能保持各站45%的比例,其他类型占10%左右。
而十三五10GW规划的后续项目中,市场可能更多选择成本下降空间更大的塔式路线。
图21:
我国光热电站装机容量预测(单位:
MW)
资料来源:
北京欧立信咨询中心
图22:
我国规划和在建的光热电站类型分布
资料来源:
CSPPLAZA北京欧立信咨询中心
表15:
初始投资成本与市场容量预测
资料来源:
行业公开信息,北京欧立信咨询中心
三、动力系统、吸热器和换热系统具有弹性
光热系统大体可以分为光岛、热力发电岛和储热岛,系统复杂,设备的专业化程度较高,国内有EPC实际案例或产品供应经验的企业不多。
吸热器(Receiver)、动力系统(Driver)以及换热系统(HeatExchangers)占比高、壁垒也比较高,具有较大的弹性:
光岛、热力发电岛、储热岛分别占初始投资成本的61%,15%和17%,其中动力设备(Driver)在总投资中占比20%,吸热设备(Receiver)占9%,换热设备(HeatExchangers)约占比10%。
该三部分系统的技术壁垒较高,竞争格局可能比较稳定。
表16:
槽式和塔式涉及的主要设备
资料来源:
CSPPLAZA,北京欧立信咨询中心
图23:
50MW塔式成本分析图
资料来源:
中控太阳能北京欧立信咨询中心
图24:
定日镜成本分析图
资料来源:
中控太阳能北京欧立信咨询中心
表17:
光热电站主要环节及代表公司
资料来源:
中国光热发电产业政策研究,北京欧立信咨询中心
吸热器(Receiver)是提高温度的核心设备:
无论塔式还是槽式吸热器主要的作用在于确保导热介质的温度足够高。
槽式的吸热设备主要是真空管,德国肖特和西门子是主导,但国内的吸热膜已经成熟,真空管技术已经基本实现成熟。
塔式吸热设备难度较槽式复杂,国内的柱式熔融盐吸热器成熟度较低,只有少数几家企业能够生产,杭锅股份占有率最高。
图25:
槽式吸热系统结构示意图
资料来源:
行业公开资料,北京欧立信咨询中心
图26:
塔式吸热系统结构示意图
资料来源:
行业公开资料,北京欧立信咨询中心
图27:
460MW塔式吸热系统成本
资料来源:
北京欧立信咨询中心
图28:
910MW塔式吸热系统成本
资料来源:
北京欧立信咨询中心
动力系统在装备中占比较高:
光岛成本下降很大程度需要动力系统成本下降,该系统在总装备中占比接近20%。
动力系统主要形式是齿轮传动、液压传动或者二者相结合。
槽式一般采用液压驱动,国内刚刚起步,而塔式是齿轮驱动,可靠性要求高,高精度的驱动装置国内基本上很难生产。
动力系统控制精度要求高,尤其是塔式,同时由于大部分光热电站处于沙漠或者高原,其环境恶劣,对动力系统要求高。
换热器是储能系统的核心配件:
在不改变汽轮机类型的情况下,换热系统的附加值比较高,提升空间也比较大,比如实际应用的超临界朗肯循环系统均在400MW及以上,而现在塔式光热电站的装机容量都相对偏小,该系统需要进行相应的改进才能较好的运用在塔式电站中。
当然也有可能汽轮机被更换成斯特林发电机,从而将系统效率快速从16%提高至30%。
但目前主要是应用在碟式,且国内基本没有团队能够将其商业化。
图29:
配置30平方米小型定日镜的光岛成本
资料来源:
SandiaNationalLaboratories北京欧立信咨询中心
图30:
配置148平方米大型定日镜的光岛成本
资料来源:
SandiaNationalLaboratories北京欧立信咨询中心
图31:
换热器系统位置
资料来源:
CSPPLAZA北京欧立信咨询中心
图32:
100MWe塔式汽轮机(SteamGenerator)成本构成
资料来源:
北京欧立信咨询中心
图33:
400MWe塔式汽轮机(SteamGenerator)成本构成
资料来源:
北京欧立信咨询中心
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