光热发电成本、市场规模、产业链分析

近日，国家能源局印发《关于推动光热规模化发展有关事项的通知》，提出要促进光热发电规模化发展，充分发挥光热发电在新能源占比逐步提高的新型电力系统中的作用，助力实现碳达峰碳中和目标。

今天分享的报告回答了三个问题:

第一，为什么电源侧要配储？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，怎么算账？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,光热成本拆分？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25000- 30000元/KW下降到了最新的16500- 19000元/KW，下降速度较快。

报告认为，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年以前示范项目合计约0.55GW,而2022年新招标项目规划/在建的光热发电规模接近4.5GW,对应市场规模742- -850亿。光热发电的潜力还没有完全被市场认知，光热发电已经进入规模爆发前夜。

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。

熔盐储能在火电灵活改造、工业蒸汽生产中具备很大潜力。熔盐储能作为单独的储能单元模块，可以很好匹配火电灵活改造、工业蒸汽生产需求。通过在火电机组中加入大容量熔盐储能模块，可以实现热电解耦，能耗效率接近抽水蓄能，帮助火电机组增加向下调峰范围到20%，可以获取更多电力辅助收益、蒸汽产出收益。熔盐储能模块可以利用其消纳谷电储能的能力，将电能转换为热能，产出蒸汽热水或者绿电，实现北方煤改电、工业园区绿色化改造。