国家电投：光热专家交流纪要 2303

　　光热目前基于大基地有大规模储能（1GW时以上）和长时储能（6小时以上）两个特点，除抽蓄之外的其他储能方式与其没有可比性。能源局目前对所有的新型储能形式都很欢迎，国电投后续还会继续推进光伏光热组合以及火电灵活性改造和供热项目。

　　光热发电主要集中在北部地区，供热南部也可以做，火电改造全国都可以做。

　　国电投选择储能方法时首先考虑区域资源，其次考虑各省政策，最后考虑是否有外送通道需求。

　　在项目申报时，新型储能会比电化学储能更能吸引专家。同时由于政府目前对新型储能的考核标准没有成型，有很多降本方式和空间。在拿指标方面新型储能由于电化学储能。

　　以初装成本计量会更符合行业常识。但仅算集热和发电部分成本，4-6小时储能光热和电化学相当，6小时以上光热会有显著优势，并且使用寿命更长，从全生命周期的角度来看成本更低。

　　光热系统不会去掉镜场。因为没有更合适的能量来源，气电加热技术仍不成熟且与光热储能不匹配。同时过度减少镜场面积会使得度电成本大幅提高，光热系统中很多企业都是镜场生产商，所以不会放弃这一产业。

　　新疆、青海、甘肃、西藏、吉林都很支持光热产业发展。

　　国家光热规划规模很大，但项目推进有难度。预计项目每年十个，每个100MW真正动工问题不大，降本之后可能动工进度会加快。光热方面先走一步的可能是火电灵活性改造。

　　光热会有两部制电价的扶持，降本主要在镜场方面。镜场技术壁垒较高，目前技术做的最好的是可胜，其次首航，其他公司如东方电气、上海电气、西北电力等都不具有独立技术。

　　国家对光热很重视，投资时间也够，问题在于产业竞争重在降本，格局较差，国内目前电站成绩一般。

　　对灵活性改造要求比较高或者有热电解耦需求的会选择灵活性改造加储热，和发电相比比较好赚。

　　能源局目前对所有的新型储能形式都很欢迎，光热目前基于大基地有大规模储能（1GW时以上）和长时储（6小时以上）能两个特点，除抽蓄之外的其他储能方式与其没有可比性。国电投内部对储能需求也很大，主要是二级单位在做，黄河公司青豫直流二期有100MW的项目，河南公司吐鲁番有100MW，吉电股份在吉林有100MW，新疆公司在哈密有100MW（参股），雄安公司在新疆乌鲁木齐的项目昨天签约，300MW光热和2700MW光伏。目前国电投所有的储能形式都在跟进，在共和、大庆有储能实践基地，有电化学储能和飞轮，甘孜也有高海拔实践基地。光热的优势在于高温储热方面，后续还会继续推进光伏光热组合以及火电灵活性改造和供热的项目。中石油中石化等石化企业和新能源综合利用文件也提到供热部分，光热可以给石油开采提供高温蒸汽。

　　发电用途：新疆哈密、阿勒泰，内蒙阿拉善、乌拉特中旗、靠近东北地区，东北吉林、黑龙江、张北，甘肃阿克塞、酒泉、玉门、敦煌、武威，青海海南州（共和）、海西州（格尔木、德令哈），西藏全境，陕西榆林一带。

　　供热用途南部也可以做，火电改造全国都可以做。

　　首先考虑区域，如果资源足够会倾向于新型储能形式；其次考虑各省政策，比如在新疆配1份光热就可以拿到9份光伏，政府目前对于新型储能通常只要求装机和储热时长，在降本方面还有很多优化手段。青海新疆普遍电价比较低，光热友好度较高，可以通过直流外送通道得到特殊的价格，其他省份可能需要看当地政府态度，重点关注清洁能源要求高于水电的省份。光热可以产生更多电，对总电量有所提升，一年可以发近两千小时电，降低省内对火电的需求。最后要考虑是否有外送通道的需求。

　　在项目申报时，新型储能会比电化学储能更能吸引专家。指标只有30%左右给到电化学，但方案里有80%左右都是电化学，只有电化学的方案在申报评审过程中很难有亮点。近几年很多集团拿到项目指标却很难推进，因为在申报过程中过于激进，所以目前都希望以容易拿指标又有降本空间的新形式进行申报，政府目前对新形式的考核也没有成型，有很多工作可以做，提高项目的可行性。目前新能源储能量逐渐加大，电化学储能不是长久之计，政策层面和监管层面也希望有更好的方向出现。虽然不同省份倾向性不同，但在拿指标方面新型储能都优于电化学储能。

　　光热的装机成本和发电量有关，全生命周期会更适合，但新能源行业习惯使用初装成本。目前除了光热以外的其他储能形式完全是一笔税的属性，主要看初装成本，虽然光热还有一些发电量属性，但初装成本高于电化学。但初装成本要从功率和能量关系角度来看，汽轮机按功率，储罐按能量。电化学储能目前还在2-4小时，可以在1.4元/瓦时，光热前端集热的部分提供更多能量，是成本大头，在50%左右，后端发电主要是汽轮机组，成本较为固定，在4000-5000元/千瓦。但就储热方面电化学在1700-1800，光热在300左右，但是光热的发电机更贵，汽轮机组要更长时发电才能摊薄成本。只算储热和发电机组，4-6小时光热和电化学初始投资相当，但相比电化学的10年寿命，光热寿命可以达到25年，6-8小时光热成本有明显优势，因为光热只加了300元的储罐成本，电化学的电池要成倍增加。目前很多省份对于储能市场的要求越来越长，加上镜子和电加热系统经济性会更好。目前全生命周期的计算还是糊涂账，初始投资在申项目的时候差10%左右也不影响。

　　光热能量来源的设备不成熟，电熔盐加热的产品目前在10MW左右，再大的规模就需要串联。镜场是必备的能量来源，虽然有气电加热设备，但都达不到10-20瓦，即使规划了也很难推进，串联会带来更大的风险，效率也没有高很多。目前行业正在攻关，比较激进的业主在申报时会说得比较多，但实操很困难。镜场不会取消，光热目前的多能互补外送通达要做得很大，电加热要做很多才能达到集合意义。运用光热的最大目的在于在发电层面可以达到3000-4000的小时数，完成晚间供电任务，利用气电加热每年能量来源只能达到1000左右，要满足后端需求，前端就要配备3-4倍，是不合理的系统。而镜场可以改变这一缺陷。目前很多厂家虽然补充了镜场，但不以其为主要能量来源，只是热量补充，还是利用电到电对标抽蓄或电化学的效率，再和抽蓄和电化学比成本，就有很大优势。光热方案很多样，可以做很多优化。同时这一行业的主要玩家都是镜场企业，只能压成本但很难去掉。目前镜场面积已经变小，同比是过去的60%，但应该不会再降，会使得后端利用效率过低。

　　甘肃在1:6左右，但资源和电价会差一点，本省有一家光热企业主要做线菲，但和塔式是没法比的，所以发展会慢一点。青海要推清洁能源高地，还产出全国所有光热熔盐，有产业所以支持，虽然没有政策，但青豫直流和共和中电建的项目都是1:9或1:10。西藏阳光好，但因为温度低不好用电化学储能，因为外送直流通道成本过高只能就地消纳，做一些供暖需求和大工业。吉林也规划了很大的光热规模。

　　国家规划规模很大，每年在几百万，但不一定能落地，很多项目没有过投决。包括多能互补，能源央企中拿项目很乐观，但建项目的人会担心项目能不能做下来以及发电能不能达到预期。初始成本高于电化学且没干过心里没底，新技术发展难度还是很大。预测可以适度保守一些。山西或山东出了政策，如果承诺的新能源储能没有达到就会限制上网，这一政策推行全国的话会更好。规划项目在每年十个，每个100MW真正动工问题不大，降本之后可能动工进度会加快。光热方面先走一步的可能是火电灵活性改造。能源局会有促进光热发展的政策，比如专项规划在十四五期间在哪些地方会建设多大规模的光热，选址主要是水规总院和电规总院，但推进仍有难度。专项规划对于投资市场是很大的利好，但项目推进方面可能还要等近两年建设之后。今年上半年应该会推出大的储能政策，不同方式会有不同提法，电化学应该不会再给容量，抽蓄等新形势会给。

　　如果要出应该会一个文件一次性出完，去年流传出来的已经包括压缩空气和光热，有潜力对标抽蓄。电化学应该会从如何让已经配置的部分利用起来入手，去年只用了6%。

　　是方案配置降价不是设备成本降价，基本是减少镜场面积。储热的利用小时数有别于电化学，是汽轮机的满发小时。资源不太好的地方要加镜场。为了过投决公司可能会将需要80万镜场的项目先配40万，之后再慢慢补充。但镜场小到一定程度，度电成本会升的很厉害，可能会从0.8元升到1.5-1.6元，对行业发展不利，是权宜之计。目前的镜场是有太阳倍数的概念，最开始的项目集一个小时够发电机组满发两到三小时，现在的项目基本是集一小时发一小时。目前政府主要考察储热时长和装机量，晚间发电小时数是一个政策漏洞，有的企业会通过减少镜场面积通过投决。

　　有一定壁垒。上海电气、东方电气、西北电力和设计院基本不能独立制造，只能做常规岛。东方电气承担的西北院哈密首批示范项目镜场推进难度很大，镜场采用德国SBP的技术，并网一两年之后才装上镜场。东方电气去年四月份中的阿克塞项目的二次反射塔也是德国SBP的技术，也没有达到预期发电量。首航的项目也没有达到发电量，只有可胜的项目好一些。技术方面可胜也会好一些。东方电气没有独立的镜场技术，优势在于吸热器、换热器和常规岛。之后镜场中标应该也是这几家公司，有一半的项目是首航和可胜。

　　能源局其实很重视，可胜希腊、阿联酋的项目都是总书记签约，还是很重视的。目前国内发电比较好的只有内蒙一个槽式的项目和可胜塔式的一个项目，成绩一般。储能目前重点在于降本，格局较差，是普遍存在的问题，但光热的好处在于周期在三四年，对投资而言时间足够。

　　对灵活性改造要求比较高或者有热电解耦需求的会选择，今年已经有三四个项目在建，规划的可能更多。发电虽然规划多但难赚钱。