龙血树789
首航高科-光热储能项目会议纪要
【会议主题】光热发电光热储能技术的优势及市场空间
【特邀嘉宾】首航高科光热项目总工程师 齐总
【核心逻辑】光热技术处于世界领先且平价上网带动光热项目需求。
1) 光热项目运营成本低,规模庞大。一方面,光热项目储电成本低,约为每瓦时 9 毛
钱(全生命周期测算),且可以通过储热方式服务多种工业项目,进一步降低成本;
另一方面光热项目安全性高,相较于化学储能,可以建设更大规模的储能项目。
2) 公司光热技术处于领先地位。光热项目核心在于集热技术,公司和可胜技术在国内
集热技术领域形成双寡头格局,在光热项目投标中具备领先地位。与此同时,公司
有过 100MW 大型电站建设经验,公司技术具备领先性。
3) 光伏、风电以及火电改造要求配套建设光热设施。光伏、风电建设要求具备可调节
性,调峰、调频要求火电进行灵活改造,可调节性要求及灵活改造需求为光热行业
带来新需求。
【首航高科公司介绍】
首航高科原名首航节能,致力于光热发电项目,是行业内为数不多坚持下来的企业。
【技术方面】光热发电是唯一可以 24 小时连续发电的技术,既是一种发电技术,又是
一种储能技术,目前已经形成了光热储能技术。西部省份的招标显示光伏、风电等方
式正在往平价上网的方向发展。光伏、风电发电想要实现平价上网,需要光热技术进行
配合。没有光热技术配合的情况下,不能形成稳定的平价上网,利用小时数无法达到极
致,每年弃风、弃光达到 400 个小时。光热价格虽然比较高,但这 400 个小时若利用起
来,其收益将大于光热项目建设成本。若将弃掉部分的价格设为 0,通过光热项目储 3
度电,可以发出 1 度电,1 度电假设以 3 毛的价格售出,平均来说弃掉部分的价格由 0
转为 1 毛钱售出,成本大大降低。
【市场需求】目前 5 大 4 小发电集团包括国投、中电投、国电、鲁能等各个业主方都在
投资光伏和光热发电综合体项目,一般是 900MW 光伏配套 100MW 光热,或者配套 200MW
光热,有的项目是风电配光热,这些项目都需要光热进行配合。
【技术优势】光热既可用于储能的,又可用于发电。相比电化学来说,无论是锂电、钠
电或其他电,过 3-5 年就需要更换电池,而且电池还存在衰减问题。光热是一种稳定的
蒸汽发电,前端是集热技术。
【竞争情况】集热技术全市场只有两家公司较好,分别是首航高科和可胜技术。定标时,
首航高科和可胜技术一般各一半。首航高科成功运营过 100MW 的电站,可胜技术运营规
模最大为 50MW,但是技术都较好。今年新疆 13 个项目在 10 月底会全部完成招标,明年
的项目会更多。
【熔盐储能】根据报道,光热发电中通常以熔盐作为储电介质,熔盐储能的储电成本较
高,因为熔盐介质较贵,若把熔盐储能和光伏储能平均,相当于造价 16 元的材料一份
和造价 1 元的材料 9 份,造价就迅速降到 2.5 元。同时,熔盐储能除了配合光伏和风电
以外,还用于火电的灵活改造。熔盐通常是硝酸钾和硝酸钠 60%和 40%配比而成。
【成本比较】通常储能比较需要考虑持续时长。光伏发电配套 10 个小时光热储能,建
造成本大概 26 亿,除了储能还能发电,生命周期大概 25 年。按照 25 年生命周期,配
套 1GW 储能,锂离子电池储能成本大概需要 44 个亿,钒电池大概需要 38 亿。总成本相
较于钠离子电池、钒电池、锂离子电池要低,光热储能各种化学储能的电池价格更低,
比火电灵活改造要高一点。
【火电灵活改造】火电灵活改造实际是添加了熔盐系统,白天吸收热量,晚上热量释放
进行水蒸气加热,驱动汽轮机发电。核心技术在于储热系统,包括冷盐罐、热盐罐,只
发生纯粹的物理反应,盐不会消耗。核心技术涉及首航高科、可胜技术、西子节能等公
司,具体包括南科高新储热罐、首航高科空冷设备、申菱环境热泵、东方电气汽轮机、
江苏神通阀门、大元泵业放热泵、东方电热加热器、鲁阳节能隔热材料、濮耐股份耐热
砖等产品。
【
Q&A】
Q目前熔盐储能技术情况如何?
A由于俄乌战争,氯化钾价格上涨,带动硝酸钾的价格也上涨。目前 1 瓦时热量储能成本
大概是 3 毛,1 瓦时电量储能成本大概是 9 毛钱;1 瓦时电能的锂电池成本大概是 1.8 元-2
元。但是储热在工业界中有很大的应用第一,通过将非上网电量转化为热量直接给其他项
目做热源;第二,将非上网电量转化为蒸汽量,作为蒸汽供给;第三,通过熔盐存储热能,
然后通过热量释放发电。
Q目前各种储能方式的往返效率大概是多少?
A在我国北方、西部的往返电池储能往返效率大概是 85,压缩空气储能往返效率在 60%-70%,
抽水蓄能大概在 73%-74%。光热储能的利用率要根据利用方式来讨论,若直接通过热量使用,
则利用率为 100%;若由电转换成热能,再由热能转换成电能,产能利用率为 45%左右,后面
这种方式被称为卡诺电池,公司目前卡诺电池的效率能达到 50%-60%。
Q熔盐储能价格大概 1 瓦时 7-8 毛钱,化学储能大概 2 块钱,成本组成结构如何?
A化学储能现在一个 PCS 目前可能包括集装箱、电缆等价格,初投资成本大约为 2 块钱一
瓦时,大概是 7 年到 8 年需要更换一次,目前更换成本为 1 瓦时 9 毛钱左右。熔盐储能价格
主要在于熔盐罐、熔盐泵成本。
Q目前 100MW 投资为 16 个亿,是否意味着熔盐储能目前成本较高?
A100MW 只是功率,并不是它的容量,容量单位为 MWh。在电池造价中分为两部分,一部分
是容量价格,另一部分是强度价格。电池成本一般以容量价格来算,变电站成本一般以强度
价格来算。若将敦煌 2 期熔盐储能释放后让汽轮机满发 11 个小时能量,比如 100MW 的汽轮
机的满负荷工作 11 小时,也就是 1.1GWh, 转化成热量的话,2.5GWh 的容量。一个集装箱的
化学储能容量是 2MWh,相当于 500 个集装箱的储能。
Q核算的 100MW 工作 11 个小时的储能容量,有算发电的收益吗?
A没有。
Q光热电站发电效率如何?
A目前单晶光伏的效率已经达到较高的水平,约 20%,实际运行在 17%-18%左右,光热效率
根据镜场规模有所变动,中、大镜场在 11%左右,小镜场大概在 14%-15%左右。光伏发电还
有光到电的电池成本,而光热但原料来源为太阳,相当于没有原料成本,整体成本主要来源
于初投资。现在 100 兆瓦发电站投资规模在 26-28 亿左右,现在成本降低,大约为 14-16
亿。
Q项目 16 个亿的投资工程价值分布状况如何?
A镜场和集热器占总投资的一半左右,基本来说为 7 个亿到 8 个亿,全场设计大概为 1500
万-1600 万,
EPC 安装费用占 20%-25%,剩下部分就是融资成本。总体来说设备费用占 60%-70%
左右。
Q这一部分设备的毛利率和净利率能做到大概多少?
A这部分不太清楚,我主要负责技术部分。
Q项目中涉及的核心技术横向对比如何?
A定日镜和集热器部分,公司是世界上最大的镜场制造商;熔岩罐部分,公司负责涉及而
不负责建造,核心技术由公司提供,并负责找安装公司安装。
Q项目设备占比 60%-70%,16 亿项目的设备投入是否在 10 亿左右,其中 7-8 亿由公司
来做,是这样的情况吗?
A7-8 亿的成本包括了安装成,不包括安装的话再 6.2-6.4 亿左右。
Q业主方资质达标的公司大概有多少?
A可能就 2-3 家公司,主要是公司和可胜技术,第 3 家公司一般难以和我们两家相比。
Q一些公开的招标中,最后中标不显示公司名字,这是什么原因?
A部分业主要求电力甲级 EPC 资质,只有电力和电建的几大院能满足。公司作为设备供应
商和核心技术提供方没有这些资质,公司无法作为职责牵头人,但实际上公司和西北院是牵
头人。国内电力相对垄断,为了维护利益,对后起技术人员有所阻拦。
Q是否可以认为目前光热项目是否只有公司和可胜技术完成?
A可以。
Q为什么其他能源建设型企业无法参与到光热项目中来?
A一方面是该行业属于资金密集型行业,另一方面技术门槛高,全世界掌握核心技术的公
司不超过 5 家,技术上相对垄断。
Q技术门槛为光学和传热,是否可以理解为体现在镜场和集热器上?
A是的。
Q光伏具备技术迭代属性,光热是否也有这种属性?
A光伏技术迭代在于材料本身的突破,材料突破可以带动光伏技术快速变化。光热相对技
术更迭较慢,是因为技术太过复杂,一部分技术提升之后,需要考虑其他部分的技术匹配性
和整体效率性,进而导致整体技术成长效率较慢。
Q若后期再次承接大型项目,资金将会如何安排?
A这部分不太清楚,但承接大型项目除了自身的核心设备,其他东西都是以倒买倒卖的形
式完成,实际上大部分资金还是会安排在设备这一块。
Q国际层面光热发展情况?
A在国际上,中国光热在技术先进上已经走在全世界第一、第二的位置。全世界目前 4 台
百万塔式电站,其中两台由公司所建。第一台已经停掉了;第二台的加热管、蒸发器等存在
技术问题,产能还在爬坡;第三台是公司所建,目前运行情况较好;第四台已经建成,目前
在调式阶段。目前为止,全球范围内的光热并不是热点,在中国属于新能源热点。西班牙目
前在重启光热,南非正在开启红石项目,还有波多尔纳和南欧一些项目在录取启动
Q现在各地发改委是否指导过光热需要和光伏配套建设?
A新能源调控压力较大,对电网冲击较大,新能源电力上网必须安装可调节措施。目前来
说主要是电池化学储能、抽水储能和光热。目前通过配套光热实现光伏的可调节性,由于光
热构建价格较高,常见的为 900MW 光伏配套 100MW 光热,这种运行状态推进了光热的大规模
应用。
Q光热在火电发电上的应用如何?
A光热主要应用于火电的深度调峰,对火电进行调峰和调频。
Q公司涉及的价值 100-110 亿、净利润 15 亿左右的宿州总包合同是全部承接吗?
A是的。三峡等央企资金使用成本很低,公司将会和央企建立合资公司,在 EPC 运作后转
让给他们。拿到绿点指标,很好找合作方。
Q意思是公司既是总包业主方,又是 EPC 承包涉及方和施工方是吗?
A是的
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首航高科-光热储能项目会议纪要
首航高科-光热储能项目会议纪要
【会议主题】光热发电光热储能技术的优势及市场空间
【特邀嘉宾】首航高科光热项目总工程师 齐总
【核心逻辑】光热技术处于世界领先且平价上网带动光热项目需求。
1) 光热项目运营成本低,规模庞大。一方面,光热项目储电成本低,约为每瓦时 9 毛
钱(全生命周期测算),且可以通过储热方式服务多种工业项目,进一步降低成本;
另一方面光热项目安全性高,相较于化学储能,可以建设更大规模的储能项目。
2) 公司光热技术处于领先地位。光热项目核心在于集热技术,公司和可胜技术在国内
集热技术领域形成双寡头格局,在光热项目投标中具备领先地位。与此同时,公司
有过 100MW 大型电站建设经验,公司技术具备领先性。
3) 光伏、风电以及火电改造要求配套建设光热设施。光伏、风电建设要求具备可调节
性,调峰、调频要求火电进行灵活改造,可调节性要求及灵活改造需求为光热行业
带来新需求。
【首航高科公司介绍】
首航高科原名首航节能,致力于光热发电项目,是行业内为数不多坚持下来的企业。
【技术方面】光热发电是唯一可以 24 小时连续发电的技术,既是一种发电技术,又是
一种储能技术,目前已经形成了光热储能技术。西部省份的招标显示光伏、风电等方
式正在往平价上网的方向发展。光伏、风电发电想要实现平价上网,需要光热技术进行
配合。没有光热技术配合的情况下,不能形成稳定的平价上网,利用小时数无法达到极
致,每年弃风、弃光达到 400 个小时。光热价格虽然比较高,但这 400 个小时若利用起
来,其收益将大于光热项目建设成本。若将弃掉部分的价格设为 0,通过光热项目储 3
度电,可以发出 1 度电,1 度电假设以 3 毛的价格售出,平均来说弃掉部分的价格由 0
转为 1 毛钱售出,成本大大降低。
【市场需求】目前 5 大 4 小发电集团包括国投、中电投、国电、鲁能等各个业主方都在
投资光伏和光热发电综合体项目,一般是 900MW 光伏配套 100MW 光热,或者配套 200MW
光热,有的项目是风电配光热,这些项目都需要光热进行配合。
【技术优势】光热既可用于储能的,又可用于发电。相比电化学来说,无论是锂电、钠
电或其他电,过 3-5 年就需要更换电池,而且电池还存在衰减问题。光热是一种稳定的
蒸汽发电,前端是集热技术。
【竞争情况】集热技术全市场只有两家公司较好,分别是首航高科和可胜技术。定标时,
首航高科和可胜技术一般各一半。首航高科成功运营过 100MW 的电站,可胜技术运营规
模最大为 50MW,但是技术都较好。今年新疆 13 个项目在 10 月底会全部完成招标,明年
的项目会更多。
【熔盐储能】根据报道,光热发电中通常以熔盐作为储电介质,熔盐储能的储电成本较
高,因为熔盐介质较贵,若把熔盐储能和光伏储能平均,相当于造价 16 元的材料一份
和造价 1 元的材料 9 份,造价就迅速降到 2.5 元。同时,熔盐储能除了配合光伏和风电
以外,还用于火电的灵活改造。熔盐通常是硝酸钾和硝酸钠 60%和 40%配比而成。
【成本比较】通常储能比较需要考虑持续时长。光伏发电配套 10 个小时光热储能,建
造成本大概 26 亿,除了储能还能发电,生命周期大概 25 年。按照 25 年生命周期,配
套 1GW 储能,锂离子电池储能成本大概需要 44 个亿,钒电池大概需要 38 亿。总成本相
较于钠离子电池、钒电池、锂离子电池要低,光热储能各种化学储能的电池价格更低,
比火电灵活改造要高一点。
【火电灵活改造】火电灵活改造实际是添加了熔盐系统,白天吸收热量,晚上热量释放
进行水蒸气加热,驱动汽轮机发电。核心技术在于储热系统,包括冷盐罐、热盐罐,只
发生纯粹的物理反应,盐不会消耗。核心技术涉及首航高科、可胜技术、西子节能等公
司,具体包括南科高新储热罐、首航高科空冷设备、申菱环境热泵、东方电气汽轮机、
江苏神通阀门、大元泵业放热泵、东方电热加热器、鲁阳节能隔热材料、濮耐股份耐热
砖等产品。
【
Q&A】
Q目前熔盐储能技术情况如何?
A由于俄乌战争,氯化钾价格上涨,带动硝酸钾的价格也上涨。目前 1 瓦时热量储能成本
大概是 3 毛,1 瓦时电量储能成本大概是 9 毛钱;1 瓦时电能的锂电池成本大概是 1.8 元-2
元。但是储热在工业界中有很大的应用第一,通过将非上网电量转化为热量直接给其他项
目做热源;第二,将非上网电量转化为蒸汽量,作为蒸汽供给;第三,通过熔盐存储热能,
然后通过热量释放发电。
Q目前各种储能方式的往返效率大概是多少?
A在我国北方、西部的往返电池储能往返效率大概是 85,压缩空气储能往返效率在 60%-70%,
抽水蓄能大概在 73%-74%。光热储能的利用率要根据利用方式来讨论,若直接通过热量使用,
则利用率为 100%;若由电转换成热能,再由热能转换成电能,产能利用率为 45%左右,后面
这种方式被称为卡诺电池,公司目前卡诺电池的效率能达到 50%-60%。
Q熔盐储能价格大概 1 瓦时 7-8 毛钱,化学储能大概 2 块钱,成本组成结构如何?
A化学储能现在一个 PCS 目前可能包括集装箱、电缆等价格,初投资成本大约为 2 块钱一
瓦时,大概是 7 年到 8 年需要更换一次,目前更换成本为 1 瓦时 9 毛钱左右。熔盐储能价格
主要在于熔盐罐、熔盐泵成本。
Q目前 100MW 投资为 16 个亿,是否意味着熔盐储能目前成本较高?
A100MW 只是功率,并不是它的容量,容量单位为 MWh。在电池造价中分为两部分,一部分
是容量价格,另一部分是强度价格。电池成本一般以容量价格来算,变电站成本一般以强度
价格来算。若将敦煌 2 期熔盐储能释放后让汽轮机满发 11 个小时能量,比如 100MW 的汽轮
机的满负荷工作 11 小时,也就是 1.1GWh, 转化成热量的话,2.5GWh 的容量。一个集装箱的
化学储能容量是 2MWh,相当于 500 个集装箱的储能。
Q核算的 100MW 工作 11 个小时的储能容量,有算发电的收益吗?
A没有。
Q光热电站发电效率如何?
A目前单晶光伏的效率已经达到较高的水平,约 20%,实际运行在 17%-18%左右,光热效率
根据镜场规模有所变动,中、大镜场在 11%左右,小镜场大概在 14%-15%左右。光伏发电还
有光到电的电池成本,而光热但原料来源为太阳,相当于没有原料成本,整体成本主要来源
于初投资。现在 100 兆瓦发电站投资规模在 26-28 亿左右,现在成本降低,大约为 14-16
亿。
Q项目 16 个亿的投资工程价值分布状况如何?
A镜场和集热器占总投资的一半左右,基本来说为 7 个亿到 8 个亿,全场设计大概为 1500
万-1600 万,
EPC 安装费用占 20%-25%,剩下部分就是融资成本。总体来说设备费用占 60%-70%
左右。
Q这一部分设备的毛利率和净利率能做到大概多少?
A这部分不太清楚,我主要负责技术部分。
Q项目中涉及的核心技术横向对比如何?
A定日镜和集热器部分,公司是世界上最大的镜场制造商;熔岩罐部分,公司负责涉及而
不负责建造,核心技术由公司提供,并负责找安装公司安装。
Q项目设备占比 60%-70%,16 亿项目的设备投入是否在 10 亿左右,其中 7-8 亿由公司
来做,是这样的情况吗?
A7-8 亿的成本包括了安装成,不包括安装的话再 6.2-6.4 亿左右。
Q业主方资质达标的公司大概有多少?
A可能就 2-3 家公司,主要是公司和可胜技术,第 3 家公司一般难以和我们两家相比。
Q一些公开的招标中,最后中标不显示公司名字,这是什么原因?
A部分业主要求电力甲级 EPC 资质,只有电力和电建的几大院能满足。公司作为设备供应
商和核心技术提供方没有这些资质,公司无法作为职责牵头人,但实际上公司和西北院是牵
头人。国内电力相对垄断,为了维护利益,对后起技术人员有所阻拦。
Q是否可以认为目前光热项目是否只有公司和可胜技术完成?
A可以。
Q为什么其他能源建设型企业无法参与到光热项目中来?
A一方面是该行业属于资金密集型行业,另一方面技术门槛高,全世界掌握核心技术的公
司不超过 5 家,技术上相对垄断。
Q技术门槛为光学和传热,是否可以理解为体现在镜场和集热器上?
A是的。
Q光伏具备技术迭代属性,光热是否也有这种属性?
A光伏技术迭代在于材料本身的突破,材料突破可以带动光伏技术快速变化。光热相对技
术更迭较慢,是因为技术太过复杂,一部分技术提升之后,需要考虑其他部分的技术匹配性
和整体效率性,进而导致整体技术成长效率较慢。
Q若后期再次承接大型项目,资金将会如何安排?
A这部分不太清楚,但承接大型项目除了自身的核心设备,其他东西都是以倒买倒卖的形
式完成,实际上大部分资金还是会安排在设备这一块。
Q国际层面光热发展情况?
A在国际上,中国光热在技术先进上已经走在全世界第一、第二的位置。全世界目前 4 台
百万塔式电站,其中两台由公司所建。第一台已经停掉了;第二台的加热管、蒸发器等存在
技术问题,产能还在爬坡;第三台是公司所建,目前运行情况较好;第四台已经建成,目前
在调式阶段。目前为止,全球范围内的光热并不是热点,在中国属于新能源热点。西班牙目
前在重启光热,南非正在开启红石项目,还有波多尔纳和南欧一些项目在录取启动
Q现在各地发改委是否指导过光热需要和光伏配套建设?
A新能源调控压力较大,对电网冲击较大,新能源电力上网必须安装可调节措施。目前来
说主要是电池化学储能、抽水储能和光热。目前通过配套光热实现光伏的可调节性,由于光
热构建价格较高,常见的为 900MW 光伏配套 100MW 光热,这种运行状态推进了光热的大规模
应用。
Q光热在火电发电上的应用如何?
A光热主要应用于火电的深度调峰,对火电进行调峰和调频。
Q公司涉及的价值 100-110 亿、净利润 15 亿左右的宿州总包合同是全部承接吗?
A是的。三峡等央企资金使用成本很低,公司将会和央企建立合资公司,在 EPC 运作后转
让给他们。拿到绿点指标,很好找合作方。
Q意思是公司既是总包业主方,又是 EPC 承包涉及方和施工方是吗?
A是的
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