建筑建材行业“新基建”系列之五：光热储能：光热玻璃与陶瓷纤维的增量市场

； 光热储能电站的原理：以热能为核心 光热储能的路径为：光能->热能->机械能->电能；其原理是通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置以加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电。除发电所用热源不同，其后端技术路径与火力发电并无较大差异；光热电站产生交流电，亦可直接实现并网。此外，光热储能电站可直接为工商业企业提供工业蒸汽、供暖等。 光热储能电站作为清洁能源，可以扮演火电在电网中稳定器的角色 目前，光热储能电站度电成本仍然远高于光伏、风电等新能源，主要由于其成本隐含发电及储能两个部分；但正因其储发一体的优势，可在西北风光大基地中扮演调峰调频等作用：电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算，若建设1GW~5GW不同规模的光热储能电站，可减少弃风弃光电量10%~38%。西北地区地理条件因限制，抽水蓄能、压缩空气储能较难应用；电化学储能由于其容量、充放电次数、工况环境等诸多限制因素亦难以大规模推广；光热储能或是最优解。 光热储能电站产业链梳理 光热储能电站主要可分为聚光、吸热、储换热、发电四大系统。其中，聚光系统包含超白玻璃、反射镜/定日镜、支架、跟踪装置；吸热系统包含吸热管、管道连接、导热油、熔融盐、吸热钢管；储换热系统包含熔融盐、熔盐储罐、熔盐泵、熔盐阀、化盐设备、电伴热/加热器、换热器、保温材料等。从已有项目梳理，聚光、吸热、储热子系统为光热电站的核心，三者合计成本占比超70%。随着光热储能的规模增大及储能时间延长，定日镜（聚光）/熔融盐（储热）的用量会相应增加。 光热储能电站将为超白玻璃、保温材料带来增量市场 虽然光热储能电站投资成本已有较为明显下降（2010年~2020年，全球光热投资成本下降68%），但整体造价依旧偏高。统计我国已有8个示范项目，每MW投资强度约为0.3亿元；随着规模化推广，理想情景下光热储能仍有18.4%~27.6%的成本下降空间。西北风光大基地对光热储能配套需求的增长，目前在建的光热储能电站项目达19个，对应装机容量2695MW，折投资金额808.5亿元（暂不考虑成本下降情况）。据测算，每GW投资将拉动光热玻璃需求约12.5亿元；拉动保温材料（陶瓷纤维等）需求约为8亿元。其中，光热玻璃目前主要的供应商主要为艾旭杰（大连），未来安彩高科有望实现国产替代；保温材料主要供应商有鲁阳节能，目前已布局相关光热保温产品。 投资建议：在新能源装机大幅增长的背景下，光热储能电站迎来快速发展；其应用场景不仅限于电力场景，亦可为工商业提供工业蒸汽、供暖等。随着风光大基地的持续推进，以及双碳约束下北方采暖路径的变化，光热储能市场有较大扩容潜力。 光热玻璃、保温材料市场有望迎来扩容。建议关注：安彩高科（光热玻璃有望率先实现国产替代、其光伏压延产能加速扩张、成本环节具备自供管道天然气等优势），鲁阳节能（陶瓷纤维龙头，其产品已广泛应用于国内外光热储能场景；外资股东发起要约收购，与外资股东后续市场及产品协同值得期待）。 风险分析：国内光热发电项目招投标推进不及预期，其他储能方式挤占市场风险，技术迭代风险，新能源发电投资不及预期风险。 1、光热储能原理：以热能为核心 1.1、光伏&光热：同根生的两兄弟 光伏发电和光热发电是太阳能发电最主要的两种形式。光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应，将光能直接转变为电能的技术；而光热发电则是通过利用大规模的集热镜和传统的蒸汽发电机热力循环做功，将光能先转化为热能，再转化为机械能，并最终产生电能的技术。 图1：光伏发电 图2：塔式光热发电 光伏发电：光伏效应，光能直接转化为直流电。光伏发电系统的核心为光伏组件，其由多个单晶/多晶硅成分的光伏电池片串联构成。当太阳光照射在高纯硅上，使电子跃迁，形成电位差，光能直接转变为电能，产生直流电，并在逆变器、升压系统的作用下转变成高压交流电，最终实现用电、并网功能。 光热发电：经过“光能-热能-机械能-电能”这一转化过程，产生交流电。光热发电通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质，传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电。除发电所用热源不同，其后端技术路径与火力发电并无较大差异，且产生电流为交流电，可直接实现并网。 相较于光伏，我国光热发展相对滞后。2021年，我国光伏发电累计装机容量达306.4GW，同比+21%；光热发电累计装机容量仅538MW，同比持平。无论从装机总量还是装机增速来看，光伏发电均远高于光热发电，其主要原因是光热度电成本远高于光伏，在市场化的条件下不具备竞争优势。 图3：2012-2021年中国光伏累计装机量及同比增速 图4：2012-2021年中国光热发电累计装机量及同比增速 表1：光伏、光热发电对比一览 1.2、光热储能电站的四大系统组成 光热发电大致可分为四个部分：集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统。 集热（聚光）系统：集热系统是光热系统的核心，其主要由聚光装置、接收器、跟踪机构等部件构成。而其中，聚光装置又为集热系统的核心组件，其在中央控制系统操控下，可追踪太阳位置，收集并向接收器反射最大量的阳光。聚光装置中的聚光镜、定日镜的反射率、焦点偏差等均能影响发电效率，对设计、生产、安装技术要求较高，过去被海外厂家垄断，而目前国产聚光镜效率可以达94%，与进口产品差距较小，具备国产替代潜力。 吸热系统：吸热系统的功能为收集集热装置产生的热能，并利用导热介质将热能传送给蓄热系统。 储换热系统：蓄热装置通常由绝热材料包覆的蓄热器及价格低廉、比热容高的储热介质构成，其主要作用是白天将光热能储存，夜间通过热交换系统将热能释放，并通过发电机最终转化为电能，实现光伏电站的夜间发电及调峰调频。 发电系统：光热发电系统与火力发电系统技术具有一致性，市场成熟度较高，二者均通过高质量过热蒸气推动汽轮机做功，从而将机械能转化为电能。 图5：光热储能电站原理图 图6：光热储能电站主要结构展示 1.3、光热系统：槽式现为主流，塔式前景广阔 按照光能聚集的方式，光热发电系统可分为塔式光热发电、槽式光热发电、碟式光热发电和线性菲涅尔式光热发电四类。 表2：光热发电系统分类及其原理 塔式太阳能热发电系统：塔式系统是利用众多定日镜，将太阳热辐射反射到置于高塔顶部的集热器上，加热传热流体（主要为熔融盐），高温传热流体通过蒸汽发生系统产生过热蒸汽推动汽轮发电机组发电。 槽式太阳能热发电系统：槽式系统将多个槽型抛物面聚光集热器串并联排列，连续加热位于焦线位置的导热流体（主要为导热油），进而产生过热蒸汽驱动发电机组发电。 碟式太阳能热发电系统：碟式系统利用驱动装置自动跟踪太阳，并用碟形聚光器将太阳光聚集到焦点处的吸热器上，最后通过斯特林循环或者布雷顿循环实现发电。由于其单体较小，常用于空间太阳能站。 线性菲涅耳式太阳能热发电系统：菲涅尔系统使用多个跟踪太阳运动的条形平面镜代替抛面镜，将太阳辐射聚集到吸热管上，加热传热流体（通常为水/蒸汽），并通过热力循环进行发电。 表3：各类光热发电系统对比一览 我国新签光热储能项目中，塔式光热占比相对较高。槽式技术成熟较早，专利多为欧美垄断，目前历史装机量较大。截至2022年年初，全球光热电站项目中，槽式项目达82个，塔式项目仅31个。截至2021年，我国已建成光热项目中，塔式及槽式的占比分别为60%及28%。 图7：2021年全球各类光热电站分布 图8：2021年中国已建成光热项目分类占比 1.4、我国光热储能电站发展历程 中国光热发电“两沉两浮”。1）蹒跚起步。中国光热发电初次尝试发生在十多年前的内蒙古鄂尔多斯，彼时政府拟筹划在当地建设一个50MW级光热示范电站，并于2006年召开的中德科技论坛上升级为中德合作项目，但受制于技术水平和发电成本等因素，项目逐渐被搁置。2）焰火重燃。2016年，国家能源局发布《国家能源局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，重燃市场对光热发电的热情，后续中控青海德令哈项目10MW塔式、首航敦煌10MW塔式等一系列项目拉动光热发展进入快车道。3）再陷低谷。随着18年底示范电价退坡机制的启动，19-20年光热项目建设再次陷入停滞。4）峰回路转。21年开始，随着国家“双碳”战略的逐步深入，光热储能具备比较优势，行业关注度逐渐回升，有望迎再次发展。 图9：中国光热行业发展历程图 表4：我国已投运光热发电项目一览 2、光热储能电站将进入发展快车道 2.1、政策鼓励，光热储能绽放 2021年，在经历了近两年的市场沉寂期后，中国光热发电行业迎来了承上启下的新元年。随着新能源装机规模不断扩张，光热发电“储发一体”优势凸显，与光伏、风电协同互补，在清洁供电的同时保证电网的高效稳定。而国家21年以来也不断推出涵盖光热发电在内的一系列指导性意见，助力光热发电与风电、光伏的融合发展、联合运行，以及储热型太阳能热发电的发展。 表5：2021年以来我国光热发电相关政策 2.2、光热储能电站成本已有显著下降 技术成熟+国产替代＝光热度电成本不断下降。近年来可再生能源发电成本不断下降，部分已低于传统化石能源发电成本，据国际可再生能源机构(IRENA)报告显示：2010-2020年，全球光伏电站发电平均成本降幅最大，达85%；光热发电系统其次，约为68%。在技术路径不断成熟、供应链不断完善以及核心器材国产替代的综合逻辑下，我国光热发电有望摆脱过去经济性不强的局面，叠加“风光储大基地”战略，度电成本在未来几年将持续快速下降。 图10：2010-2020年全球各类新能源发电成本变化情况 根据国际经验，技术进步对光热储能电站成本降低的贡献率约42%，规模化的贡献率约37%，批量生产的贡献率约21%。根据可胜技术的数据，在理想情况下，由于规模化发展带来的电站总投资整体下降幅度可达18.4%~27.6%。 表6：光热发电设备购置部分成本下降途径 2.3、光热储能电站：稳定发电为其核心优势 新能源发电痛点在于波动较大，对电网负荷造成冲击 在火力发电主导的传统电力系统中，电能的供应曲线相对稳定，但用电曲线在年内、日内存在多次峰谷波动。此前通过“了解需求侧、控制发电侧”的基本策略，预判用电高峰，预设发电出力计划，可较好解决电能供需错配问题。近年，随着可再生能源发电装机比例的提升给发电侧增添了诸多不可控、不稳定因素。风电、光伏发电受制于自然条件因素，常具有波动性、随机性、反调峰性等特点，而其“极热无风、晚峰无光”等弊病早已是“老生常谈”。据国家电网测算，2035年前，我国风电、光伏装机规模将分别达7亿、6.5亿千瓦，而所带来的日最大波动率预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电网调节能力。我国电网迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。 图11：新能源发电与居民用电存在季节性偏差 图12：新能源发电与居民用电存在日偏差 储能系统具备平滑波动、削峰填谷能力，是新能源发电的重要稳定器 储能技术是应对以风、光为主的新能源系统波动性、间歇性的有效技术。成熟的储能技术在发电侧可平滑风光电系统的波动，从而提高并网风电、光电系统的电能质量和稳定性，改善新能源发电波动性等短板；在电网侧、用户侧，储能技术可很好地解决电能供需错配问题，从而减少电网短时承压过高或峰时用电不足带来的安全性、稳定性问题，并有效消纳可再生能源，避免“弃风弃光”现象。 我国电网负载高峰多见于晚间时段和夏季，而晚间光伏发电无法工作，夏季风力发电功率较低，新能源发电与电网负载形 成日内、季节间错峰。 图13：储能系统的“削峰填谷”作用 图14：储能设备降低火电装机容量原理图（以孤岛电站为例） 储能系统还可降低调峰调频能耗，并作为备用电力保障用电安全。传统火电调峰调频中，煤电机组为满