光伏最佳拍档?机构最新研报显示:光热熔盐储能比锂电池储能更具经济性
发布者:admin | 来源:西部证券 | 0评论 | 1224查看 | 2022-10-21 15:37:02    

10月20日,西部证券发布名为《光热储能经济性提升,“十四五”装机加速》的最新研究报告。


预计2023/2024年将分别有1110/1585MW光热项目建成投运


报告指出,据不完全统计,至截至2022年年10月月15日,我国正处于前期准备/可研/备案阶段的光热项目合计装机规模达到2300MW,招投标项目规模1005MW,在建项目规模2695MW,在建规模为已投运规模589MW的的4.6倍,光热发展大大提速。


新增的在建项目基本为风光热储多能互补项目,总装机规模更大,涉及的资金规模、企业范围更广,在国家政策鼓励、多方合力推动下,落地可能性大大提高。在建项目中,根据目前的项目进度及平均建设周期进行估计,预计2023/2024年将分别有1110/1585MW光热项目建成投运。


image.png表:国内光热装机规模预测(单位:万千瓦)


报告预测,受到光照资源、地理条件等因素的限制,我国适合发展光热的地区主要为内蒙古、新疆、青海、甘肃四省,以这四省到2030年的新增新能源装机规模来测算光热未来的发展空间,计算得到2030年国内新增光热装机规模将达到13GW。


“光伏+光热储能”经济性优于“光伏+锂电池”


报告显示,单独光热的度电成本目前在0.55元/度左右,自有资金IRR达高达17%~21%。按照首批示范项目披露的建造成本和设计年发电量,以6%的折现率计算了光热的度电成本,50MW的项目大约为0.58元/度,100MW的项目大约为0.52元/度;由于首批示范项目能够享受1.15元/度的补贴电价,若能够按照设计年发电量运行,项目的自有资金IRR高达17%~21%。


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表:单独光热项目的度电成本测算


而光热与光伏、风电配建,缩小镜场投资可提高投资回报率。


风光热一体化项目中,光热凭借其储热系统起到调峰作用,同时可以将弃风弃光的能量通过电加热储存起来;光热通过与光伏、风电配建,可以缩小镜场投资,从而提高项目整体的经济性。


1)调峰作用:在电力系统中光伏发电出力较高时,光热发电机组可将太阳能资源以热能的形式储存在储罐中,机组降低出力运行,为光伏发电让出发电空间;晚高峰时段,光热通过储热系统发电,满足电网晚高峰负荷需求;电网夜间进入低谷负荷期间,光热发电机组可以停机,给风电让出发电空间。


在多能互补项目中,光热与风电、光伏配合,即白天由光伏作为发电主力,光热主要在晚高峰期间发电,发电量有所减少,因此其聚光镜场可以适当缩小,减少项目投资额。过往单独的100MW光热电站需要接近30亿元投资额,而目前多能互补中的100MW光热电站通过缩小镜场,仅需要要16~20亿元左右的投资额。


2)通过电加热储存弃风、弃光的能量:风光热(储)相互调节的大基地项目中的储热,首先是用光热发电的镜场聚热实现储能和发电,其次是用光伏、风电在弃风弃光时段所产生的电力加热熔盐储热,该环节是用弃掉的电力储热。如果电网无弃风弃光,所产生的电力将直接并网销售。电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算,假定建设100万千瓦~500万千瓦不同规模的太阳能热发电机组,可减少弃风弃光电量10.2%~37.6%。


与目前应用最为普遍的电化学储能对比来看,光热储能的成本低于电化学储能。以新疆为例,新建的新能源项目需要配置装机规模25%*4h的电化学储能,或配置装机规模1/9的光热储能,若新建900MW的光伏项目,则需要225MW/900MWh的锂电池储能系统或100MW/900MWh的光热系统。


1)初始投资来看,光热高于锂电池:按当前锂电池储能系统1800元/千瓦时的成本计算,则需要16.2亿元的储能系统投资。而建设一个100MW*9小时储能的光热发电项目,投资预估为16~20亿元。


2)项目整体度电成本来看,光热低于锂电池:第一,考虑到锂电池充放次数的限制,在电站25年的生命周期内大约需要更换1~2次电芯,更换成本大约为900元/kWh;


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表:光热储能与锂电池储能度电成本对比


而光热电站的生命周期一般可达25~30年,后期基本无需进行设备、材料的更换,只需要少量的运营维护成本;第二,光热集发电与储能于一身,其发电能够带来一部分收入。


在上网电价0.262元/度(不考虑调峰电价),折现率6%,自有资金比例20%,贷款利率4.9%,还款周期15年的假设下,计算得到“900MW光伏+100MW*9h光热”的项目整为体度电成本为0.2861元/度,“900MW光伏+225MW*4h锂电池”的项目整体度电成本为为0.2967元/度,光热储能比锂电池储能更具有经济性。


注:如需获取该研报,可添加微信号cspswd索取。

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