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熔盐供暖装置,熔盐储能系统
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2022年熔盐储能行业现状及趋势分析 熔盐储能市场未来大有可为

2022-04-25 11:13:53

1、全国供热市场现状

城市供热系统由热源、热网和用户三部分组成。城市供热系统是指利用 煤炭、天然气等能源,通过锅炉等装臵生产蒸汽和热水,再通过供热管 网等设施向热能用户供应生产或生活用热能的供热网络。我国城市供热 热源的型式有热电厂、锅炉房(集中/分散)、工业余热、核能、地热、 太阳能、热泵、家庭用电暖器和小燃煤(油、气)炉等。集中供热系统广 泛应用的热源主要是热电厂和集中锅炉房。

我国供热总量呈上升趋势。根据国家统计局数据,2020 年,我国城市供 热总量为 410058 万吉焦,且呈现持续上升趋势,其中,蒸汽供热量为 65054 万吉焦,热水供热量 345004 万吉焦。

热电联产和锅炉房供热占比超过 90%。以 2020 年为例,我国供热产业 热源方式中,热电联产占比为 61.77%,锅炉房供热占比为 31.05%,两 者合计为 92.82%,且近几年占比呈现下降趋势,表明其他的供热形式 正在快速发展。此外,由于热电联产是一个流程实现电能和热能同时生 产的先进能源利用形式,与热电分产相比具有降低能源消耗、减少大气 污染、提高供热质量、便于综合利用等优点,使能量得到梯级利用,减 少能源损失,能量总利用率可以达到 80%以上(来源:北极星火力发电 网)。国家持续出台政策推动热电联产行业发展,其供热占比不断提升。

2、熔盐储能主要应用领域分析

熔盐储能供热原理:根据应用领域不同,熔盐储能的应用场景可分为: 光热发电、谷电加热和蒸汽加热(该模式适用于火电机组灵活性改造)。 主要原理:①储热:采用智能互补系统将风电、光伏、夜间低谷电等作 为能量源,通过熔盐电加热器加热熔盐,储存热量;②放热:在换热系 统中高温熔盐与水进行换热,释放热量。

主要材料/设备包括:熔盐(是一种低成本、长寿命、传热储热性能好的 高温高热通量和低运行压力的介质,在储热中使用的熔盐通常是硝酸盐 混合物,如光热电站中使用的熔盐就是硝酸钠和硝酸钾的混合物)、熔 盐储罐、熔盐泵、电加热器、蒸汽发生器、过热器、蒸汽水换热器等。

主要工艺流程:①熔盐储热循环:冷盐罐中的低温熔盐通过熔盐泵进入 熔盐电加热器,通过智能互补系统利用风电、光伏、低谷电等在电加热 器中加热熔盐,加热后的高温熔盐进入到热盐罐中进行储存,完成熔盐 储热循环;②熔盐放热循环:高温熔盐通过熔盐泵进入到换热系统中与 给水进行换热,给水被加热成蒸汽,放热后的熔盐进入到冷盐罐中进行 储存,完成熔盐放热循环;③蒸汽/水换热循环:给水被加热后产生的蒸 汽与热用户侧循环水进行换热,蒸汽换热后的凝结水经过处理后可回到 熔盐放热循环中继续循环使用,换热后的循环水供用户使用,经热用户 使用后的循环水回水,再与蒸汽进行换热,完成蒸汽/水换热循环。

应用场景一:光热发电。

光热发电输出稳定,促进新能源消纳。其原理是借助聚光反射器将太阳 光汇聚到太阳能收集装臵,然后利用太阳能循环加热储能介质,并依靠 储能介质的显热与水进行热交换产生蒸汽,从而驱动汽轮机发电。目前 太阳能发电技术较为成熟的是光热发电与光伏发电,由于太阳能具有波 动性和不稳定性,相比而言带有储能装臵的光热发电具有可储热、可调 峰、可连续发电的特点,整体电力输出稳定。同时,熔盐储能系统储存 热量大,储热时间长,可同时与其它清洁能源发电装臵连接,用以稳定 发电输出、促进新能源的消纳,达到光伏、风电与光热高效耦合的发电效果。

光热亦可用于供热需求。前文已介绍,目前最普遍的供热方式为燃煤供 热,但其碳排放量高,且污染环境。光热储能除用于发电外,亦可直接 提供热能,减少了能量的转换损失,并且高容量的熔盐储能可以调节供 热输出,实现夜间无光照的情况下零污染供暖,因此对于昼夜温差大、 太阳能丰富的地区,不仅减少了电力消耗,而且降低了污染排放。

应用场景二:谷电加热。

利用谷电加热,实现低成本全天候供暖。我国用电端存在周期性波动, 通常白天用电量存在高峰期,夜晚用电量较小,电价较为便宜。由于熔 盐储热的能量密度较高,可储存大量能量,因此可在夜间电价位于低谷 段时储存热量,供白天使用供暖,具有较好的经济效益。与燃煤、燃气 相比,熔盐储能技术无污染、零排放,具有清洁性与环保性,可为我国 供暖地区提供可靠的热量来源。

参与电网调峰填谷。除了实现清洁供暖之外,熔盐储能具有可储存电力、 容量较大的特点,可以用来调节电网日负荷。白天用电量通常处于高峰 状态,电网供给存在压力;夜晚用电量较小,电网供给存在富余。利用 熔盐储能可以在电力需求低谷期储存电力,高峰期提供电力,为电力供 给提供弹性。

拉大峰谷电价促进用户侧储能发展。2021 年 7 月 26 日,发改委发布《关 于进一步完善分时电价机制的通知》,其中指出合理确定峰谷电价价差, 上年或当年预计系统峰谷差率超过 40%的地方,峰谷电价价差原则 上不低于 4:1,其他地区原则上不低于 3:1。用户侧储能主要通过峰谷套 利模式获取收益,拉大峰谷价差促用户侧储能发展。

应用三:蒸汽加热(主要是指火电机组灵活性改造)。

中国能源结构中火电占比接近一半。近年来,我国新能源发电装机量及 发电量占比逐步提升(截至 2020 年底,水电+核电+风电+太阳能发电装 机容量占比约为 43%),但煤电占比仍接近 50%。

图:2020 年底全国全口径发电装机容量结构

我国灵活调节电源装机占比低。根据中国电力企业联合会统计,我国发 电装机以煤电为主,抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到 6%,而欧美等国灵活电源比重较高,西班牙、德国、美国占比分别为 34%、18%、49%。我国电力系统急需大比例灵活电源改善电源结构, 缓解系统调峰压力,解决新能源电力消纳问题,在现阶段,对系统中容 量占比大的火电机组进行灵活性改造是改善这一问题的重要手段。

现有的火电机组灵活性改造存在诸多不足。主要受限于锅炉调峰深度有 限、机组经济性和安全性不足的问题,频繁、大幅度地调节会降低火电 机组使用寿命,并导致收益较低。

熔盐储能利用机组锅炉蒸汽,增强火电深度调峰能力。其原理是在火电 机组热力系统中的“锅炉-汽机”之间,嵌入大容量高温熔盐储热系统, 削弱原本刚性联系的“炉机耦合”,深度调峰时,保持锅炉正常运行负 荷,汽机运行在低负荷调峰工况,锅炉侧多余高参数蒸汽热量被储热系 统存储,保证大规模储热和深度调峰运行。大型火电机组用于推动汽轮 机做功的蒸汽温度在 540-560℃,属于高温领域。在高温储热技术中, 二元熔盐(KNO3 和 NaNO3 组成,熔点约为 220 ℃,常压条件下可 在 600 ℃时保持化学稳定性,熔化状态下的流动性和换热性能较好)储 热既能很好匹配这一温度参数,又能实现大规模储热和放热,非常适合 应于火电机组储热。同时,储热技术使火电机组也可直接参与供热,增 加火电利用效率。

政策推动火电机组灵活性改造。2021 年 7 月,发改委提出鼓励煤电灵活 性改造增加调峰资源;2021 年 10 月,发改委、能源局提出鼓励燃煤发 电机组替代供热,对存量煤电机组灵活性改造应改尽改,进一步推动了 火电机组灵活性改造。在国家政策引导下,地方政府积极响应,陆续推 出煤电机组改造相关政策规划。我们认为,在政策驱动下,煤电机组灵 活性改造进程将显著加快,而熔盐储能作为火电灵活性改造的配套方案, 有望迎来发展机遇期。

3、峰谷电价拉大,熔盐储能供热经济性凸显,大有可为

本节前言:在前文分析了国内供热市场和熔盐储能应用场景的基础上, 本节聚焦成本和市场容量,随着发改委《关于进一步完善分时电价机制 的通知》的出台,各地峰谷电价价差将进一步拉大,谷电价格将进一步 下调,进而有望带来熔盐储能供热(谷电加热)方式的成本进一步降低。 基于此,本节深度分析与燃气、燃煤等供热方式相比,熔盐储能供热的 经济性和未来前景。

成本测算:我们将对熔盐储能供热、燃煤供热、燃气供热、电化学储能 供热四种方式进行成本测算(即低压状态下每吨蒸汽对应的成本)和对 比,核心假设条件如下:

1、熔盐储能供热:以某项目(产业链调研得到,该项目蒸汽流量为 75 吨/小时,项目总投资约为 2.3 亿元)为例,核心指标和假设包括:①折 旧期为 20 年;②全天供蒸汽时长 18 小时(即全天一半市场满负荷供蒸 汽,一半时间半负荷供蒸汽),一年按照 365 天计算;③配臵两个人进 行日常维护,月工资按照 0.5 万元计算。测算可得,该项目全生命周期 中,单吨蒸汽成本(一次性投资+人工)为 23.58 元。

2、燃煤和燃气供热:参考《天然气供热的经济性分析_邵雪华》,在集 中供热模式下,天然气和煤供热(供蒸汽)产生每吨蒸汽对应的成本(一 次性投资+人工)为 83.32 元和 122.72 元。

3、燃煤/燃气/熔盐储能/电化学储能供热运营成本:上述 1 和 2 已经分 别测算了燃煤/燃气/熔盐储能供热三种模式下,单吨蒸汽对应的除燃料外 其它成本费用,本部分测算加上燃料成本后对应的运营成本,核心假设 如下:①集中供热转换效率:燃煤/燃气/熔盐储能分别为 90%、84%、 95%;②每单位燃料市场价格:天然气/煤/熔盐储能分别为 2.48 元/ m³ 、 0.76 元/kg、0.28 元/kwh(其中,天然气和煤价取近 5 年的中位值,熔 盐储能所需的谷电价格参考目前广东省现行价格);③集中供热管网 损失以 14%计算(参考《天然气供热的经济性分析_邵雪华》);④单 吨自来水价格5元;⑤单吨低压蒸汽热量约为2.5吉焦耳,约等于730kwh 的用电量。测算可得,燃煤/燃气/熔盐储能/电化学储能供热单吨蒸汽的 运营成本分别为 217.18 元、279.29 元、266.60 元、445.3 元(参考中 泰电新组报告《新型电力系统建设加速,电化学储能赛道爆发》,目前电化学储能度电成本约为 0.61 元/KWh,即 1 吨蒸汽对应成本为 445.3 元)。可以看出,燃煤供热目前仍是成本低的供热模式,其替代模式 中,熔盐储能供热已较燃气供热表现出一定的经济性,电化学储能供热 成本高。

峰谷电价拉大推动熔盐储能供热经济性凸显。

为落实国家发改委相关要求,各地亦纷纷出台相应的分时电价政策。以 浙江省为例,9 月 10 日,浙江省发改委出台《关于进一步完善我省分时 电价政策有关事项的通知》,明确大工业电价用户(不包括国家有专门 规定的电气化铁路牵引用电等)自 2021 年 10 月 15 日起执行新的分时 电价政策,尖峰和高峰电价有所提高,低谷时段电价有所降低(每千瓦 时降低 6.38 分)。

目前,熔盐储能供热的应用场景主要是在工业园区供应蒸汽,在国家持 续推动煤炭减量的背景下,工业领域新上项目或原有项目改造所需的煤 炭供热的指标或将较难得到审批,可替代方式中,主要是利用谷电的熔 盐储能供热和天然气供热两种方式(电化学储能供热成本过高),从图 表 30 可看出,目前广东、广西、江苏、新疆、浙江等地区,熔盐储能供热和天然气供热的成本差已经小于零,即熔盐储能供热模式更具备经 济性。我们认为,这些地区有望率先推动熔盐储能供热模式的大规模商 业化应用。

图:全国各个地区天然气供热与熔盐储能供热成本差

熔盐储能供热市场空间:我们对供蒸汽市场和供热水市场分别分析:

1、供蒸汽市场:以蒸汽方式供热主要用在工业领域(因为蒸汽管道热 量耗散较大,用于居民部门成本较高),目前熔盐储能供热主要应用在 工业部门。在煤炭减量的背景下,工业领域新项目或者原有项目的改造, 燃煤指标或将较难申请,熔盐储能供热模式是可选方案之一。基于此, 我们测算熔盐储能在供蒸汽市场的市场空间:①根据住建部数据,2020 年,全国供蒸汽总量为 75012 万吉焦(城市集中供热+县城集中供热), 供蒸汽能力为 121556 吨/小时;②根据图表 29 测算,熔盐储能蒸汽单 价为 152.34 元/吉焦;③单项目投资参考成本测算部门内容(即:蒸汽 流量为 75 吨/小时的项目,总投资约为 2.3 亿元)。测算可得,蒸汽市 场年需求为 1142 亿元,总投资为 3728 亿元(即:蒸汽市场存量改造的 需求空间)。

2、供热水市场:以热水方式供热主要用在居民部门,工业部门占比较 小,假设占整个热水供热市场的 10%,具体测算思路同上。测算可得, 以熔盐储能方式供热水,市场年需求为 655 亿元,总投资为 3199 亿元 (即:热水市场存量改造的市场空间)。

3、小结:仅考虑工业领域供应蒸汽和热水需求,以熔盐储能方式供热 的存量改造年需求量为 1797 亿元,总投资为 6927 亿元。

  • 来源:中泰证券

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