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
诸能，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、风电建设要求具备口
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 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?
A:100Mw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

0: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?
A:7-8亿的成本包括了安装成，不包括安装的话再6.2-6.4亿左右。
: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四
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