1.1、光热发电可以分为塔式、槽式、线性菲涅尔氏与碟式光热发电系统
太阳能光热发电是通过反射镜将太阳光汇聚到太阳能收集装置，利用太阳能加 热收集装置内的传热介质，再加热水形成蒸汽带动或者直接带动发电机发电。与光 伏发电的“光能→电能”不同，光热发电原理为“光能→热能→机械能→电能”。 根据集热方式的不同，光热发电系统可以分为塔式光热发电、槽式光热发电、线性菲涅尔氏光热发电与碟式光热发电。
（1）塔式光热发电：塔式太阳能光热发电系统以集热塔为吸热器的承载基础， 通过集热塔周围的定日镜将太阳光反射至集热塔顶的吸热器上，对传热介质进行加热。之后，高温传热介质通过蒸汽发生系统产生高温高压的蒸汽推动汽轮发电机组发电。
（2）槽式光热发电：槽式太阳能光热发电系统利用槽式抛物面聚光镜将太阳光聚焦到位于焦线处的集热管上，将集热管内保持流动的传热介质加热，之后高温传 热介质通过蒸汽发生系统产生高温高压的蒸汽推动汽轮发电机组发电。
（3）线性菲涅尔氏光热发电：线性菲涅耳式太阳能光热发电系统是通过跟踪太阳运动的条形反射镜将太阳辐射聚集到吸热管上，加热传热流体，并通过热力循环进行发电的系统。
（4）碟式光热发电：碟式太阳能光热发电系统是利用碟式聚光器将太阳光聚集到焦点处的吸热器上，通过斯特林循环或者布雷顿循环发电的太阳能热发电系统。 系统主要由聚光器、吸热器、斯特林或布雷顿热机和发电机等组成。
1.2、光热发电兼具发电与储能功能，熔盐储能已经成为主流选择
从装置构成来看，塔式、槽氏与线性菲涅尔氏光热发电系统均包括四个部分，分别为集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统，而碟式光热发电系统则不具有蓄热功能。其中，对于前三类储热型光热发电技术而言，光热发电系统不仅可以发电，而且具备储能的功能。以塔式光热发电系统为例：（1）当白天日光充足时，通过定日镜将太阳光反射至集热塔顶的吸热器上，对传热储热介质（如熔盐）进行加热。之后，利用其中一部分加热之后的传热储热介 质，通过蒸汽发生系统产生高温高压的蒸汽推动汽轮发电机组发电。（2）夜晚来临以后，可以利用剩余的白天已经被加热的传热储热介质（如熔盐）， 继续通过蒸汽发生系统产生高温高压的蒸汽推动汽轮发电机组发电。
通过光热发电及储能功能运行的原理，可以发现传热储热介质的选择十分重要。 目前主要的传热储热介质包括水／水蒸汽、混凝土、导热油以及熔盐等，其中熔盐 具有工作温度高、传热性能好、安全性强、使用寿命长等一系列的优点，已经成为 传热储热介质的主流选择。在熔盐的选择方面，根据酸根离子的不同，常见的熔盐种类包括硝酸盐、氟化 盐、氯化盐、碳酸盐、硫酸盐和混合熔盐等。其中，硝酸盐具有熔点低、比热容大、 热稳定性高、腐蚀性相对较低等优点，目前被广泛使用。 与此同时，从成分构成来看，常见的熔盐品种有二元盐（40%KNO3+60%NaNO3）、 三元盐（53%KNO3+7%NaNO3+40%NaNO3）和低熔点熔盐产品等，目前二元熔盐的 应用最为普遍与成熟。
相较于海外，国内光热发电产业起步相对较晚，装机规模也相对较小。根据 CSPPLAZA 数据，截至 2021 年底，国内光热发电装机规模约为 590MW，约占全球 光热发电装机总量 6.69GW 的 9%。
国内光热发电产业大规模建设起源于 2016 年，当年 9 月国家能源局印发了《国 家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，共 20 个项目入选国内首批光热 发电示范项目名单，总装机合计 1.35 GW。后因融资、技术、企业经营决策等各方 面问题，截至目前，20 个首批光热发电示范项目中实现并网或试运行并网的项目仅 有 8 个，合计装机规模 500MW。此外，鲁能海西州塔式 50MW 光热发电项目作为 鲁能海西州多能互补项目之一，也于 2019 年 9 月正式并网。 从地区分布来看，国内现已并网或试运行并网的 9 个光热发电项目均集中于西 北地区，其中甘肃、青海、内蒙古与新疆分别占比 37%、36%、18%、9%。 按照技术类型来看，塔式光热发电已经成为主流选择，装机占比达到 64%，此 外槽式与线性菲涅尔氏光热发电装机占比分别达到 27%、9%。
1.3.2、“光伏/风电—光热”一体化趋势逐步增强，熔盐储能有望集中放量
近年来，伴随国内光伏/风电装机规模的快速增长，可再生能源发电量迅速提升。 然而，受自然条件的影响，风光发电具有较强的波动性与间歇性，大规模并网会对 电网的安全稳定性带来显著的负面影响。在此背景下，大力发展相应的配套储能技 术有助于解决风光发电的不稳定性问题，从而实现风光发电的充分有效利用、避免 “弃光弃电”现象。
2021 年以来，新疆、内蒙古、宁夏等地纷纷出台了一系列的政策，对于新建光伏与风电项目配套的储能规模提出了相应的要求。根据北极星储能网统计，截至 2022 年 8 月，国内已有近 30 个地区明确颁布了相应的规定，且要求配套储能规模占光伏 /风电装机规模的比例大多不低于 10%。
国内现有储能类型以抽水储能为主。在储能类型方面，按照工作原理的不同， 现有的储能技术可以分成四类，分别为：机械储能、电化学储能、电磁储能与储热 储能。其中，细分来看，目前主流的储能方式依旧为抽水储能。根据国际能源网数 据，截至 2021 年底国内抽水储能装机占比达到 86.5%，此外电化学储能与蓄冷蓄热 储能分别占比 11.8%、1.3%。 然而目前国内风光发电主要集中于西北地区，但受制于自然条件，抽水储能在 西北地区适用性较弱。在此背景下，伴随西北地区光伏、风电装机的快速增长，电 化学储能与蓄冷蓄热储能（如熔盐储能）渗透率有望进一步提升
与此同时，相较于电化学储能，光热发电配套的熔盐储能系统具有诸多优势：（1）调峰能力更强：光热发电配套的储能系统的储热时长大多在 8 小时左右， 并且在参与调峰时可以以较低的负荷运行，有助于进一步增强调峰能力。（2）适合大规模应用：当前在建的光热发电项目装机规模多为 100MW。（3）使用寿命长：熔盐储能使用寿命基本与光热电站同步，一般在 25-30 年。（4）经济效益更优：配套熔盐储能系统的光热发电既可以起到发电功能，又具 备储能功能，综合经济效益更优。（5）安全环保：运行稳定性好、无爆炸或火灾危险、泄漏蒸汽无毒、不会产生二次污染。
中央及各地方政府纷纷出台一系列政策，支持与引导光热发电项目。2021 年以 来，各地纷纷出台一系列相关政策，支持与引导光热发电项目。以新疆为例，2022 年 3 月，新疆发改委发布《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0 版）》， 提出对建设 4 小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4 倍的风电光伏发电项目，同时鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。
光热发电项目密集启动，熔盐储能有望充分受益。根据 CSPPLAZA 光热发电网 报道，2021 年 11 月国内第一批装机约 100GW 的大型风电光伏基地项目已经有序开 工，其中包括在青海等地合计配置 1.01GW 光热发电装机的 10 个风光热互补新能源 项目。此后 2022 年 7 月，新疆 2022 年第二批市场化并网新能源项目清单公布，其中 13 个储热型光热发电项目被列入需电网消纳项目，合计光热装机高达 1.35GW。根据我们的统计，伴随“光伏/风电—光热”一体化项目的陆续启动，目前国内在建 /拟建的光热发电项目累计装机规模已经达到3.01GW。未来随着上述项目的陆续落地，熔盐储能需求有望集中释放。
2.1、火电机组灵活性改造：政策支持引导下有望迎来发展新机遇
火电机组灵活性改造的主要内容包括深度调峰、快速启停、爬坡能力等，对于火电机组而言，重点主要体现在提高机组的深度调峰能力。从改造方案来看，主要 分为锅炉系统改造方案与汽机侧“热电解耦”改造方案两大类，其中熔盐储热调峰方案作为汽机侧“热电解耦”改造方案的一种，具有调峰幅度深、调峰时间长、负荷调节快、启停速度快等一系列优点。
熔盐储热调峰方案的原理为在火电机组发电过程中，通过熔盐吸热/放热功能实 现蒸汽的收集与利用。相较于普通的火力发电机组，熔盐储热调峰方案增加了储热系统，主要由储热功率模块、储热能量模块和放热功率模块组成。具体工作原理为（1）当机组需要向下调节时，启动储热功率模块，锅炉产生的部分过热蒸汽和再热蒸汽通过储热功率模块对冷盐罐中的冷熔盐进行加热，之后将其储存在热盐罐中。（2）当机组需要向上调节时，热盐罐中的高温熔盐通过放热功率模块进行放热， 产生的蒸汽回到汽轮机进行发电，之后再将释热后的熔盐储存在冷温罐中。
政策支持引导下，火电灵活性改造有望迎来发展新机遇。火力发电作为国内能 源系统的重要组成部分，伴随电力负荷中居民用电和第三产业用电比重的逐步提升 以及可再生能源的迅速发展，目前正在面临电网峰谷较大、可再生能源消纳困难等问题。在此背景下，提升火电机组运行灵活性、大规模参与电网深度调峰具有重要意义。近年来，国家也陆续出台了一系列相关政策，支持与引导火电机组灵活改造项目。我们认为，未来随着火电机组灵活改造项目的逐步增加，熔盐储热方案也有望随之充分受益。
2.2、供热供暖与余热回收：清洁环保与经济效益并存
除了应用于火电机组灵活性改造以外，熔盐储能在供热供暖与余热回收领域也被成熟应用：（1）供热供暖：利用谷电将熔盐储能系统中的低温熔盐加热成高温熔盐，之后进入高温熔盐储罐中存储。在白天用热用汽时段，高温熔盐被熔盐泵抽出，离开高 温熔盐储罐，流入熔盐—水换热器。市政用水在换热器中与高温熔盐换热成为热水， 为住宅小区供暖或提供热水。
（2）余热回收：以钢铁行业为例，根据石峥等发表的《钢铁工业余热回收技术 现状研究》，国内钢铁工业能源消耗占全国工业总能耗的 15%左右，但钢铁企业能源 利用率仅为 30%-50%。钢铁生产过程中所产生了大量的余热，余热回收可用于居民 供暖、热电厂发电、热水锅炉回水加热等。目前，主流的余热回收方式为采用转炉 烟道汽化余热锅炉来回收波动性较大的间歇性高温余热，将高温热能转化为低品位的低压饱和蒸汽进行发电，但这容易导致余热资源无法充分利用。炼钢炉熔盐余热回收发电系统可以将高温余热资源与熔盐换热，转化为稳定可持续的高温蒸汽，使发电功率和能源利用效率得到大幅提升，提高余热发电系统的经济性与灵活性。
熔盐储能系统的熔盐用量与储热时长、技术类型（塔式、槽式等）密切相关。 根据岳松等发表的《光热发电储能技术及系统分析》，对于 50MW、配置 9 h 储能的 塔式电站，熔盐需求量约为 1.17 万吨。而在相同装机规模以及储能时长情况下，理论上槽式电站的熔盐则需要 3.6 万吨，大约为塔式电站需求量的 3 倍，这主要是由于槽式熔盐储热技术由于仍以导热油为传热介质，导热油 390℃的油温上限限制了熔盐的储热温度，使熔盐储热温度不可能高于 390℃，进而导致熔盐的储热性能难以充分发挥、熔盐需求量也进一步加大。
与此同时，基于以下 4 点假设，我们对国内目前在建/拟建的 3.01GW 配套储能功能的光热发电系统的熔盐需求量等情况进行了相应的测算： （1）假设未来光热发电新增装机的 80%为塔式或者线性菲涅尔式技术，剩下 20%为槽式技术；（2）假设光热发电配套的熔盐储能系统的储能时长平均为 9h，对应的塔式与线性菲涅尔氏熔盐储能单 GW 熔盐用量均为 25 万吨、对应的槽式熔盐储能单GW熔盐用量为 70 万吨；（3）假设熔盐构成成分均为 60%硝酸钠加 40%硝酸钾；（4）硝酸钠与硝酸钾对硝酸的需求单耗为理论值；
根据测算结果，在不考虑火电机组灵活性改造、供热供暖与余热回收等领域熔盐储能需求增长的情况下，仅当前国内在建/拟建的 3.01GW 配套储能功能的光热发电系统带来的熔盐需求增量预计将达到 102 万吨，其中硝酸钠与硝酸钾分别为 61 万 吨和 41 万吨。此外，作为硝酸钠与硝酸钾的上游原材料，硝酸的需求增量预计也达到 71 万吨。
3.1、 硝酸钠：广泛应用于炸药、搪瓷、玻璃、化肥等领域
硝酸钠，又称为智利硝石或秘鲁硝石，为无机盐的一种，化学式为 NaNO3。目前，硝酸钠可以广泛应用于炸药、搪瓷、玻璃、化肥、食品、冶金等领域。根据我们的统计，截至目前国内硝酸钠行业产能合计约 130万吨。而按照前文测算，仅当前国内在建/拟建的 3.01GW 配套储能功能的光热发电系统带来的硝酸钠需求增量预计将达到 61 万吨。我们认为，未来伴随光热项目的陆续落地，硝酸钠需 求或将迎来快速增长期，国内硝酸钠供给也或出现一定的缺口。
3.2、硝酸钾：农业种植为主要应用领域，占比达到50%
硝酸钾是钾的硝酸盐，化学式为 KNO3，生产工艺主要有离子交换法与复分解法等。目前，硝酸钾主要应用于农业种植、工业与玻璃行业等领域。
供给端：根据百川盈孚数据，截至 2022 年 8 月，国内硝酸钾有效产能 218 万吨 /年，其中并盛化工、昌盛硝盐与四川米高作为国内前三大硝酸钾生产企业，合计产 能为 40 万吨/年，占行业总产能的 18.34%。整体来看，国内硝酸钾行业集中度较为 分散。需求端：从下游需求来看，根据百川盈孚数据，2021 年国内硝酸钾产量 123.65 万吨。其中，50%用于农业种植领域（用于钾肥的合成）、45%为工业用途（包括炸 药、食品防腐、医药药物等）剩下5%用于玻璃行业（电视玻璃壳及特种玻璃制品 等）。
价格方面：2021 年由于硝酸钾市场货源紧张影响，供需错配导致国内硝酸钾价 格快速上涨，价格由年初的接近 4000 元/吨持续上行至年底的约 6000 元/吨。此后， 2022年以来，受原材料氯化钾成本攀升影响，硝酸钾价格进一步上行，最高达到 7600 元/吨。 根据前文测算，仅当前国内在建/拟建的 3.01GW 配套储能功能的光热发电系统 带来的硝酸钾需求增量预计将达到 41 万吨。未来伴随熔盐储能需求的快速释放，国 内硝酸钾行业也或出现供需失衡现象。
3.3、硝酸：下游需求疲软，行业产能呈下降趋势
国内硝酸行业产能总体呈下降趋势。根据百川盈孚数据，受下游需求持续疲软 的影响，2018 年至今国内硝酸行业产能持续出清。截至 2022 年 8 月，国内硝酸行业 有效产能已缩减至 322 万吨/年。其中，临沂鲁光、江苏戴梦特、安徽华尔泰、河北 冀横赛瑞与安徽金禾作为国内前五大硝酸生产企业，产能合计达到 117 万吨，占比 行业总产能的 36.34%。 2022 年 7 月至今硝酸价格快速下跌。价格方面，2022 年 7 月至今，由于下游需 求不振，此外叠加原材料合成氨价格下滑导致硝酸不具备成本支撑，硝酸价格快速 下跌，截至 9 月上旬已跌至约 2100 元/吨。
