光热发电行业研究报告

2016年9月，国家能源局公布首批20个光热发电示范项目名单，总装机规模 1.35GW，纳入示范项目名单的项目可享受标杆上网电价1.15元/千瓦时。在积极的政策支持下，光热发电能否成为下一个风口？为了更好的认识光热发电行业，我们通过与专家和从业者的访谈以及对技术、行业的全面梳理，完成《光热发电行业研究报告》。

光热发电的原理

通过加热传热介质，将太阳能转化为热能，然后利用与传统热力循环一样的过程，即形成高温高压的水蒸气推动汽轮机发电机组工作，最终将热能转化成为电能。

另外，利用相对成熟的热存储技术，可以存储部分热能，到了晚上，利用蓄热系统发电。

光热发电四大系统

光热发电与光伏发电的对比

太阳能发电主要分为光伏和光热发电两大类。两者发电的原理不同，系统形式有较大的区别；两者产生的电流形式不同，并网要求不同；它们之间最重要的区别是储能系统的不同。  

部分资料来源：华创证券

光热发电的优势

稳定可调：储热技术可实现全天24 h稳定持续发电，能起到电网调节作用。当前我国风电和光伏不稳定、不可调的缺陷对电网造成了巨大冲击，光热发电可与风电、光伏发电等方式捆绑实现安全上网。

绿色环保：光热发电基本采用物理手段进行光电能量转换，不会对生态环境产生破坏和影响，是一种真正绿色环保的清洁能源。光热技术除了发电之外，还可供热，可进一步减少燃煤的使用。

产业辐射力强 ：光热发电产业链辐射范围极广，涉及玻璃、钢铁、化工、机械等多个国民经济的重点产业领域。由于光热电站50%左右的成本为玻璃和钢铁原材料，从而解决产能过剩问题 。

光热发电技术分类

槽式光热发电站

槽式光热发电站一般由抛物面槽式聚光器、集热管、储热单元、蒸汽发生器和汽轮发电机组等单元组成。抛物面槽式聚光集热器通过串联和并联方式相互连接，并通过模块化布局形成集热场。

 集热管是槽式发电的核心部件，其关键技术为集热管的吸热涂层，玻璃管增透膜，金属玻璃封接技术。

塔式光热发电站

塔式光热发电的主要装备包括定日镜场、支撑塔、吸热器、储热器、换热器和发电机组等。按照传热工质的种类，塔式太阳能热发电系统主要有水/蒸汽、熔融盐和空气等形式。

塔式光热发电集热系统是通过多台跟踪太阳运动的定日镜将太阳辐射反射至放置于支撑塔上的吸热器中。

聚光主体为环状排布的定日镜群（面积从1.2m²至120m²不等），每面定日镜均加装跟踪聚焦系统。集热器主要由吸热管、热气缸，通回热气管等组成。

资料来源：长城国瑞证券

碟式光热发电站

碟式光热发电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光热发电系统。驱动碟式聚光器像向日葵一样双轴自动跟踪太阳，没有余弦损失，光学效率可以达到90%，吸热器工作温度可以达到800℃以上，光-电转化效率峰值可以达到29.4%。

线性菲涅尔式光热发电站

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，原理类似于槽式发电。

光热发电各技术路线对比

碟式技术光热发电效率最高，可达到30%以上，但无法储能且斯特林机造价高；菲涅尔技术工作温度低，发电效率低。故碟式和菲涅尔式发展规模会受到限制。

槽式光热发电项目已经积累了32年的经验，基本实现了商业化。其结构简单，建造成本较低。塔式光热发电运行温度和转换效率高，能利用非平坦地形（我国光照条件较好的地区一般昼夜温差大，地势不平），储热能力强，具备电网友好的特点。因此，槽式和塔式将作为主流技术路线。

光热发电与其他产业的结合方式

海水淡化：发电后的余热把淡水变成蒸汽，随后将蒸汽的热量传递给海水淡化装置中的海水，使海水在负压条件下蒸发后冷却凝结，形成蒸馏水。将光热发电与海水淡化相结合，不仅能够提升热能利用效率还可以降低海水淡化技术的成本。

冷热电三联产 ：高温气体用来发电，利用余热进入制冷机组进行制冷，最后进入热网水换热器中加热采暖用水。

其他：直接利用光热供热，采暖等

国际光热发电行业发展

全球的光热发电新增装机容量每年都在快速增长，截至2015年底，已建成的光热发电站在运装机容量已达4940MW。

各国光热发电行业发展基本情况

截至2015年底，西班牙光热发电装机总容量达到2362MW，美国光热发电装机总容量达到1830MW，两者合计达到全球装机总容量的85%。

2015年新增装机容量421MW，摩洛哥以160MW的新增装机容量领跑全球。

国际能源署预测，2030年全球光热发电装机容量增长将到261GW，到 2050 年将达982GW，贡献全球11%的电量供应。

光热发电的政策

光热发电政策支持力度大，同时政策支持趋于理性，上网电价没有预想的高。

光热发电潜力发电量

光照条件：我国太阳能资源丰富，其中西藏、青海、新疆、内蒙古、山西北部、河北北部等广大地区的直射辐照很大，年均直接辐射量（DNI）可达到1800-2300kWh/(m²•a)。一般认为光热发电的光照条件要满足DNI大于1700kWh/(m²•a)。

资料来源:中国气象局风能太阳能资源中心

选址要求：除了光照条件外，地势，距离水源位置也是光热电站选址需要考虑的重要因素。坡度大于3°的地面被视为不适合发展槽式光热发电。如果电厂采用水冷方式冷却的话，则对附近水资源的可取性、取水距离也有一定的要求。

                            资料来源：华创证券

潜力发电量计算：按照电厂占地面积为采光面积的5倍，年均直接辐射量（DNI）值为1800 kWh/(m²•a) ，光电转换效率为15%测算，10万平方公里的年发电量为100000÷5×1800×0.15=54000×10⁸ kWh，与2015年全社会用电量相当。

中国光热发电产业发展基本情况

截至2015年底，我国光热装机规模约18MW，处于商业规模化的前期阶段。2016年新增装机总量为10.2MW，其中包括12月26日并网发电的首航节能敦煌10MW熔盐塔式电站，以及10月12日并网投运的200kW甘肃阿克塞800米熔盐槽式示范回路。这使得中国光热发电的总建成装机达到28.3MW。

十三五规划到2020年光热发电装机规模要达到5GW。据国际能源署预测，中国光热发电市场到2030年将达到29GW装机，2040年翻至88GW，到2050年将达到118GW，成为全球第四大市场。

2016年9月国家能源局正式公布的首批光热发电示范项目，总计1.35GW装机量，总体而言，项目进展相对比较缓慢。

光热发电主要装备 

按照国家能源局规划，一期光热示范项目1.35GW，投资规模400亿元左右；2020年国内光热发电项目规模5GW，预计投资规模1500亿元左右，装备制造业将最先受益。

光热发电产业链分析

产业链：目前国内已基本可以生产光热发电的主要装备，一些部件具备了商业生产条件，光热发电产业链逐步形成，独立建造大规模光热电站成为可能。

产业格局

寡头垄断格局：国外的光热发电建设技术主要集中在美国、西班牙等几家企业。国内竞争格局更为集中：具备全系统开发能力的企业主要有首航节能和中控太阳能等企业，而中海阳、龙腾等公司则主要是在各自细分零部件领域拥有优势。

进入壁垒高: 光热发电产业链上的核心技术，像系统集成、集热器、镜场、熔岩泵等，却只有少数企业掌握，甚至仍掌握在国外企业手中。

光热发电细分领域主要生产商分布

硬件方面：高温集热管可靠材料和核心技术的需求，定日镜追日低速大扭矩减速机及熔岩泵等。

软件方面：定日镜控制系统是难题，还有就是如何把太阳能的参数和天气的参数相结合。

系统集成：光热发电站涉及集热、常规发电、传热蓄热等多种系统集成，国内拥有光热发电电站运行经验的企业是非常少的。

光热发电投资构成

槽式发电：聚光系统所占的成本最高，为30%左右；储热占比10-15%；导/换热系统占比为10%；发电系统投资占比15%左右；土建安装投资占比15%左右；工程管理和财务费用各占10%。

槽式和塔式在成本构成有所区别。塔式项目中成本较高的分别为定日镜和集热系统，定日镜的成本一般占总投资的40-50%。

光热发电成本计算

光热发电的成本与5个因素有关：1）装机成本、2）日照条件（年满负荷发电时间）、3）贷款状况（贷款利息和贷款在总投资的比例）、4）投资回收期（折旧年限）、5）运营维护费用。

式 (1) 即为光热发电成本电价的计算公式。它表示出了光热电站的成本电价与光热电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况（包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数）、年等效满负荷发电小时数Hfp等五大因素的具体关系。此外，还与该电站所享受到的其它补贴收入系数isub有关。

上网电价，技术发展和规模化决定项目前景

上网电价：从项目投资回报上看，上网电价与内部收益率IRR正相关。对于50MW光热发电项目而言，按照10%内部收益率测算，上网电价应不低于1.1元/ kWh。应该说，光热发电标杆上网电价为1.15元/kWh是合理的，也是有挑战的。

技术发展: 技术路线的升级，比如更高温的导热介质；关键零部件国产化，成本下降。

规模化: 随着光热产业的规模化，原材料和零部件的规模效应也会显现，单位投资成本下降。

参照光伏产业成长路径

随着光伏规模扩张、光伏组件成本下降，参照光伏产业成长路径，光热发电将进入快车道。

国际能源署IEA研究显示，光热电站具有显著的规模效应。电站装机从50MW增至100MW，造价将下降12%（槽式电站）；增至200MW，造价下降20%。光热发电累计装机容量翻倍后，发电设备、辅机以及电网建设成本等下降幅度可达20%~25%。《中国可再生能源发展路线图 2050》预测到2020年，光热发电项目的工程造价会降低到15000元/kW以下，上网电价会降低到0.75元/kWh以下。