光热发电专题报告：新视角下，光热电站的价值发现
（报告出品方：东方证券）
光热发电：独具特色的清洁能源储发电**
光热发电原理：光→热→机械能→电
太阳能光热发电（Concentrated Solar Power，简称“CSP”）是一种太阳能聚光热发电技术， 太阳辐射能通过镜面反射聚焦至吸热器，熔盐或导热油储热介质吸热升温，随后在换热装置中加 热水工质驱动汽轮机将热能转化为电能，输出电能。光热电站包括聚光**、吸热**、储换热 **、发电**四个模块。传热和储换热技术是光热发电关键技术之一，而传热介质的工作性能 直接影响**的效率和应用前景，光热电站常用传热介质包括有水蒸汽、空气、导热油以及熔盐 等。
早期光热发电技术路径以槽式为主，目前塔式电站为主流。根据聚光形式的不同，光热发电** 可以分为塔式、槽式、线性菲涅尔式与碟式。其中，塔式和碟式为点聚焦，聚光能力高于线聚焦。 槽式因其较低的成本投入在早期项目中占据光热发电绝大部分比例，全球范围内槽式占比约 77%， 塔式约 20%，线菲式约 3%。塔式集热**聚光比高于槽式、运行温度高、储热容量大，但是系 统建设门槛高、投资成本高，制约了早期发展。我国光热发展较晚，因此以塔式技术为主，塔式 占比约 63.1%，槽式仅 25.5%。线菲式电站聚光比仅数十倍，年发电效率只有 10%左右，因此占 比较低。而碟式光热电站单个规模较小、无储热装置，仅用于空间太阳能电站。
从储热介质来看，熔融盐是当前光热储能的首选传热储热介质。相比导热油等，熔融盐具有较高 的使用温度、高热稳定性、高比热容等一系列优点。导热油的最高使用温度为 390℃，超过这一 温度就会气化，而熔盐的最高使用温度达到 565℃。储热介质的温度对后面换热环节、发电环节 有重大影响，汽轮机 290℃以下的能量无法利用，因此导热油可利用温差最高接近 100℃，而熔 盐可利用温差可以有 275℃，效率高出近 3 倍。在我国，已投运的 15 个光热项目中 9 个采用熔盐 储能，27 个在建项目中 18 个采用熔盐储能（其余 9 个暂未披露）。
在光热电站投资中，随着塔式太阳能热发电站装机容量增加，聚光吸热**成本所占的比例也越 来越高。以青海中控德令哈 7 小时储热 50MW 塔式太阳光热电站为例，项目总投资 10.88 亿元， 聚光吸热**成本占比 61%，热力发电**成本占 15%，储热**占 17%，其余为场地准备费、 电站配套及基础设施费和间接费用等。其中，定日镜成本约占聚光吸热**成本的 75%，镜场控 制**成本占 10%，吸热器成本占 6%，吸热塔成本占 9%。在聚光、吸热、储热子**的原材料 中，钢材约占成本 53%、熔盐约占成本 21%，玻璃约占成本 17%。
光热发电运行状态：解耦光-电
在运行时，光热电站**可分为 3 个模块：聚光吸热模块、储热模块和发电模块。太阳能辐射功 率 PDNI经过聚光集热模块的转化，向导热介质输出热功率 Psf；热功率 Psf可分为储热功率 Pchg和 发电热功率 Ppb，分别流向储热模块和发电模块；用电高峰时，储热模块中的能量以放热功率 Pdsg 流向发电模块。每个模块在能量转化、转移和存储的过程中都会有一定比例的能量损失。
一方面，当太阳辐射度不同时，光热电站的储热、放热状态不同，其能流模式会随之改变；另一 方面，光热电站所接入不同地区的负荷需求特征不同，电网对光热电站的发电需求具有较大差异， 其能流模式也有所不同。根据 3 个模块的不同工作状态，光热电站的典型能流模式可分为 6 大类。 在不同能流模式的适时转换下，全球运行的数个太阳能热发电站证明了其具有多天 24 小时连续 发电能力。中船新能乌拉特 100MW 槽式光热电站曾在 6 天多云的情况下，实现无停机连续发电 12 天；青海中控德令哈光热电站也达到了连续运行 12 天(292.7 小时 )的记录；首航高科敦煌 100MW 塔式光热电站最长不间断发电时长约 263 小时。
短期看点：光热储能新定位迸发新生机
光热定位变化：**发电→辅助发电
早期，光热与光伏一同发展。在我国，作为新能源发电方式，2010 年前光伏、光热都处于发展初 期，尚未形成规模效应。2010 年，光热度电成本 0.358 美元/W，略小于光伏度电成本 0.417 美元 /W。因此早期我国光热和光伏行业是同步推进的，光伏度电补贴同样适用于光热发电。 伴随着光伏冷氢化、单晶等技术**和规模化建设的推进，光热度电成本逐渐不敌光伏，发展变 缓。光伏的度电成本由 2010 年的 0.417 美元/kWh 下降到 2021 年的 0.048 美元/kWh，降幅高达 88.5%，相比之下，光热发电度电成本从 2010 年的 0.358 美元/kWh 下降到 2021 年的 0.118 美元 /kWh，降幅仅 67.0%。2021 年，光热度电成本是光伏的 2.46 倍，因此光热行业发展较慢，2022 年全球光伏累计装机 1156GW，光热电站装机仅 7.05GW。
随着可再生能源比例不段攀升，以风电、光伏为代表的可再生能源发电机组因其特有的发电原理、 并网方式或导致电力**面临控制、运行、调度等挑战。光热发电的天然解耦性，使其储能灵活 配置。光热电站工艺属性具有光热与电的天然解耦特质，光热吸收环节与热力发电环节没有强关 联，可以通过配置一定容量的储热、换热环节实现光热电站的能量存储与功率调节功能，既可实 现超容量存储，增加发电站整体能量存量提高发电能力，也可实现发电侧的削峰填谷的调节性。
光热+风光**促进可再生能源消纳，调度模拟结果数据可观。风光/光热打捆运行，能够利用光 热储能的灵活性削弱风光的不确定性。清华大学能源互联网研究院进行了青海“100MW+50MW” 光热项目模拟，证明光热发电的灵活运行可显著削弱联合出力的不确定性。具体来看，可再生能 源联合出力的峰谷差下降了 50.3%，最大出力偏差下降了 61.4%。
光热发电兼具新能源发电效益与灵活性效益，占比迅速提高，极具竞争力。光热**由于引入了 储热环节可以使得运行具备灵活性和可控性，能够解决太阳能的间歇性和不确定性，实现灵活可 控运行，提供了一条“用可再生能源消纳可再生能源”的技术路径。
光热新价值得以挖掘，全球光热第二波高增长即将来临
光热发电历史久远，累计装机 7.05GW。光热发电技术诞生于上世纪 50 年代，***建造了世界 上第一座塔式光热电站，光热自此进入技术雏形阶段。美国于1984年建立了世界上第一座太阳能 示范电站—1MW Solar one，1996 年建立配置储热**装置的 Solar Two 电站，光热电站进入商 业运作阶段。截至 2022 年底，全球已投运光热发电项目累计装机规模约 7050MW。
欧美光热率先占据高地，有待突破平台期。美国光热发展于 1984 年，凭借 6 年内建成 9 座光热 电站的实力引领全球发展， 西班牙光热量产起源于 2006 年，带动彼时处于沉寂状态的全球市场 复苏，是光热发电技术运用最成熟的国家。截至 2021 年底，西班牙在运装机容量达 2364.45MW， 约占全球总装机容量 35.33%，位居世界第一；美国光热装机规模 1820.57MW，占比 27.21%， 位列第二。但2013年后，在新能源发电赛道中，光伏较光热成本优势逐渐凸显，欧美国家光热发 展进入平台期。
新兴市场蓄力，全球光热再迎高增长。建设长时储热型太阳能热发电项目，推动太阳能热发电与 风电、光伏发电基地一体化建设运行，是当今提升新能源发电的稳定性、可靠性的发展重点。中 东、北非、南非、以色列、印度、智利、法国等新兴市场国家处于快速发展阶段，2022 年新增装 机首次超过美国和西班牙。2021 年以来，海外公告的光热电站建设规模达 6.81GW。
乘全球复苏之风，我国光热发展跨入新赛道
我国光热产业萌芽于 2003 年，2016 年 20 个示范项目的推出迎来发展**，后因 2018 年电价退 坡发展滞缓，共有 9 个示范项目并网投运，合计装机规模达到 550MW。2020 年以来，美国、德 国等国家挖掘出光热的储能价值，我国紧跟其后，积极建设配储光热电站。 （1）2003-2010 年：社会资本陆续布局光热行业。我国的光热产业萌芽于 2003 年，出现一批先 驱企业，但当时政策的不连贯性以及技术的不成熟阻碍了产业发展。 （2）2011-2016 年：政策扶持，步入正轨。2016 年***核定太阳能热发电标杆上网示范电价 为每千瓦时 1.15 元，随后国家能源局发布了首批 20 个太阳能热发电示范项目（总计装机容量 134.9 万千瓦）。示范电价和项目的确定，意味着光热发电在我国正式大规模启动。 （3）2017-2020 年：电价退坡机制启动，发展滞缓。2018 年后建成投产的项目采取电价退坡机 制（首批示范项目放宽至 2020 年底），加大了光热发电项目并网收益的不确定性，11 个光热发 电示范项目退出，光热行业陷入沉寂。但得益于 2016 年后已落地示范项目的建设运营，2018 年 光热累计装机量大幅提升。 （4）2021 年至今：多元发展，跨入新赛道。2021 年后，随着风电、光伏装机量实现大幅增长， 光热行业由此发掘储能新价值，即与风光大基地项目配套发展、联合运行，保障电网频率稳定， 提高发电效率。
十四五以来，国家及各地政府积极推进光热发电建设。其中，2022 年《“十四五”可再生能源规 划》明确了十四五时期光热发电行业的发展主基调。政策引导之下，青海、甘肃、新疆、***、 吉林等地区，已然成为发挥太阳能热发电储能调节能力和**支撑能力的优质平台。
光热产业处于起步发展的关键时期，将迎来高速增长。在十四五政策的支持下，项目规划、招标 已有一定量规模。从当前各省已公布的建设规模来看，我国光热电站建设项目共计 48 个，总规模 5.94GW（不包括 11 个未建成投运的示范项目）。
长期展望：光热发电是新型电力**中起到压舱石作 用的支撑技术
火力调节、抽水蓄能、电化学、光热发电、氢能、压缩空气等多种技术路线各有所长，共同构成 了电力调节市场。光热发电兼具调峰电源和储能的双重功能，可以实现用新能源调节、支撑新能 源，可以为电力**提供更好的长周期调峰能力和转动惯量，具备在部分区域作为调峰和基础性 电源的潜力，是新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，是加快规划建设新型能源体系的有效 支撑。 （1） 对于抽水蓄能来说，技术成熟、性能优异、度电成本低，但受限于当地水资源； （2） 空气压缩储能尚处于技术探索阶段，一般只能支撑 4 小时的发电调节，投资成本高（在 盐穴等条件下成本相对较低）； （3） 氢能发电产业化尚未铺开，虽在理论上可以实现长时储能，但受到**电力富余度和水 资源**。（4） 对于电化学储能而言，其作为用户侧的短时储能极具经济性，EPC 成本仅为 1.66 元/Wh， 预计 2025 年将进一步降至 1.29 元/Wh，但由于其无法提供转动惯量，因此不适用于发 电侧的大规模长时储能； （5） 光热发电因可提供转动惯量、输出无功功率，而能够弥补电化学储能的弊端，对电力系 统友好，适配大容量电站。目前投资成本较高，下降空间巨大。
相较于主流的煤电灵活性改造和电化学储能，光热发电性能稳定、功能均衡。 1） 光热发电属于热电机组，光热末端发电**和煤电一致，是现行交流同步大电网的原生态电 源，在转动惯量、无用功调节等方面对电力**同样友好，优于电池等新型储能； 2） 光热能量来源是太阳能，相较于煤，更加清洁； 3） 光电解耦，引入大容量储热机制，在长时储能上有非常好的优势； 4） 相较于煤电，光热发电**调节的范围、灵敏性都要优于火电机组。煤电的响应速度取决于 锅炉燃烧，煤电从 50%升到 100%需要 100 分钟。光热电站响应速度取决于汽轮机，从 15% 到 100%只需要二十分钟。
文献通过对青海电网 8760h 的模拟，在青海省 56GW 的电源装机+全年 1389 亿 KWh 发电量中， 相比于无光热，加入 5GW+12h 的光热项目能够降低 38%的煤耗、弃风率下降 2.0%、弃光率下 降 2.7%，这对促进新能源消纳、减少火力发电起到了重要作用。光热发电运用恰当的调度策略， 会对整个电力**产生重大的调节作用。
我国光热空间巨大，十四五期间力争每年新增 3GW 开工规模。根据 2009 年 973 项目成果，综合 太阳能、平地、水资源等因素，我国太阳能热发电可以达到 600GW 以上的规模，而目前我国太 阳能热发电投运规模不到 0.6GW，发展潜力高达 1000 倍。2023 年 3 月份，国家能源局发布《关 于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，力争“十四五“期间，全国光热发电每年新增开 工规模达到 3GW 左右。 光热相当于清洁的火力发电。中长期来看，光热发电正是能够发挥火电机组作用、在新型电力系 统中起到压舱石作用的支撑技术。火电因其低成本、不受天气影响的稳定特质、对电网**友好 的天性在电力**中发挥着“压舱石”作用。对于电网来说，光热是与火力发电最相近的技术， 并且具备煤炭所不具备的优势：来源清洁+调节能力更优。光热电站既可以作为清洁能源提升新能源发电比例，又可以扮演类似于火电的稳定器作用。随着光热电站规模规模扩大，光热有望成 为我国新型电力**的压舱石。
投资分析
光热产业链辐射范围广，拉动能力强。光热产业链可分为聚光、吸热、辅热/换热、发电四个部分， 以及囊括这四部分的项目设计/总包环节，和整合多种原材料、设备、制造安装过程的**集成环 节。截至 2022 年，我国从事太阳能热发电相关产业链产品和服务的企事业单位数量约 600 家。 其中，太阳能热发电行业特有的聚光、吸热、传储热**相关从业企业数量约占全行业相关企业 总数的 55%，以聚光领域从业企业数量最多，约 170 家。光热发电产业链长，可消化提升特种玻 璃、钢铁、水泥、熔融盐等传统产业，还可带动新材料、精密设备、智能控制等新兴产业发展， 光热发电规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点 。
我国掌握光热核心技术，全产业链供应充足。我国自“十一五”开始起研究太阳能热发电**集 成技术。8 座太阳能光热示范电站共使用反射镜 691.3 万平方米，国内供货占比约 91%；熔盐 21.5 万吨，均为国内企业供货；使用吸热管 10.23 万支，导热油约 1 万吨，国内供货占比分别为 73.1%和 78.9%。据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，目前我国关键产品部件的制造 产能可支撑每年至少 3GW 光热发电项目建设。
我国光热产业链已逐步走向国外。山东电建、上海电气等企业作为 EPC，具备完善的光热电站项 目承包及运维能力，承建了350MW 摩洛哥努奥二三期光热电站、希腊MINOS 50MW 光热发电、 迪拜 700MW 光热电站、南非红石 100MW 光热电站、博茨瓦纳 200MW 光热发电等项目。
根据 2022 年完成 EPC 招标的项目来看，10~12h 储热时长已成为标配，光热初始投资已经从 2021 年以前 2.2~4.0 万元/KW 下降到了最新的 1.5~2.0 万 元/KW。
在**集成领域，首航高科和可胜技术为双龙头。首航高科成功运营敦煌 100MW 熔盐塔式电站 等共计 ***MW 的光热项目。可胜技术专注光热领域，掌握核心的集热技术解决方案，体量仅次 于首航高科，承建了青海中控德令哈 50MW 光热电站等共计 110MW 的光热项目。 镜场建设中，光热支架、超白玻璃质控难、壁垒高。在光热支架领域，振江股份具有生产光热支 架的丰富经验，2019-2020年销量累计达 247.44MW，占我国光热电站装机量的 42.08%。在光热 玻璃领域，目前国内仅有艾杰旭特种玻璃（大连）与安彩高科具备光热超白玻璃批量生产能力， 艾杰旭（大连）已被耀皮玻璃收购。
西子洁能业务范围涉及熔盐储换热、储罐、蒸汽发生**、换热器。在熔盐储能市场发展空间不 断扩宽的背景下，西子洁能参与德令哈 50MW 熔盐塔式电站、鲁能海西州 50MW 塔式熔盐项目等 多个光热项目，同时持有可胜技术 7.84%股权。 在发电领域，上海电气、东方电气优势突出。上海电气的汽轮发电机组、空冷设备等应用于中控 金塔 100MW 塔式电站、众控德令哈 135MW 塔式电站等多个项目。东方电气研制的国内首台大 型光热汽轮机并网成功，彻底打破国外厂商在大型光热汽轮机领域的垄断，为多个光热电站提供 汽轮发电机组。
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精选报告来源：【未来智库】。「链接」
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