（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系统

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。光热电站包括聚光系统、吸热系统、储换热 系统、发电系统四个模块。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 直接影响系统的效率和应用前景，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，光热发电系统 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%。塔式集热系统聚光比高于槽式、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，聚光吸热系统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， 聚光吸热系统成本占比 61%，热力发电系统成本占 15%，储热系统占 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系统成本的 75%，镜场控 制系统成本占 10%，吸热器成本占 6%，吸热塔成本占 9%。在聚光、吸热、储热子系统的原材料 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，光热电站系统可分为 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：独立发电 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、单晶等技术革命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系统面临控制、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+风光系统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。光热系统由于引入了 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，前苏联建造了世界 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 年建立配置储热系统装置的 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高潮，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 年发改委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、内蒙古、 吉林等地区，已然成为发挥太阳能热发电储能调节能力和系统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系统中起到压舱石作 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，可以为电力系统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，但受到系统电力富余度和水 资源限制。（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，光热末端发电系统和煤电一致，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系统同样友好，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，光热发电系统调节的范围、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， 会对整个电力系统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，中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、对电网系统友好 的天性在电力系统中发挥着“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 为我国新型电力系统的压舱石。

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、制造安装过程的系统集成环 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、传储热系统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系统集 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。

在系统集成领域，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 250MW 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、蒸汽发生系统、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。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。「链接」