精选光热发电行业项目市场研究分析报告.docx
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精选光热发电行业项目市场研究分析报告
2017-2020年光热发电行业项目市场研究分析报告
一、光热发电产业概述
光热发电是一种通过聚光装置将太阳光汇聚到吸热装置，并经传热换热产生高温气体或流体，再通过机械做功直接转化为三相交流电的发电形式。
光热发电电能质量优良、稳定性高，可储能、可调峰、可连续发电，考虑储能的情况下更具成本优势，生命周期更长、污染更少，可与多种产业（如海水淡化）协同，与传统能源以及光伏等其他新能源相比具备比较优势，未来发展空间巨大。
（一）光热与光伏发电方式对比
光伏和光热发电都是太阳能利用的主要方式，光伏由于产业化发展较早，技术成熟、成本较低，目前太阳能产业中主要是光伏产业，但是由于光伏生产环节污染重，原材料和市场对国外依存度较高，且光转化率较低且储能存在较大的问题，适合小型的、分布式的发电。
而光热生产、运营的污染很低，转化效率较高，适合规模化建设，而且可以廉价储能，装机容量越大，发电成本越低，可以规模化应用于大型电站，另外太阳能光热发电连续稳定发电和调峰发电能力强，与现有电网匹配性好，如果能和常规电站配合，能有效降低发电成本，这些对改善电网的品质都具有重大的意义。
两种方式对比如下：
图表1.光热与光伏发电方式比较
（二）光热发电方式分析
1.光热发电主要方式概述
太阳能光热发电的原理是：
利用集热装置收集太阳热能加热介质，并通过换热装置提供蒸汽、驱动传统的汽轮发电机发电。
从目前太阳能热发电的方式来看，主要有点聚焦太阳能热发电系统（包括塔式热发电系统和碟式热发电系统）和线聚焦太阳能热发电系统（包括槽式热发电系统和菲涅尔式热发电系统）。
图表2.光热发电主要方式
2.槽式发电
槽式太阳能热发电站中，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。
利用并联排列的槽式抛物面聚光器将太阳能聚到中心线上，在对日跟踪系统的作用下，阳光被连续聚焦在安装于焦线处的集热管上，集热管中的导热油将热量连续不断地输送到高压蒸汽发生器中，通过换热器进行热量交换，产生热蒸汽，送至汽轮机发电机组做功发电。
汽轮机出口低温低压蒸汽经过凝汽器冷凝后，返回导热油/水蒸汽发生器。
经过导热油/水蒸汽发生器放热后的导热油返回抛物面槽式聚光集热器进行加热，形成封闭的导热油循环回路。
其系统流程如图表3所示。
当太阳辐照度较高时，可以将部分高温热量通过换热器存储在高温存储罐中，当太阳辐照强度较弱时，提取高温储热罐中的热量用于发电，以平衡太阳能波动对电力输出稳定性的影响。
槽式太阳能热发电系统全称为槽式抛物面反射镜太阳能热发电系统，是将多个槽型抛物面聚光集热器经过串并联的排列，加热工质，产生过热蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电。
图表3.槽式太阳能热发电系统示意图
3.塔式
塔式太阳能热发电系统是在很大面积的场地装有许多台大型太阳反射镜，将太阳光反射集中到一个高塔顶部的接受器上。
把吸收的太阳光能转化成热能，再将热能传给工质，经过蓄热环节，再输入热动力机，膨胀做工，带动发电机，最后以电能的形式输出。
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。
1）水/蒸汽太阳能塔式热发电系统。
以水/蒸汽作为传热工质，水经过吸热器直接产生高温高压蒸汽，进入汽轮发电机组，系统原理图如图表5所示。
水/蒸汽塔式太阳能热发电系统的传热和做功工质一致，年均发电效率可达15%以上。
水/蒸汽具有热导率高、无毒、无腐蚀性等优点。
蒸汽在高温运行时存在高压问题，在实际使用时蒸汽温度受到限制，抑制了塔式太阳能热发电系统运行参数和系统效率的提高。
图表4.水/蒸汽太阳能塔式热发电系统示意图
2）熔融盐太阳能塔式热发电系统。
以熔融盐作为传热介质，在吸热器内加热后，通过熔融盐/蒸汽发生器产生蒸汽，并推动汽轮机发电。
如图表6所示，加热后的熔融盐先存入高温储存罐，然后送入蒸汽发生器加热水产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组。
汽轮机乏汽经凝汽器冷凝后返回蒸汽发生器循环使用。
在蒸汽发生器中放出热量的熔融盐送至低温储存罐，再送回吸热器加热。
常用的硝酸钠加硝酸钾的混合盐沸点较高，可达620°C，可以实现热能在电站中的常压高温传输，实现系统高参数运行，传热和蓄热工质一致，减小换热过程损失，年均发电效率可达20%。
图表5.熔融盐太阳能塔式热发电系统示意图
3）空气太阳能塔式热发电系统。
以空气作为传热工质，空气经过吸热器加热后形成高温热空气，进入燃气轮发电机组发电的太阳能热发电系统（见图表7）。
空气作为传热工质，易于获得，工作过程无相变，工作温度可达1600°C，由于空气的热容较小，空气吸热器的工作温度可高于1000°C，大大提高燃气轮机进口空气温度，减少燃气用量，年均发电效率可达30%。
图表6.空气太阳能塔式热发电系统示意图
4.蝶式（盘式）
碟式太阳能热发电系统外形类似卫星信号接收器，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。
碟式聚光器的焦点随着碟式聚光器一起运动，没有余弦损失，光学效率可以达到约90%，吸热器工作温度可以达到800°C，光电转化效率16%-29%。
由于每套碟式太阳能热发电系统都可以单独发电，所以这种技术既可以用做分布式发电，又可以进行集中式发电。
但其缺点是单位投资较高。
目前全球只有一座投入商业化运行的碟式斯特林热发电站Maricopa，位于美国Arizona州，总装机容量为1.5MW，由60台单机容量为25kW的碟式斯特林太阳能热发电装置组成。
图表7.碟式太阳能热发电系统示意图
5.菲涅尔式发电
菲涅尔式发电
系统主要由线性菲涅耳聚光集热器、发电机组、凝汽器等组成。
菲涅尔式光热系统是简化的槽式系统主要区别在于用平面镜取代槽式中的曲面镜。
菲涅尔系统用一组具有跟踪太阳运动功能的条形反射镜代替槽式系统里的抛物面型的曲面镜进行聚焦，通过调整控制平面镜的倾斜角度，将阳光反射到集热管中，实现聚焦加热，并通过热力循环进行发电的系统。
相比槽式系统，菲涅尔投资成本低但效率低。
线性菲涅耳式太阳能热发电系统通常以水/蒸汽作为传热流体，其基本工作过程如图表9所示：
菲涅耳聚光集热器将收集到的太阳能转化为热能并产生高温高压蒸汽，送至汽轮机发电机组做功发电，汽轮机出口低温低压蒸汽经过凝汽器冷凝后，返回菲涅耳聚光集热器，形成闭合的水/蒸汽回路。
图表8.菲涅尔式发电系统示意图
6.四种发电方式对比分析
图表9.四种发电方式对比分析图
技术指标
槽式
塔式
碟式
菲涅尔式
对太阳能直射资源的要求
高
高
高
低
聚光比
80-100
300-1000
600-3000
45-100
吸热器运行温度/℃
350~550
500~1400
700-900
270-550
储能
可储热
可储热
否
可储热
机组类型
蒸汽轮机
蒸汽轮机、燃气轮机
斯特林机
蒸汽轮机
动力循环模式
朗肯循环
朗肯循环、布雷顿循环
斯特林循环
朗肯循环
联合运行
可
可
视具体情况
可
系统平均效率/%
10~15
20-35
25-30
8~10
适宜规模/MW
30-200
30-400
1-50
30-150
成本（万元/kw）
2.5（不带储热）
3-3.2（带储
6.2-8.3（不带储热）
——
已建单机最大容量/MW
80
20
100
5
占地规模（Ha/MW）
2.5-3
2-2.5
2
2.5-3.5
耗水/（m^3/kwh）
3
2.3
2
0.8
跟踪方式
单轴、同步
双轴
双轴
双轴、同步
商业化程度
已商业化
已商业化
已商业化
示范项目
适用范围
大中型电站
大型电站
分布式
中小型电站
这四种方式中，槽式技术由于最早投入商业化应用，电站运行经验丰富，因此是目前已建和在建装机容量中占比最多的技术类型，商业化程度最高，约占全球总装机容量的83%，但是成本下降空间有限。
塔式光热发电其吸热器中的工作介质的温度在500-1000℃，高温度决定了高热值转化效率。
另外，相对于槽式系统，由于省掉了管道传输系统，热损失小，也更便于存储热量，使塔式光热总体发电效率较高，未来投资成本下降空间大，适合大规模和大容量商业化应用，全球已有商业化运营项目。
菲涅耳式也有小规模的示范电站，目前正在西班牙进行规模化电站建设（30MW），虽然投资较低，但由于效率低，没有大规模推广的市场空间；碟式斯特林技术效率最高，可达到30%以上，但无法储能且造价高、技术开发难度大，且只适合分布式发电与光伏成本相比有较大的差距，只是在2010年年初才有首座1.5MW的电站投入运行，大规模商业化之路还很漫长。
目前，光热发电以槽式和塔式为主流，槽式技术较为成熟，塔式技术更具发展潜力，我国《国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》也提出，新建太阳能光热发电示范项目以塔式和槽式为主。
（三）光热发电本仍有下降空间
根据Estela等多家机构预测，未来光热度电成本将有40%以上的下降空间。
光热发电的初始投资成本远高于其他发电形式，这是制约光热发电发展的最大因素。
成本下降主要有三大驱动力：
技术进步、设备国产化、规模效应。
其中，一半左右的成本下降来自规模效应。
这种规模效应体现在两个方面，一是装机容量的增加，这样单位投资成本会出现下降；二是随着光热电站建设规模的增加，原材料和零部件的规模效应也会显现，目前在光热建设规模很小的情况下，很多零部件都需要定制，大大增加了零部件的制造成本。
目前，成本下降空间主要有如下三个：
1.集热场、储热系统和导热系统占比高，未来有很大的下降空间
2013年克林顿基金会气候行动（CCI）团队以在中国建设一个50MW的槽式太阳能热发电站（4小时储热）为典型案例，测算了国内光热电站的投资和运维成本。
测算结果显示：
建设这样一个电站需要的初始投资约为15亿元人民币，单位造价29元/W；其中集热场成本占50%，储热系统和导热油系统占22%，工程设计与施工建设成本占10%左右，汽轮发电机等动力部分占总成本的约4%。
其中集热场和储热系统和导热油系统初始投资占比超过70%，参考2006-2016年整个光伏产业发展过程，组件单位功率投资成本下降幅度超过90%，我们有充分的理由相信，随着设备国产化以及生产规模化，这部分的投资成本有望大幅度下降。
图表10.中国50MW槽式光热电站投资结构（含储能）
对于塔式光热电站，太阳岛、储热系统、常规岛分别占初始投资的61%、17%和15%。
而太阳岛又主要由定日镜、吸热系统和场景控制组成，分别占初始投资的46%、9%和6%。
定日镜中的核心部件是动力设备，其占太阳岛的初始成本的43%。
总体而言，定日镜的动力设备、太阳岛中的吸热系统以及换热设备，这3部分技术门槛相对较高，投资占比也比较大，未来也存在较大的下降空间。
图表11.塔式光热电站投资结构
2.最优装机规模降低投资成本
光热电站的规模也并非完全是越大越好，最理想的光热电站的规模大小需要在扩大规模的最大收益点和缺点最小化之间找到平衡点。
增加电站规模，可以降低单位成本，由于采购量的增加，供应商将可以给予项目方更低的设备价格；同样，电站的运营和维护成本同样也有规模化效应。
但是，规模过大也可能较高的热损和压力损失，规模越大的电站所附带的附属设备可能需要消耗所产出的电能越多。
从目前的技术情况分析来看，最佳的槽式光热电站的装机规模约在200-250MW左右。
以50MW和200MW槽式光热电站单位成本为例，由于很多投资项目是定额投资，随着电站建设规模的增加，单位边际成本降低，从而导致单位投资成本降低。
图表12.槽式光热电站投资结构
3.度电成本下降空间巨大
目前槽式、塔式和碟式光热发电度电成本分别为10美分/kWh、15美分/kWh和20美分/kWh，到2025年三种发电方式的度电成本有望下降到6.5、7.0和8.5美分/kWh左右。
根据IEA的预测，光热发电成本将以每年3%-4%的速度下降。
图表13.光热发电未来度电成本下降趋势预测（USD/MWh）
二、光热发电产业链分析
（一）装备制造和电站EPC是产业链核心环节
太阳能热发电的产业链可以分为基础材料、装备制造、电站EPC电站运营、电力输配等几个环节。
目前，虽然我国太阳能光热产业链条虽然完整，但是项目经验不足，不少领域在中国发展时间较短、产业基础薄弱、核心技术和产业化瓶颈尚未完全实现突破，处于初创期和发展期阶段。
作为一个处于发展初期的新兴产业，光热发电产业链的核心环节在于装备制造和电站EPC。
图表14.
光热发电产业链
图表15.光热发电产业链主要环节及代表公司
（二）聚光系统等装备制造是投资重心
成分结构方面，无论是槽式还是塔式，聚光系统在建设成本比例都占到40%左右。
导/换热系统、储热系统等设备制造产品在建设成本中的占比紧随其后。
技术壁垒方面，聚光系统、吸热、换热等核心装备技术门槛较高，只有少数企业掌握甚至仍掌握在国外企业手中。
因此聚光系统等核心设备制造企业将最先享
受光热产业规模化建设的投资红利。
图表16.内蒙古50MW槽式光热电站项目投资成本结构图表17161MW塔式光热电站项目投资成本结构
（三）光热产业由电力集团主导，电站EPC企业拔头筹
光热发电属于资本、技术密集性产业，行业门槛高，国企及几大电力集团因资金实力雄厚，且拥有火电站建设的成熟经验，将会作为主要推动者和主导者进行光热电站投资。
光热电站EPC涉及太阳能集热、常规发电、传热蓄热等多种系统集成，是一项集设计、技术、经验、工程于一体的高难度工程，对施工单位有较高要求。
尤其是建设施工经验，只有积累了运行经验，才能有效地把握电站的各个技术环节，把握电站的材料、零部件和装备的设计要求，从而得出合理的设计产品。
当前具有项目建设经验的施工单位极少，一旦政策如期而至推动行业建设规模爆发，具有示范项目建设经验的企业将拔得头筹，迎来订单黄金期。
图表17.
图表18.中广核德令哈50MW槽式光热项目中标情况图表19中控太阳能德令哈10MW塔式光热项目设备供应情况
项目标的
中标方
设备
供应商
基础设计
西班牙Ingeteam
定日镜
中控天阳能
业主工程师
西班牙Aries
场镜控制系统
中控太阳能
常规岛EPC
中电工程西北院
吸热器
杭锅集团
储热岛EPC
山东三维工程
蓄热器
杭锅集团
太阳岛EPC
首航节能、山东二建联合体
汽轮机
杭汽股份
汽轮机
东方汽轮机
全厂DCS
中控技术
熔盐泵
磨锐泵
导热油
首诺导热油
熔盐
盐湖文通和新疆硝石
油水换热器
哈尔滨汽轮机厂
三、光热发电产业市场环境分析
（一）新能源发电面临发展痛点
1.光伏、风电新能源发电对电网友好性差
随着我国新能源发电建成投产的规模不断增大，集中接入电网的安全运行问题突出，新能源发电单元脱网事故时有发生。
光伏、风电出力的变化率大不仅表现在其日出力特性上，同时其季节出力特性也较大。
因此主要受风电的随机性，反调峰性，光伏的波动性，间歇性、发电过程的难储存性等自身技术特性限制，以及发电资源和用电负荷的逆向分布、煤电为主的电源结构调峰能力不足、电网传输断面受限消纳能力不足等多因素影响，使得弃风、弃光现象不可避免。
2.光伏、风电面临“弃光弃风”并网难的痛点
根据国家能源局发布的2015年风电产业发展情况，2015年风电新增装机容量达到3297万千瓦，创历史新高，但平均利用小时数同比下降，“弃风”限电形势加剧，全年“弃风”电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均“弃风”率达到15%，同比增加7个百分点，其中“弃风”较重的地区是内蒙古（“弃风”电量91亿千瓦时、“弃风”率18%）、甘肃（“弃风”电量82亿千瓦时、“弃风”率39%）、新疆（“弃风”电量71亿千瓦时、“弃风”率32%）、吉林（“弃风”电量27亿千瓦时、“弃风”率32%）。
7月27日，国家能源局公布了2016年上半年风电并网运行情况。
据统计，2016年上半年，中国弃风电量达323亿千瓦时，逼近去年全年弃风电量。
平均利用小时数较15年上半年下降85小时至917小时，平均弃风率则上升至21%，创历史新高。
弃风限电向常态化、恶性化发展。
图表19.
图表20.我国2012-2016年第一季度奇峰情况汇总
在全国弃风问题持续恶化的背景下，甘肃、新疆、内蒙等弃风限电原本严重地区的状况更是雪上加霜。
宁夏、新疆、内蒙等2016年上半年弃风电量均等同或超过2015年全年弃风电量。
甘肃2016年上半年弃风电量也大幅度超过去年同期。
依据往年的经验，受冬季供暖以及负荷下降等因素的影响，下半年的弃风情况将会较上半年进一步恶化。
图表21.
西北五省2016年1-6月光伏运行数据
根据最新统计，2016年上半年，西北五省（区）新增光伏发电并网容量178.7万千瓦，截至6月底，累计并网容量2194.2万千瓦，占全网总装机的11.0%。
上半年，光伏发电量133.8亿千瓦时，占全网总发电量的4.5%；利用小时数611小时，弃光电量32.8亿千瓦时，弃光率19.7%。
西北五省（区）中，新疆、甘肃光伏发电运行较为困难，弃光率为32.4%和32.1%。
此外，宁夏弃光率10.9%，青海弃光率3.2%，陕西首次发生弃光限电情况，弃光率为1.7%。
3.国内经济形势下滑导致部分光伏、光热项目被废止
2016年，由于近期国内经济形势下行，新能源弃风、弃光率大幅上升，发改委曾一度叫停部分省市风电、光伏项目，待弃风限电有效缓解后另行研究。
例如2016年4与，宁夏回族自治区根据《政府核准投资项目管理办法》规定“项目核准文件自印发之日起有效期2年，在有效期内未开工建设也未按照规定向原项目核准机关申请延期的，原项目核准文件自动失效”，对超过核准文件有效期限的太阳能光伏项目10个，共计23.25万千瓦予以废止，废止项目如下：
图表22.
宁夏发改委废止10个光伏项目明细
（二）光热发电行业政策分析
1.国外政策汇总
图表23.国外新能源政策汇总
国别
电价支持政策
补贴时长
（年）
单个电站
装机限制
西班牙
皇家法案661/2009号：
固定电价前25年内0.28欧元/Kwh，25年后0.23欧元/Kwh；可调电价由普通电价+额外补贴，最高不超过0.36欧元/Kwh，最低不低于0.26欧元/Kwh;2012年取消对新建光热电站的电价补贴，对原有电站的辅助燃气发电部分也取消了电价补贴，同时要求征7%能源税
25年内
50MW
意大利
按辅助燃料比例划分分级电价：
辅助燃料占0-15%，电价0.28欧元/Kwh；辅助燃料占15-50%，电价0.25欧元/Kwh；辅助燃料大于50%，电价0.22欧元/Kwh
—
—
印度
一般性电价：
15.04~15.31印度卢比/kWh；部分省有所不同。
25年
—
南非
槽式带6小时储热：
1.854兰特/kWh；槽式无储热：
1.967兰特/kWh；塔式带6小时储热：
1.417兰特/kWh
20年
—
法国
0.30欧元/KWh
20年
12MW
希腊
264.85欧元/MWh，配置储热（至少2小时）的284.85欧元/MWh
—
—
以色列
0.20美元/KWh（20MW内的电站）；0.16美元/KWh（超过20MW的电站）
20年
—
葡萄牙
0.27欧元/KWh（10MW内电站）；0.16~0.2欧元/KWh（超过10MW的电站）
15年
—
阿尔及利亚
100%-200%普通电价补贴
—
—
约旦
0.183美元/kWh
2.4-0.9
—
摩洛哥
通过项目招标确定电价
中等
—
2.国内政策
图表24.国内重要光热发电政策汇总
年份
部门
政策名称
涉及内容
2006
科技部
《国家中长期科学和技术反战规划纲要（2006-2020）》
把光热发电明确列为重点和优先发展方向。
2007
发改委
《可再生能源中长期发展规划》
计划推进多个光热发电示范项目，并且把光热发电正式列入可再生能源领域重点发展的方向之一。
2011
发改委
《产业结构指导目录》
确立光热发电在我国可再生能源领域发展中的重要地位。
2012
科技部
《太阳能发电科技发展“十二五”专项规划》
计划在国内形成100MW光热电站设计、成套的生产和供应能力。
2012
国家能源局
《太阳能发电发展“十二五”规划》
在发电成本与光伏相当的情况下，2015实现光热装机1GW目标，2020年实现光热装机3GW的目标。
2013
发改委
《战略新兴产业重点产品目录》
光热集热管等产品进入目录。
2014
国务院
《能源发展战略行动计划规划（2014-2020年）》
明确指出要加快太阳能热发电示范工程的建设。
2014
发改委
《国家应对气候变化规划（2014-2020年）》
2020年太阳能发电装机容量达到1亿千瓦。
2014
发改委
《中控德令哈光热发电站一期工程上网电价的批复》
我国首套投入商业运营的光热发电项目，核定其上网电价（含税）为1.2元/kWh。
2015
国家能源局
《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》
计划到2020年实现光热发电总装机达到10GW，建设成本达到20元/瓦以下，发电成本接近1元/kWh。
2015
国务院
张家口可再生能源示范区
计划到2020年在张家口地区建成1GW光热电站，到2030年建成6GW光热电站。
2015
国家能源局
《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》
要求各地组织太阳能光热项目申报，培养系统集成商，以适应后续光热发电发展的需要。
2016
发改委、国家能源局
《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》
在太阳能领域重点提及了光热发电，为光热发电的发展提供了方向。
2016
发改委、工信部、国家能源局
《中国制造2025——能源装备实施方案》
提及对太阳能发电装备的相关技术攻关和应用推广。
2016
发改委
《战略性新兴产业重点产品和服务指导目录》2016版征求意见稿
在新能源产业中的太阳能产业部分，光热发电被多次提及。
2016
发改委
《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》
核定光热发电标杆上网电价为1.15元/kWh，仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。
2016
国家能源局
《国家能源局关于建设太阳能热发电示范项目的通知》
公布共20个项目入选中国首批光热发电示范项目名单，总装机约1.35GW，包括9个塔式电站，7个槽式电站和4个菲涅尔电站，无碟式项目入围。
（三）国内光热发电行业大事件
1.张家口示范区规划出台：
2015年7月，国务院批复同意设立张家口市可再生能源示范区，由国家发改委正式发布了示范区发展规划，规划到2020年实现1GW光热发电装机容量，到2030年实现6GW光热发电装机容量。
2015年11月，河北省人民政府办公厅正式下发《关于印发河北省张家口市可再生能源示范区建设行动计划（2015-2017年）的通知》，该行动计划则对未来两年的工作进行了详细安排：
要在充分论证的基础上，稳步实施太阳能热发电示范工程，在尚义
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