太阳能光热产业调研报告及市场分析.docx

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太阳能光热产业调研报告及市场分析太阳能光热产业调研报告及市场分析光执八、产业调研报告制作：

胡磊时间：

2010年6月30日光热技术概述国际光热市场发展与现状5国内光热市场现状7我对国内光热行业发展的预估9国内光热项目简介11光热技术概述和光伏发电相比，光热发电是通过大规模采光镜面阵列采集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽带动传统的汽轮发电机，从而产生电能。

ISES的数据显示，截至2009年年底，全球已并网的光热电站装机容量约70万千瓦。

光热比光伏迟缓的主要原因是电站的大规模集成技术影响了光热电站的大规模发展。

根据光热发电理论，光热发电站白天采光热后除直接驱动汽轮极发电外，同时还将部分热量存储于巨型蓄热系统中，晚间可以利用蓄热发电。

目前的光热主要分为塔式、槽式、碟式现行三种技术路线。

塔式热发电系统尽管可以实现1000度的聚焦高温，但一直面临着单位装机容量投资过大的问题（目前塔式系统的初投资成本为3.44.8万元/kW），而且造价降低非常困难，所以塔式系统五十多年来始终停留在示范阶段而没有推广开来。

槽式系统以线聚焦代替了点聚焦,并且聚焦的管线随着圆柱抛物面反射镜一起跟踪太阳而运动，这样解决了塔式系统由于聚焦光斑不均匀而导致的光热转换效率不高的问题，将光热转换效率提高到70%左右。

但是存在无法实现固定目标下的跟踪，导致系统机械笨重；抗风能力较差；热损耗较大的缺点。

其核心技术为集热管（HCE,目前，全世界仅有以色列的Solei公司和德国的Schott公司可以制造并提供。

目前三种系统中，只有槽式实现了商业化。

成熟的槽式光热发电系统，主要由集热管、聚热镜片、汽轮机和支架等零部件构成。

其中，集热管是技术含量最高的核心部件。

集热管的主要功用是，通过聚热镜收集的反射光，把管内的导热油加热到400度，最终将水变成蒸汽。

目前国内已经有北京中航空港通用设备有限公司、皇明太阳能集团、东莞康达机电等几家公司从事相关方面的研究生产。

中航通用与中科院工程热物理研究所合作研发的具有强化换热功能的集热管系统，大大降低了槽式光热发电的成本。

航通用的核心技术在于其集热管并非传统的直管，而是采用了波纹管，所以集热效率更高。

除了集热管技术含量较高以外，光热发电并不涉及什么高深的技术。

汽轮机是现成的，而集热镜片和支架等配套设备，只要市场开启，配套厂商将会蜂拥而至。

碟式系统的代表性案例一一美国SES公司的碟式-斯特林热机太阳能发电系统。

优点是：

1）光热转换效率高达85%左右，在三类系统中位居首位；

（2）使用灵活，既可以作分布式系统单独供电，也可以并网发电。

缺点是：

（1）造价昂贵，目前碟式热发电系统的初投资成本高达4.76.4万元/kW;尽管碟式系统的聚光比非常高，可以达到2000E的高温，但是对于目前的热发电技术而言，如此高的温度并不需要甚至是具有破坏性的。

所以，这样高聚光度的优点实际上并不能得到充分的发挥；（3）热储存困难，热熔盐储热技术危险性大而且造价高。

光热发电技术方面中国科学院电工研究所和北京太阳能研究所是国内的主要基础研究承担者。

太阳能光热要求直接辐射在每年1900千瓦小时/平方米以上，这个资源条件全世界只有美国、欧洲的西班牙、非洲和中国具备。

美国和西班牙已捷足先登，建立了各自的光热发电项目，而在中国，内蒙、新疆、青海和西藏等广袤地区，尚有大片的光热资源等待开发。

这背后蕴藏的，将是一个巨大的设备制造市场。

国际光热市场发展与现状国际光热市场发展与现状20世纪80年代初期，以色列和美国联合组建了LUZ太阳能热发电国际有限公司。

从成立开始，该公司集中力量研究开发槽式抛物面聚光反射镜太阳能热发电系统。

从1985年-1991年的6年间，在美国加州沙漠相继建成了9座槽式太阳能热发电站，总装机容量353.8MW总投资额10亿美元，年发电总量为8亿千瓦时，上网电价在1417美分/千瓦时之间，光电转换率为14%并投入网营运。

经过努力,电站的初次投资由1号电站的4490美元/KW降到8号电站的2650美元/kW,发电成本从24美分/KWh降到8美分/KWh为继续推动太阳能热发电的发展，以色列、德国和美国几家公司进行使用，他们计划在美国内华达州建造两座80MV式太阳能热电站，两座100MW太阳能与燃气轮机联合循环电站。

在西班牙和摩洛哥分别建造135MV和18MW太阳能热发电站各一座。

从1981-1991年10年间，全世界建造了装机容量500kW以上的各种不同形式的兆瓦级太阳能热发电试验电站余座，其中主要形式是塔式电站，最大发电功率为80MW由于单位容量投资过大，且降低造价十分困难，因此太阳能热发电站的建设逐渐冷落下来。

但对塔式太阳能热发电的研究开发并未完全中止。

1980年美国在加州建成太阳I号塔式太阳能热发电站，装机容量10MW经过一段时间试验运行后，在此基础上又建造了太阳II号塔式太阳能热发电站，并于1996年1月投入试验运行。

1983年美国加州喷气推进试验室完成的盘式斯特林太阳能热发电系统，其聚光器直径为11m最大发电功率为24.6kW，转换效率为29%1992年德国一家工程公司开发的一种盘式斯特林太阳能热发电系统的发电功率为9kW到1995年3月底，累计运行了17000h，峰值净效率20%月净效率16%该公司计划用100台这样的发电系统组建一座MW的盘式太阳能热发电示范电站。

三种系统目前只有槽式线聚焦系统实现了商业化，其他两种处在示范阶段，有实现商业化的可能和前景。

三种系统均可单独使用太阳能运行，安装成燃料混合（如与天然气、生物质气等）互补系统是其突出的优点。

就几种形式的太阳热发电系统相比较而言，槽式热发电系统是最成熟，也是达到商业化发展的技术，塔式热发电系统的成熟度目前不如抛物面槽式热发电系统，而配以斯特林发电机的抛物面盘式热发电系统虽然有比较优良的性能指标，但目前主要还是用于边远地区的小型独立供电，大规模应用成熟度则稍逊一筹。

应该指出，槽式、塔式和盘式太阳能光热发电技术同样受到世界各国的重视，并正在积极开展工作。

目前；国际上最大的商业化太阳能热塔式发电站是西班牙PS1Q装机容量为11MW,在建的最大太阳能热塔式发电站是西班牙PS2Q装机容量为20MW。

2007、2008两年，世界上太阳能热发电的在建装机容量是07年之前20年的8倍，太阳能热发电技术已经进入快速发展时期。

目前美国光热发电电站建设的平均成本约为4000美元/KW发电成本约为每千瓦时0.12-0.18美元，国内光热电站建设平均成本估计在1.5万元/KW左右。

核心技术的不断突破和产业的规模化发展都会显著降低建设成本和运营成本，使光热发电与传统的发电方式成本相比具有竞争力。

预计到2015年，光热发电的电力成本将达到每千瓦时0.08-0.11美元，到2020年低于每千瓦时0.07美元。

/截止2009年年底，全球并网运行的光热发电电站总容量达606MW全部集中在美国和西班牙。

在建项目近1.3GW有12.6GW的项目工程到2014年之前会宣布开工，项目遍及亚洲、欧洲及北非等太阳能资源丰富地区。

预计到2015年,全球所有光热发电项目规模将达17GW以上。

*实际上，欧美各国已经开始将光热发电作为未来替代传统能源的主导选择。

2009年7月，欧洲各国联合启动“欧洲沙漠行动”，各国政府和企业计划在未来10年内投资4000亿欧元，在撒哈拉沙漠地区建立庞大的光热电站，该项目至少将满足全欧洲15%的电力需求。

据了解很多国家和地区已经开始鼓励光热、限制光伏。

美国加利福尼亚州的规划要求，到2030年，光热发电与光伏发电的装机比例为4:

1。

国内光热市场现状国内光热市场现状国家能源专家咨询委员会的专家说：

十二五（2011年2015年）期间，光热将获得一个爆发式的发展。

”光热发电技术方面中国科学院电工研究所和北京太阳能研究所是国内的主要基础研究承担者。

光热发电对资源的要求比较高，要有便宜的土地、便宜的水源、丰富的光照，而且地势要求比较平坦。

全国适宜发展光热的资源也是有限的，谁先上项目这土地就给谁，从09年开始很多企业蜂拥而上报项目。

国家科技部太阳能光热产业技术创新战略联盟理事会负责人说：

“几乎就是09年四季度到10年5、6月这半年多，三四个GW的项目就冒出来了。

”而3年前，五大电力集团中只有华电跟随中科院做一个示范性项目，“其他电力企业根本就没接触光热。

”华电集团一直是在光热发电领域走得最早、最快的电力巨头。

2007年，国家在北京延庆启动1兆瓦光热发电示范项目，随后，华电集团开始积极布局，目前已经在河北廊坊、甘肃嘉峪关、新疆格尔木等地开展光热发电前期工作。

2009年12月17日，华电新能源公司与澳大利亚雄狮国际签署合作协议，双方准备在格尔木市携手开发100万千瓦光热发电项目。

2010年1月5日，华电新能源公司又与嘉峪关市签署总额超过260亿元的战略合作协议，其中就包括在该市发展光热发电。

并且华电已经成立了自己的光热的研发中心。

目前各大发电集团都有自己的光热发电示范项目，虽然只是小型示范项目，不过各发电集团都预留了大量后续扩建的土地。

例如国电吐鲁番光热项目目前仅仅为100千瓦，但圈地有几千亩，就是为了将来的大规模扩张。

在成本因素和“占地为王”思想的支配下，电力企业都在示范项目的基础上囤积了大量后续扩建的土地。

根据现状分析光热发电的圈地热潮才刚刚开始，今后两三年间会达到顶峰。

如国电、绿能都已经着手开始了DNI（太阳直接辐射）工作皇明与中科院电工所在北京延庆合作的1兆瓦塔式太阳能光热发电项目，最快2011年6月即可建成发电，未来该电站规模将达到100兆瓦，预计该项目发电成本可以达1元/千瓦时，低于光伏发电的综合成本。

北京江海泰克投资公司和皇明集团已经达成意向，双方将成立一家合资公司，致力于光热发电设备的生产制造。

2010年，除五大电力集团外，天威保变（600550.SH）、美国eSolar等企业也先后宣布进军光热发电。

国外的光热设备商也已经将目光瞄准中国市场。

2010年1月9日，美国太阳能发电供应商eSolar公司与山东蓬莱电力设备制造有限公司签订协议，除通过蓬莱电力推销技术设备外，eSolar公司还计划几年内投资50多亿美元，在中国建立200万千瓦的光热发电机组。

而即将进行特许权招标的内蒙古光热发电项目，则是由德国太阳千年公司在组织可行性研究报告。

2009年10月，“中国太阳能光热产业技术创新战略联盟”成立，首批成员包括中国科学院电工研究所、华电集团、皇明太阳能、保定天威、上海交大等30家企业和研究所。

该联盟计划在“十二五”期间，争取在中国西部建设1000兆瓦级规模的光热发电站。

该联盟的首届理事长为中国科学院电工研究所王志峰研究员。

中国科学院电工研究所已经在国家高技术发展计划支持下，于北京八达岭开始建设1兆瓦的太阳能塔式热发电实验项目。

2010年6月至7月，位于内蒙古鄂尔多斯的50MW光热发电项目特许权招标将正式开始。

在此之前，我国光热发电一直停留在技术研发和示范项目建设阶段，该项目招标的启动标志着我国的光热发电产业化迈出重要的一步。

可预见在这一战略性产业的最初阶段，政府将出台相关的支持性政策，必然为资本市场所关注，潜在投资机会很大。

从这个层面上分析，两类企业会在近年内获得资本市场的关注：

一类是光热发电系统研发和项目建设企业，如天威集团和三花股份两家公司均已开始着手光热电站项目的规划工作;另一类是光热发电相关核心材料和设备制造商,包括研制斯特林太阳能发动机的航空动力和规模生产太阳能玻璃的金晶科技等。

我对国内光热行业发展的预估我对国内光热行业发展的预估我对于国内光热行业发展的判断和预估建立在以下八点的基础上：

1、对比光伏，光热发电不使用多晶硅，避免了“高污染、高耗能”；2、发电成本不再受到国际多晶硅行情的影响；、3、光热发电的规模越大，成本越低；4、光热发电只适合年辐射量在1900千瓦时/平方米以上的地区，而且土地坡度不能超过3%更重要的是，光热发电还需要大量水源用来冷却。

一般说来，50兆瓦的光热发电系统年用水量在15万方左右，与火电基本一致。

但是符合以上日照和用地条件的地区，大多在西北西南，水源相/对匮乏。

、5、据了解，从2009年9月到现在，我国光热发电项目又增加了3GW这些项目都已完成了项目建议书，而这3GW的数字还不包括五大发电集团私下运作的项目，待首次特许权投标完成后，这些项目会逐渐浮出水面，真正对光热行业形成巨大冲击；6、光热和火电一样通过汽轮机发电，而且光照不足时可通过储热发电，所以比光伏、风电更有利于电网系统的稳定，而光伏并网，到现在都是一个巨大的难题；7、现在能进行设备生产的企业还不太多，但未来肯定会大量出现。

而据了解很多美国企业正在中国寻找合适的合作伙伴进行设备生产；（最有力的例子就是：

2010年1月9日，美国太阳能发电供应商eSolar公司与山东蓬莱电力设备制造有限公司签订协议，除通过蓬莱电力推销技术设备夕卜，eSolar公司还计划几年内投资50多亿美元，在中国建立200万千瓦的光热发电机组。

）8光热发电从采光、导热、后续发电等各个环节的核心技术已经被国内的一些研究所和企业掌握。

经过对光热产业信息收集、整理和分析，我个人得出以下结论：

1、国内光热产业市场会在很短的时间内被炒热，市场上将形成以五大电力集团为首、国外各大企业研究所与国内企业联合体为辅的竞争格局；2、国内光热产业的市场规模很可能在3-5年内超过光伏产业市场；3、大大小小的光热设备生产厂将如雨后春笋一般迅速在全国冒头；（这当然也是一个借项目圈地难得的好时机！

!

）/4、首次光热特许权投标完成后，会有很多项目被迅速批复、兴建，在初期光热设备会出现供不应求的局面而导致价格猛涨；5、核心技术的研发企业将具有极大地市场潜力；6、中小型企业在前期可能会获得生产空间，但只有大型企业才能在光热市场上生存下去，而一旦错过最初的圈地行动后，很难在有面积合适的地域适合建立大型光热电站，而只有超大型光热电站才能控制成本，这一点充分说明这个市场的门槛较高；如果中海阳要进入光热市场，我个人建议：

1.通过民间资本募资成立设备生产的新公司，与美国大型企业签订合作协议共同开发中国市场，在资金当地合作建厂投产，（利用资本本身的资源）迫使当地政府和银行全力支持，在未来2-3年来，把设备的第一桶金赚到；2.在第一步的过程中，通过设备厂从政府、银行、民间、国外资本市场募集资金，形成研发势力，形成上游优势；3.三年必须上市，从股市募资圈钱，并购或收购更多设备生产企业，尽力扩大企业规模，以迎接光热市场5年左右会出现的清洗淘汰中小企业的市场行为；国内光热项目简介国内光热项目简介目前国内项目能收集到的，只有即将在7月初开始的首轮光热特许权招投标，以下为该项目的介绍：

项目名称：

首轮光热发电特许权招标时间：

预计是7月初公开招标地点：

2009年2月内蒙古水利厅批复的该项目水土保持方案资料，项目位于内蒙古鄂尔多斯杭锦旗巴拉贡镇境内，占地一百多公顷。

项目情况：

该项目建设周期将为两年。

业内人士预计，招标后的上网电价可能会在1.81.9元。

根据国内相关法律规定，外资投资电力比例不得超过25%加之在光热发电系统集成上缺乏经验，所以未来由国内几大电力公司与国外相关公司组成联合体竞标，将是最为可行的方式。

依据目前情况来看，竞标者将不会少于十家。

项目起源：

2003年开始酝酿；2005年启动项目选址；2006年中德科技论坛上与德方签订合作书；2007年，德国太阳千年与其中方合作伙伴内蒙古绿能新能源有限公司合资设立了内蒙古施德普太阳能开发有限公司，专门从事中国首个太阳能槽式热发电的可研报告编制工作。

该报告于2009年初完成并上报国家能源局。

根据最初的规划，这个项目占地1.95平方公里，由德国太阳千年股份与内蒙古绿能新能源共同投资建设，其中中方控股75%。

年总发电量为120278925千瓦时，按含税上网电价2.26元/千瓦时，不含税。

上网电价2.14元/千瓦时计算，当资本金内部收益率达8.86%时，资本金投资回收期为15.92年。

国家能源局原本打算以核准电价方式批复该项目，但敦煌光伏项目爆出1.09元的低价后，让光热发电原本的价格优势尽失。

如果再以2.26元的电价批复鄂尔多斯项目，显然不利于光热发电的长期发展，决策者也将面临一定压力。

因此最终米取的办法是：

遵循市场机制，米取特许权招标的形式确定最终上网电价。