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光热发电行业深度分析报告

2016年光热发电行业深度分析报告

光热发电具备比较优势，未来发展空间巨大：

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。

根据聚光方式的差异，光热发电可以分为四种技术路线：

槽式、塔式、碟式、菲涅尔式，其中槽式和塔式是目前的两种主流技术路线，未来我们相对看好塔式技术的发展前景。

当前光热成本较高，而技术进步、设备国产化、规模效应是降本的核心驱动力；根据IEA的预测，光热度电成本将以每年3%-4%的速度下降，直至最终实现平价上网。

欧美国家政策大力推动，全球光热发电装机快速提升：

光热发电自1984年首座电站商业运营，其后经历了1990-2006年的停滞，2009年以来迎来快速发展。

根据CSPPLAZA统计，截至2015年底，全球累计光热发电装机容量达到4.94GW，其中西班牙占比48%，主要得益于FIT政策的推动；美国占比37%，主要受益于投资税收抵免（ITC）、贷款担保制度、可再生能源配额制以及专项资金支持等多层次政策体系。

近年来，南非、印度、摩洛哥等新兴市场装机容量也呈现快速增长的态势。

国内上网电价重磅出台，1GW示范项目批复在即：

“十二五”期间，国内光热行业已启动试验示范项目，并有部分光热电站并网运行；截至2015年底，国内累计装机规模约18.1MW，中控太阳能公司德令哈50MW塔式光热电站一期工程电价已获国家发改委核准，批复上网电价为1.2元/kWh。

2015年12月15日，国家能源局下发《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》，提出到2020年底实现光热装机10GW，投资成本达到20元/W以下，发电成本接近1元/kWh。

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，规划到2020年、2030年分别实现1GW、6GW光热装机容量。

2015年9月23日，国家能源局正式下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，示范项目建设装机总量总计1GW，

申报的总装机约8.83GW。

近期，国家发改委下发《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定示范项目上网电价为1.15元/kWh，1GW示范项目批复在即。

国内政策体系有望在“十三五”期间逐渐完善，推动国内光热产业快速发展。

“十三五”开启光热千亿盛宴，核心设备供应商有望直接受益：

综合考虑“十三五”规划（征求意见稿）目标与《中国可再生能源发展路线图2050》的情景假设，我们预计2020年国内光热累计装机容量有望达到5GW，2030年有望达到30GW，2050年有望达到180GW；预计2016-2020年新增装机规模分别为0.2GW、0.5GW、1GW、1.5GW、2GW，市场规模将从2016年的56亿元增至2020年的400亿元，“十三五”累计市场规模高达1156亿元。

光热装机的爆发式成长，将显著拉动光热核心设备的需求，我们预计聚光系统、导/换热系统、储能系统、发电系统、电气系统和控制系统等六大核心系统的“十三五”累计市场规模，将分别达到486亿元、173亿元、162亿元、127亿元、46亿元和23亿元，光热核心设备供应商将分享这一盛宴。

投资建议：

上网电价的重磅出台标志着国内光热市场正式规模化启动，且高景气有望贯穿整个“十三五”期间，我们看好光热板块的投资机会，后续示范项目批复落地、“十三五”规划正式出台、投资成本下降超预期等都将是板块上涨的催化剂。

“十三五”期间新增超过1000亿元的光热市场，将为核心设备供应商、EPC厂商带来巨大的利润弹性，相关上市公司股价有望迎来戴维斯双击。

我们看好拥有核心技术、可以实现国产化、引领成本下降的核心设备制造企业，以及能够提供光热电站整体解决方案或创新商业模式的EPC龙头企业，相关标的包括杭锅股份（002534.SZ）、首航节能（002665.SZ）、三维工程（002469.SZ）、金通灵（300091.SZ）、中海阳（430065.OC）；另外，有潜力参与光热电站开发运营的东方能源（000958.SZ）亦值得关注。

风险提示：

政策落地进度不及预期；光热示范项目建设推进不及预期；光热核心设备国产化、成本下降慢于预期。

内容目录

光热发电具备比较优势，未来发展空间巨大-6-

何谓光热发电？

-6-

与光伏发电相比，光热发电具有独特的比较优势-6-

光热发电塔式技术可能更具发展前景-9-

光热发电未来成本下降空间较大-12-

欧美国家政策大力推动，全球光热发电装机快速提升-15–

全球光热发电装机快速提升-15–

西班牙：

FIT促进光热装机容量达到全球第一-16-

美国：

多层次政策支持助推光热发电行业快速发展-17-

新兴市场光热发电新增装机有望超越传统市场-20-

国内上网电价重磅出台，开启千亿市场空间-22-

中国光热可开发资源丰富，装机提升空间巨大-22-

国内“十三五”规划定调光热中期发展思路-23-

光热示范区与示范项目规划陆续出台-25-

国内光热上网电价重磅出台，1.15元/kWh可实现商业化运营-27-

国内光热产业链逐渐形成，奠定未来产业化基础-28-

光热产业迎来从0到1，开启千亿市场空间-29-

投资建议-31-

行业投资策略-31-

杭锅股份（002534.SZ）：

具备先发优势的光热核心设备供应商-31-

首航节能（002665.SZ）：

国内光热行业的龙头企业-31-

三维工程（002469.SZ）：

光热传储热系统的黑马-32-

金通灵（300091.SZ）：

光热汽轮机的佼佼者-32-

东方能源（000958.SZ）：

光热电站的潜在运营商-33-

中海阳（430065.OC）：

专业的光热电站系统集成商和核心设备供应商-33-

风险提示-33-

图表目录

图表1：

光热发电能量转换示意图-6-

图表2：

光热电站结构图-6-

图表3：

光热发电与光伏发电主要技术参数对比-7-

图表4：

各类型发电站的寿命期对比（年）-8-

图表5：

生命周期内碳排放量比较（g/kWh）-8-

图表6：

光热发电与海水淡化联产示意图-9-

图表7：

槽式光热发电系统结构图-9-

图表8：

槽式光热电站实景图-9-

图表9：

塔式光热发电系统结构图-10-

图表10：

塔式光热电站实景图-10-

图表11：

碟式光热发电系统结构图-10-

图表12：

碟式光热电站实景图-10-

图表13：

线性菲涅尔式光热发电系统结构图-11-

图表14：

线性菲涅尔式光热电站实景图-11-

图表15：

四种主流光热发电技术对比-11-

图表16：

四种光热发电技术主要参数对比-12-

图表17：

光热发电成本下降路径-12-

图表18：

中国50MW槽式光热电站投资结构（含储能）-13-

图表19：

50MW塔式电站投资成本分拆-13-

图表20：

50MW光热电站太阳岛成本分拆-13-

图表21：

槽式光热电站投资结构（50MW、7.5h）-14-

图表22：

槽式光热电站投资结构（200MW、7.5h）-14-

图表23：

光热发电未来度电成本下降趋势预测（USD/MWh）-14-

图表24：

全球新增光热发电装机容量（MW）-15-

图表25：

全球累计光热发电装机容量（MW）-15-

图表26：

2015年光热发电装机国家分布情况-15–

图表27：

全球光热资源分布图-16–

图表28：

全球累计光热发电装机容量预测（GW）-16-

图表29：

西班牙年度光热发电量（亿kWh）-17-

图表30：

西班牙年度累计光热装机容量（MW）-17-

图表31：

西班牙光热发电政策汇总-17-

图表32：

美国年度光热发电量（亿kWh）-18-

图表33：

美国年度累计光热发电装机容量（MW）-18-

图表34：

美国历年光热技术研发支持额度（万美元）-19-

图表35：

美国光热发电LCOE预测（美分/kWh）-19-

图表36：

2012年美国Sunshot计划支持科研项目明细-19-

图表37：

美国光热发电政策汇总...-20-

图表38：

2015年全球光热建成装机容量前10位的国家（MW）-20-

图表39：

南非第一轮与第三轮可再生能源平均中标电价对比-21-

图表40：

2014年全国陆地表面辐射量-22-

图表41：

国内新增光热发电装机容量（MW）-23-

图表42：

国内光热发电开发主体市场份额占比-23-

图表43：

光热发电“十三五”规划各地区申报装机容量统计（MW）-24-

图表44：

国内光热发电累计装机容量预测（GW）-24-

图表45：

国内光热发电单位投资成本预测（元/W）-24-

图表46：

国内国光热发电政策汇总-25-

图表47：

张家口光热示范区项目申报情况统计-26-

图表48：

光热示范项目主要申报业主统计-27-

图表49：

示范项目申报项目各技术路线占比-27-

图表50：

光热产业链概述-28-

图表51：

国内光热产业链基本情况-29-

图表52：

国内光热新增装机容量预测-29-

图表53：

国内光热市场规模预测-29-

图表54：

国内光热市场核心设备市场规模预测（亿元）-30-

光热发电具备比较优势，未来发展空间巨大

何谓光热发电？

光热发电的概念：

光热发电（CSP）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。

图表1：

光热发电能量转换示意图

主流的槽式、塔式以及菲涅尔式光热电站一般主要包括3大部分：

（1）太阳岛，包括反射镜、集热器等；

（2）储热系统，包括熔融盐、储热系统；（3）常规岛，通过储热工质加热水产生高温高压蒸汽，发电系统，冷凝装置等。

图表2：

光热电站结构图

与光伏发电相比，光热发电具有独特的比较优势

电能质量优良，稳定性高：

光热发电与常规火电在原理上相同，都是将热能转换为电能，直接输出交流电，不必像光伏发电一样还需要逆变器转换，电力传输技术更加成熟，稳定性更高，可以与电网直接对接，电力品质好。

可储能、可调峰、可连续发电：

热能具有易储存性，储热的效率和经济性要显著优于储电和抽水蓄能。

配置专门储热装置的光热电站可以储存白天的多余热量，等到晚上再利用其进行发电，从而实现光热电站24小时的连续供电。

储热保证了光热发电输出电流的稳定性，避免了光伏发电难以解决的并网调峰问题。

考虑储能情况下，光热电站更具成本优势：

在不考虑储能的情况下，光伏电站的造价大约是6-8元/W，远低于光热电站的建设成本，因为光热发电的能量转化更复杂，过程更多，投资成本自然越高；而在考虑储能的前提下，光热电站的成本是最低的，储热储能的成本是3元/W，而储能10小时的铁锂电池组储能系统的造价高达22-25元/W。

储热型光热发电与储能光伏电站相比，在成本方面有一定的竞争优势。

光热发电与光伏发电综合比较：

整体而言，光热发电在储能、转化效率、核心技术、设备国产化情况等方面具有优势；但是光伏也有其优势，光伏发电可利用太阳光的全辐射，不受地域的限制，系统简单、运行维护容易，可实现与建筑物的一体化，不需要水资源，宜于分散设置。

光热发电与光伏发电各具优势，需要协同发展，在我国西部太阳能直接辐射强度高的地区，采用配置足够容量储能系统的光热发电技术具有明显的优势。

在全国范围内，利用建筑物屋顶、墙面、闲置的场地和水面，建设分布式太阳能发电项目，光伏发电技术成为首选。

图表3：

光热发电与光伏发电主要技术参数对比

光热电站生命周期更长，污染更少：

在所有的发电方式中，光热发电的寿命期仅低于核电，与火电和水电持平，明显高于光伏和风电，是寿命期最长的可再生能源。

光热发电生产和发电环节均无污染，是真正的清洁能源。

光热发电需要的材料普遍并且廉价，比如导热材料可以循环使用。

从二氧化碳排放的角度来看，光热电站全生命周期二氧化碳排放仅为12g/kWh，远远低于其他发电方式。

光热发电可与多种产业协同：

太阳能光热发电可同时生产氢气等聚光太阳能燃料（CSF），并可同时进行海水淡化、太阳能空调、工业热气、热电联产等。

据IEA预测，到2030年，太阳能光热发电系统将开始提供具有竞争力的太阳能或太阳能相关的气体或液体燃料；到2050年，太阳能光热发电将可以生产足够的太阳能氢以代替全球3%的天然气消费和近3%的全球液体燃料消费。

以海水淡化为例：

在光热发电过程中，锅炉内的水不断加热，水蒸汽不断产生，当蒸汽通过涡轮机后一般会排放到空气中，这不仅造成水本身的浪费，而且较多的热能随着蒸汽转移到空气中，也造成了能源的浪费。

若把锅炉中加热的水换成海水，加热过程中定时排出析出的粗盐，发电后再把蒸汽收集进行冷凝。

不仅能够发电，还同时充分利用了海水中的淡水和多种化学物质。

与现有常规光热发电相比，光热海水淡化发电的优势在于它能把蒸汽携带的热量充分利用，以提高发电的效率。

而且它同时也是一套海水淡化设备，能在发电过程中同时淡化海水。

比起常规的蒸馏淡化设备采用电能来进行淡化，采用太阳能的光热海水淡化发电站有着显而易见的优越性、环保性。

图表6：

光热发电与海水淡化联产示意图

光热发电塔式技术可能更具发展前景

光热的四种技术路线：

根据聚光方式的不同，光热发电可分为四种方式：

槽式、塔式、碟式、菲涅尔式。

其中，槽式和塔式是目前两种主流的光热利用技术。

从目前行业发展的情况来看，槽式技术应用更多，但成本下降速度趋缓，未来我们更看好塔式技术的成本竞争优势。

塔式光热电站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。

同时，相对于槽式系统，由于省掉了管道传输系统，热损失小，系统效率高，也更便于存储热量。

因此塔式技术更具发展潜力。

槽式技术：

槽式光热电站采用槽式聚光镜和吸热管来聚焦和吸收太阳光热能，进而转化成电能。

其工作原理是槽式反射镜将太阳光汇聚到太阳能集热管上，集热管内有吸热管，用来吸收太阳光加热内部的导热油，把导热油加热到400℃左右。

导热油通过热交换器把水加热到300℃左右形成蒸汽，水蒸汽去推动蒸汽轮机旋转带动发电机发电。

塔式技术：

塔式光热电站利用定日镜将太阳光聚焦在中心吸热塔顶部的吸热器上，加热吸收工质使其直接产生蒸汽或换热后再产生蒸汽。

目前，处于商业化初期的塔式电站为降低技术风险，多采用水或水蒸气作为工作介质，未来大型的商业化塔式系统将以熔盐为介质。

碟式技术：

碟式光热电站采用旋转抛物面聚光镜，将阳光聚焦在焦点上，采用斯特林发电机吸收光能加热工质驱动发电机发电。

碟式光热发电具有很高的光热电转换效率，年均光热电转换效率已达25%，峰值光热电效率理论上最高可达到30%，但造价高昂，是几种光热发电技术中最高的，目前功率造价在40-60元/W。

菲涅尔式技术：

菲涅尔式光热电站是简化的槽式系统，主要区别在于用平面镜取代槽式中的曲面镜。

菲涅尔式是用一组平板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。

相比槽式系统，菲涅尔投资成本低但效率低。

成本的降低主要来平面镜取代抛物面式的曲面镜：

平面反射镜的制造难度更低；平面镜可贴近地面，从而减少风载和钢的使用。

同时但聚焦精度比槽式差。

平面镜的聚焦精度更差，降低了系统的采光效率。

塔式技术更具广泛实用性：

在目前的四种光热发电技术中，槽式技术更加成熟，其商业化程度最高，全球光热发电装机容量占比最大的是槽式技术，但是其管道系统比塔式复杂得多，热量及阻力损失大，真空管破损更换增加成本。

塔式技术由于不需要大量管道，具有很大的成本空间，同时其工作温度更高，发电效率高于槽式技术，但是，塔式技术更复杂，投资较大，发电成本高，成本下降空间较大。

碟式技术光热发电效率更高，每个单元可独立运行发电，适用分布式项目，但是缺点在于无法储能，并且斯特林发电机造价高。

菲涅尔式技术连接简单，反射镜为平面镜，但是工作温度较低，发电效率在四种技术中最低。

图表15：

四种主流光热发电技术对比

图表16：

四种光热发电技术主要参数对比

光热发电未来成本下降空间较大

度电成本下降的三大驱动力：

未来光热发电具有较大的下降空间，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。

图表17：

光热发电成本下降路径

集热场、储热系统和导热系统占比高，未有很大的下降空间

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18：

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。

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。

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23：

光热发电未来度电成本下降趋势预测（USD/MWh）

欧美国家政策大力推动，全球光热发电装机快速提升

全球光热发电装机快速提升

全球光热装机数据：

光热发电自1984年首座电站商业运营，其后经历了1990-2006年的停滞，2009年以来迎来快速发展。

根据CSPPLAZA统计，截至2015年底，全球累计光热发电装机容量达到4.94GW，同比增长9.3%。

在新增装机容量方面，2015年全球新增光热发电容量0.42GW，其中摩洛哥新增了160MW，南非和美国各新增150MW和110MW。

光热装机按国家分布：

在国家分布方面，西班牙和美国是光热发电装机容量最大的国家，截至2015年底，西班牙光热发电装机容量2.36GW，占全球光热发电装机容量的48%；美国光热发电装机容量约为1.83GW，占总装机容量的37%；其他国家光热发电装机容量为0.75GW，占总装机容量的15%。

图表26：

2015年光热发电装机国家分布情况

全球光热资源分布情况：

根据国际太阳能热利用区域分类，全世界太阳能辐射强度和日照时间最佳的区域包括北非、中东地区、美国西南部和墨西哥、南欧、澳大利亚、南非、南美洲东、西海岸和中国西部地区等。

根据德国航空航天技术中心推荐，不同地区太阳能热发电技术和经济潜能数据及其技术潜能基于太阳年辐照量测量值大于6480MJ/m2，经济潜能基于太阳年辐照量测量值大于7200MJ/m2。

图表27：

全球光热资源分布图

光热全球装机预测：

由于西班牙依靠较高的上网电价，美国依靠可再生能源配额制以及税收优惠和贷款担保政策，全球光球光热发电产业迅速发展，根据IEA2014年预测，光热发电全球累计装机容量在2020年会达到11GW，平均增长率到达18.14%。

随着2015年底美国共和两党最新达成的协议，同意延长可再生能源税收优惠期5年至2021年底。

中国也在近期推出了光热上网电价补贴政策，可以预见全球光热发电即将迈入高速增长的轨道。

图表28：

全球累计光热发电装机容量预测（GW）

西班牙：

FIT促进光热装机容量达到全球第一

西班牙光热装机数据：

目前西班牙是光热发电装机容量最大的国家，截止2015年底，西班牙累计装机容量为2.36GW。

2015年西班牙全年光热发电量达到51.25亿kWh，占全国总用电量的比重为2%左右。

西班牙采用FIT补贴机制促进光热发电产业发展：

西班牙是第一个采用FIT补贴机制促进光热发电产业发展的国家，2007年规定的光热发电上网电价补贴为0.27欧元/kWh，2009年又将该额度上调至约0.28欧元/kWh。

得益于该FIT补贴政策的实施，光热发电项目开发在西班牙成为可显著盈利的可再生能源项目，短期内西班牙光热发电装机容量获得跳跃式大幅度增长，总装机容量长期占据全球第一。

图表31：

西班牙光热发电政策汇总

西班牙有望推出新补贴制度：

较高的固定FIT补贴机制的缺陷在于难以促进光热发电技术的长期发展和成本的持续下跌，因为如果现有技术水平已经可以保障项目显著收益率的情况下，开发商对推动技术革新就不积极。

所以西班牙FIT补贴机制未能很好地引导产业向更低电价成本的方向发展，2012年底西班牙政府迫于财