如何看待光热电站的经济性？

光热电站的经济性应该参照全生命周期的度电成本。

1.度电成本：光热+熔盐储能的方案具备经济性优势，未来有望进一步降低

光热发电正处于规模化发展和技术快速进步阶段，随着规模化成本降低和发电 效率提高，熔融盐储能光热发电的度电成本将进一步下降:预计到 2026 年，塔 式光热电站的度电成本可进一步降低至 0.5287-0.5312 元/kWh(含运维优化，研 究测算完成于 2023 年)。光热发电相比其他电源相比，全生命周期更为低碳， 涉网性能更为优越，随着电力市场改革，绿电交易、碳排放交易等市场的建立 与成熟其调节支撑、绿色低碳等价值都将在收益中得以体现，投资经济性将大 幅提高。

光热电站的成本受很多因素影响，不仅有电站的初始投资，也包括电站整个生 命周期内的支持成本，主要与电站建造成本、运营维护成本、年发电量、财务 成本、税金等因素有关。接下来拆分进行分析：

1.1 建设成本：只考虑初始投资折旧，度电成本已降至 0.3-0.6 元/kwh

相对于光伏发电系统，目前以塔式为主流构型的光热发电系统前期投资较大。 前期投入包括设备成本、土地成本、建设费用等，而设备成本中，包括聚光镜 场、吸热塔/槽、储热系统（熔盐罐等）、蒸汽轮机、发电机等，由于场址(太阳 光资源及气象条件)、总承包招标范围、服务内容不尽相同，此外技术路线、镜 场面积，储热时长(8-12 小时不等)、财务模式等均存在差异,因此总承包价格不 具有直接横向对比性，但是由于除了碟式之外的光热发电系统均为大型系统， 因此前期投资额普遍较高。

聚光系统、吸热系统、储换热系统(储热系统、蒸汽发生系统)投资占整个电站 投资的近 70%，是决定电站投资高低的重要因素。

只考虑初始投资的 25 年折旧，目前光热电站度电成本已经降至 0.3-0.6 元/kwh 的区间（2024 年数据）。从现存示范项目看，容量为 50MW 的项目投资区间一般 为 10-18 亿元，容量为 100MW 的项目投资接近 30 亿元，但是由于技术路径和工 程实现方式的不同，实际上的发电量有较大差异，若假设初始投资金额以 25 年 直线折旧，不考虑运维成本的情况下，平均的度电成本在 0.3-0.6 元/kwh 之 间，其中青海中控德令哈塔式光热电站的成本最低，为 0.31 元/kwh。

1.2 运维成本:测算得到运维费用为 0.03-0.04 元/kwh 量级

电站运维成本主要包括修理费、人员工作及福利、保险费、材料费和其他费 用。由于目前存量项目相对较少，我们通过几种方式进行估算运维成本：

①参照光伏发电

目前，光伏发电的运维成本约为 0.03-0.05 元/（(W·年)。据中国光伏行业协 会数据，2024 年，集中式地面电站运维成本为 0.038 元/(W·年)（同比下降 2.6%），分布式光伏系统运维成本为 0.046 元/(W·年)（同比下降 2.1%）。光伏 行业是一个相对成熟的行业，数据可以作为光热电站运维成本测算的一个参 照。

将元/（W·年）的单位按照各光热电站的装机容量及 2024 发电量换算成度电成 本(取 0.04 元/（(W·年))，可以估算出参照光伏发电的光热发电运维成本，实 际成本约为 0.01 元-0.03 元/kwh。由于光热发电属于相对新兴的行业，而光伏 产业目前早已进入成熟阶段，因此我们认为通过这个方式估算的运营维护成本 代表了未来光热发电可能能到达的一个成本水平，但不是现有的水平。

②参照已有项目招标结果

目前光热电站的运维合同已有招标案例，根据三峡能源甘肃瓜州 100MW 光热电 站运维委托服务的招标结果（服务期限为 2025-2027 共 3 年），3 年期运维合同 （含定日镜场及吸热系统）的中标价格为 2756.3 万元，估算一个 100MW 光热电 站平均一年运维费用约为 919 万元（不含发电系统），参照同量级的首航高科敦 煌塔式光热电站及中船新能乌拉特槽式光热电站的 2024 平均发电量，度电运维 成本约为 0.0357 元/kwh。由于现存同量级电站的发电量已经历爬坡期，我们认 为这个数据或在项目成熟期较为适用。 运维优化：随着技术进步和工艺改进，现存光热的电站的发电量具备持续提升 的能力。参照三峡能源瓜州 100MW 光热电站的运维招标公告，运维方不仅仅承 担检修和维护的功能，还需要按要求提供技术提升成果。据青海中控德令哈塔 式光热电站和首航高科敦煌塔式光热电站两个发电时间较久的电站信息，其年 发电量整体均处在上升通道，这种趋势在现存项目中具备代表性。如首航高科 敦煌塔式光热电站通过更换有缺陷的汽轮机高压缸，调试检修后，2024 年 8 月 17 日实现日发电量 227.14 万 kwh，打破该电站历史最高记录；而中广核德令哈 槽式太阳能热发电站通过加大创新技术应用、优化运行策略、填料优化、开展 智能巡检等方式，2024 年（1.4 亿 kwh）较 2023 年发电量（1.1 亿 kwh）明显提 升。随着技术持续迭代和运维方式优化，未来电站发电量有望进一步提升，降 低度电成本。

2.降本路径：光热电站使用寿命长，具有持续技术降本空间

2.1 电站寿命：光热电站寿命长于光伏电站，单年折旧核算有望降低

若放宽寿命假设，光热电站的度电成本核算有望下降。由于结构更简单，功能 更为集成（集热和储能、发电解耦分离），光热电站的硬件寿命长于普通光伏电 站，加州 SEGS 九大槽式光热电站在 1980 年代开始建设，至今已超过 30 年，远 远超过项目财务核算的 25 年标准，目前仍在稳定运行，前文所作折旧假设均基 于光热电站和光伏发电具有同样的 25 年折旧期，若折旧假设放宽至 40 年，重新计算目前示范电站的度电成本（源自建设成本折旧），则会得到以下结果，该 结果已经非常接近各地新能源上网机制电价。

2.2 规模化为主要降本方式，大容量电站有望带动度电成本下行

①塔式电站

塔式电站的主要降本路径是规模化，当单一电站规模扩大时，可以增加发电小 时数，而熔盐储罐的成本增加并不线性，仅需扩大体积，同时由于自动化运维 与 AI 控制等技术运用，定日镜场的成本增加也并非线性。 工程层面，可以采用新的传动结构,优化定日镜设计,降低用钢量;优化熔盐储罐 结构设计,减少熔盐用量储罐材料用量，使用短轴泵替代长轴泵，实现熔盐泵国 产化:采用国产化吸热器材料等，实现相关设备成本下降:采用系统集成、模块 化数智化施工措施等，降低管道及建安成本。 技术层面，可以通过改善镜场控制策略，提升光利用率，同时可以通过新一代 储能介质的研发商用，大幅提升热能到机械能的转化效率，带动系统光电转化 效率提升。

②槽式电站

槽式电站具有模块化的特征，主要有三大优化方向： 1、改善工程设计，增加聚光比，从历史上看，随着技术不断进步，槽式集热器 的开口宽度不断扩大，聚光比不断提升。 2、提升单机容量，单机容量扩大有望使零部件规模化降本，同时可以使机组与 大容量火电机组进行适配。 3、通过技术研发采用熔盐作为介质，较目前的导热油方案，可以提升热转化效 率。

2.3 未来度电成本展望：十五五末期有望达到 0.43 元/kwh

据国家太阳能光热联盟预测，到 2027 年，度电成本有望下降至 0.51 元/kwh， 到 2030 年，当光热电站年装机规模达 5-10GW，单机规模达 60 万千瓦级，单位 千瓦装机造价不大于 1.1 万元，电站运行实现高度智能化，高温新型熔盐等技 术较成熟应用时，光热电站度电成本可降低至约 0.43 元/kWh。