2023年光热发电行业分析报告 自带储能实现稳定电力输出

光热概述——光热发电的概念、历 史及现状

光热发电——自带储能的太阳能热电利用形式

利用反射镜将阳光聚集发电，自带储能实现稳定电力输出。太阳能热发电，也称聚光型太阳能热发电(ConcentratingSolarPower，简称CSP)或光热发电 (SolarThermalElectricity，简称STE)，是目前已实现商业化的两种太阳能发电技术之一。它利用大量反射镜以聚焦的方式将太阳直射光聚集起来，加热工质并进行储存，再利用 高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。由于大规模储热系统的存在，太阳能热发电可以实现连续、稳定、可调度的高品质电力输出，因而具备广阔的发展前景。

光热系统组成包括集热、储热、换热、发电，根据集热方式不同又划分四大类型。光热发电系统主要由太阳能集热器、储热系统、热交换系统、发电系统构成。根据集热形式不 同又可分为塔式、槽式、菲涅尔式、碟式四类，塔式系统是利用平面反射镜将太阳光反射到中心高塔顶部的吸热器上，即采用点聚焦方式；槽式系统和菲涅尔式系统都是线聚焦 方式，聚光反射镜将太阳光反射到细长线型的管状集热器上，碟式光热发电是利用旋转抛物面聚光镜将太阳光聚集在集热器上。

过去几十年光热历经波浪式发展，新能源时代或将加速产业化

近代人类对光热探索始于17世纪，多为个人发明。近现代世界范围内人类对太阳能热的利用可以追溯到1615年，当时法国工程师所罗门·德·考克斯发明世界上第一台太阳能驱动 的发动机，利用太阳能加热空气使其膨胀做功而抽水；1860法国数学教授AugusteMouchout研制将太阳热能转换成机械能的装置来驱动汽车，当时人类对光热的探索多停留在 个人发明阶段。1913年，费城发明家FrankShuman在开罗郊区建造了世界第一座太阳能热电站，产生的蒸汽用来驱动功率为45KW的蒸汽马达进行农业灌概，但一战爆发和廉 价石油的发现打碎了Shuman大规模复制太阳能发电厂的梦想。

现代前苏联率先提出了塔式光热电站的设计思想，此后经历波浪式发展。1950苏联率先提出了塔式光热电站的设计思想，此后光热的发展主要包括四个阶段：第一阶段为 1970s-1990s，受到第一次石油危机影响，先进工业国为了寻找替代石油的新能源，不约而同地开展了利用太阳能的研究；第二阶段为21世纪初到2013年，此阶段全球政府对 气候变暖的关注度越来越高，尽管光热建设成本依然较高，但是部分国家加大了对光热项目的补贴；第三阶段为2014年-2020年，此阶段主要特征是新兴市场出现且表现活跃， 光热发电从集中市场转为多个区域市场；第四阶段为2021年至今，一方面光伏、风电等间歇能源装机比例不断升高，需要具备深度调峰能力的大型储能清洁能源形式，另一方面 光热经过十几年的商业化运行，日趋成熟，光热发展有望驶入快车道。

2022年全球光热累计装机量不足7GW，西班牙、美国、中国占比高

全球光热累计装机约7GW，西班牙和美国占据过半市场。2022年国内外各新增一个光热发电项目，国内玉门鑫能二次反射塔式光热发电示范项目，装机容量50MW，电站设计 储热时长9小时；国外为迪拜太阳能光热光伏混合项目中的槽式1号机组，装机容量200MW，储热时长13.5小时。截至2022年，全球光热累计装机量约7GW，其中西班牙占比 约34%，美国占比约27%，中国占比约9%。美国早在1982年就建立了当时最大的塔式光热电站SolarOne（10MW，后被改造为SolarTwo）；而西班牙2007年建成了世界上第 一个商业化运行的塔式太阳能光热发电站PS10，这两个国家已经掌握了光热发电大量的关键技术，是目前光热的主要市场。

我国基本掌握核心技术，光热发展大幕正在徐徐拉开。我国在光热领域的探索起步并不算晚，早在20世纪70年代中期，我国就在天津建造过一套功率为1kw的塔式太阳能光热发 电装置。2012年，八达岭1MW塔式光热实验电站于北京延庆调试发电，这是我国乃至亚洲首座兆瓦级塔式光热项目，并且其所有的技术、设备全部都是我国完全自主研发和制 造的，标志着我国具备独立建设大型光热电站能力。2016年国家能源局发布《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》，确定第一批太阳能热发电示范项目共20个，总计装机 容量134.9万千瓦，正式拉开了我国光热高速发展的大幕。

发电原理——光→热→电的转换： 以塔式光热为例

光热电站可选择4种主要聚光形式，塔式最具发展潜力

塔式、碟式、槽式、菲涅尔式光热电站特点各异。根据光的聚焦方式不同，光热发电分为点聚焦方式的的塔式、碟式太阳能光热发电系统，线聚焦方式的的槽式、线性菲涅尔式 太阳能光热发电系统。槽式是首个商业化的发电方式，其技术标准、运营经验都是比较成熟的，设备易于生产安装，但聚光效率和运行温度较低、热能耗较大；塔式具有集热温 度高(560~570℃)，蒸汽参数高，热动效率高，导热管回路短等优点，所以在造价控制和规模化商业应用中具有独到优势，但由于镜面与塔距离远，定日镜对焦难度大，对跟踪 的命中率和精准度有很高的要求，技术难度较高；线性菲涅尔光热发电系统结构部件简单，投资低，但聚光比低、光电效率低；碟式光热发电系统尽管发电效率最高，但是因核 心部件斯特林机故障率高，且难以实现大容量储能，目前仅适应于小容量分布式发电。

光到电转换经历数个步骤，镜场、透平及吸热器损耗较大

太阳光经过光→热→机械→电的转换，最终输入电网。塔式熔盐太阳能热发电包含一系列的能量转换过程，首先太阳光摄入镜场，镜场将接收的太阳法向直接辐射能聚焦反射到 集热器表面，集热器将接收的反射辐射能转换为传热介质(熔盐)的热能，传热介质的热能传递给过热蒸汽，过热蒸汽通过汽轮机组将热能转换为机械能，并通过发电机转换为电 能，最后电能扣除厂用电后输出到电网。

塔式系统综合效率可接近20%，镜场效率及发电机组效率较低。参考现有塔式电站数据，假设镜场效率51%、吸热器效率89%、储热罐效率98%、蒸发系统效率99%、发电机组 效率44%、厂用电率8%，则整个系统综合效率约20%，净输出效率约18%。此时若光照强度为1000W/m²，不考虑其他因素，则单位面积镜场塔式光热系统输出到电网的净功 为180W。

储换热效率接近100%，镜场效率提高或是短期主要方向。系统效率中储换热系统效率已接近100%，提升空间小；发电机组效率44%，与常规电厂一致，效率需要整个行业共同 努力提高；镜场效率包括余弦效率、大气透射效率、阴影遮挡效率、截断效率等，有望通过多角度优化使镜场效率提升。

发电原理深度解析：从设计建造的角度看待一座光热电站

需要自主设计的重要参数——太阳倍数，影响镜场规模及储能效率。假设光热系统效率如前文所述，若某光热电站要求净输出功率50MW，则涡轮机输出功率为54.35MW，涡 轮机输入热功率123.52MW。而吸热器的输出功率数值，是由太阳倍数决定的。太阳倍数是指特定的设计点中吸热器输出热功率与透平机组额定热功率之比。若太阳倍数为1， 则吸热器的输出功率为123.52MW，此时若要求满负荷发电则吸热器没有多余的功率用来储能；若太阳倍数为2，则吸热器的输出功率为247.04MW，此时吸热器可以用一半的 功率来储热。提高太阳倍数会增加系统（尤其是镜场）的投资成本，同时镜场规模扩大会增加发电量，可能又会降低全周期的度电成本。所以如何选择太阳倍数需要根据具体情 况确定，为进行后续计算此处假设太阳倍数为2.5，故吸热器输出功率为308.79MW。

运行机制——熔盐储能保障光热发 电的稳定性

光热电站通过数种模式在不同的光照条件下运行

5+1种运行模式保障光热适应不同的日照条件。由于光热电站的集热量、储热量和发电量直接受到阳光条件的影响，因此一天内各个时刻所处的运行模式是有差异的，基本运行 模式有6种：1）光场吸收的热能全部用于生产过热蒸汽，并驱动汽轮机组发电；2）光场吸收的热能全部送入蓄热系统储存；3）光场吸收的热能部分存储，部分发电；4）仅利 用蓄热系统中储存的能量产生过热蒸汽，并驱动汽轮机组发电；5）同时利用光场及蓄热系统中的能量产生蒸汽，驱动汽轮机组发电；6）利用蓄热系统中存储的热量进行供暖。 上述六种模式中前五种是相互独立的，即光热电站在某一时刻只可能运行在其中一种模式下，而第六种模式则可与前五种的任何一种耦合运行，从而可使光热电站转变为热电联 产运行模式。

光热发电稳定运行的本质——人为调节后端流速进而控制系统功率

光热电站可通过熔融盐的流速条件实现系统稳定。汽轮机功率大小与蒸汽进气量、蒸汽焓降等有关，蒸汽流量越大、焓降越大则汽轮机的功率也越大，而光热系统中蒸汽的能量 来自于与其发生热交换的熔盐工质。我们这里将熔盐在左侧与吸热器相连的部分的流速记为v吸，将右侧与换热系统连接的部分的流速记为v换。理想条件下，若光热系统某一时 刻在模式一下满负荷运行，此时v吸=v换。此时若阳光突然被乌云遮挡导致DNI降低为原来的一半，我们只需要把v吸调整为原来的1/2，v换保持不变，对发电机组就不会造成影 响，此时由于v换＞v吸，熔盐将更多地从热盐罐中流入冷盐罐。同样，在太阳辐照升高时，只需去调快前端v吸的速度，后端v换仍保持不变，辐照的变化就不会影响发电系统， 而此时v换＜v吸，熔盐将更多地从冷盐罐流入热盐罐。

市场空间——曲折中前进，千亿级 市场加速到来

国内首批20个光热示范项目并网8个，为后续光热发电技术大规模发展奠定基础

首批光热示范项目规划共20个，对于引导光热发电产业链建设、核心装备自主化发 展以及人才队伍培养发挥了重大作用。为推动我国太阳能热发电技术产业化发展， 2015年9月，国家能源局发布《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》（国 能新能〔2015〕355号），决定组织一批太阳能热发电示范项目建设。《通知》提 出：通过示范项目建设，形成国内光热设备制造产业链，扩大太阳能热发电产业规 模；培育若干具备全面工程建设能力的系统集成商，以适应后续太阳能热发电发展 的需要。2016年9月，国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》 （国能新能〔2016〕223号），确定第一批太阳能热发电示范项目共20个，总计装 机容量134.9万千瓦，分别分布在青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自 治区。示范项目名单公布后，各项目投资企业根据实际情况，积极开展了不同程度 的示范项目建设工作，以期按要求建成投产，发挥项目应有的示范引领作用。

光伏、风电等间歇性能源装机比例迅速提高，重视具备深度调峰能力的光热价值

光伏、风电装机比例迅速提高。2015年末，我国发电设备累计装机量约15亿千瓦，其中风电占比不足9%；光伏占比不足3%。此后清洁能源在“十三五”期间快速发展，到 2020年末，我国发电设备累计装机量约22亿千瓦，其中风电占比约13%；光伏占比约12%。光伏、风电装机比例5年间合计提高了13个百分点。到了2022年末，我国发电设备 累计装机量约25.6亿千瓦，其中风电占比14%，光伏占比15%，风光合计占比已经接近30%。

新增光热项目持续增加，政策扶持力度加码

风光热互补大潮形成，2021年以来新规划光热项目持续增加。2021年至今，在风光热互补开发的大趋势下，历经首批示范后陷入沉寂的中国光热发电行业终于迎来新一波发展 热潮。在青海、甘肃、新疆、内蒙古、吉林等资源优质区域，发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力，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，提升新能源发电的稳定性可靠性。根据CSPPLAZA的统计，2021年以来我国部分光热项目总数量已经超过40个，总装机超4000MW，全面超过 了2016年首批20个示范项目1349MW的规划量。

“推动光热发电规模化发展”指引下，光热市场空间有望快速增长

IEA预计2030年全球光热总装机量有望达到73GW。IEA预计2020-2030年光热装机量有望以每年28%左右的复合增速快速增长，2020-2050年则有望以每年15%左右的复合增 速增长，到2030年全球光热总装机量有望达到73GW，2040年有望超280GW，2050年突破400GW。按照IEA的指引，我们预测2023-2030年全球光热市场年均约1317亿元。

国内光热市场“十四五“期间每年新开工3GW，2023-2025年或迎装机热潮。根据国家能源局”十四五”期间每年新开工光热3GW的指引，由于2021、2022年国内新开工光 热合计仅约1GW，故2023-2025年有望保持年均4.5GW的开工规模。由此我们预计2023-2025年国内光热开工或将迎来热潮。预计我国2023-2030年光热市场年均约852亿元。

（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。）