2025年光热发电专题报告：新型电力系统重要构成，未来光电建设中坚力量

1 光热发电/熔盐储能：新型电力系统重要构成，未来光电建设中坚力 量

1.1 光热发电：提供连续、稳定、可调度的高品质电力供应，可配套多种电力 系统使用

太阳能热发电，也称光热发电，是一种全新的太阳能利用方式，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,以熔融盐储 能系统为例，既可通过太阳能集热系统给其充热、储热，也可通过电加热系统 将网上的峰值电力转化为热能存储发电，因而具备广阔的发展前景。

1.1.1 光热发电优势：提供更稳定的电力供应，发电量灵活可调

塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率、较大的成本下降空间，成为最主 流的光热发电技术。太阳能热发电站一般由集热系统、储热换热系统和热-功电转换系统三部分组成，集热系统按结构分一般有塔式、槽式、线性菲涅尔 式、碟式等主流路线；而储热换热系统按材质分类，目前主流技术是第二代熔 盐储能系统（第一代技术采用水/导热油）；热-功-电转换系统即发电系统，与 其他发电模式的典型模式没有明显差异，本质都是通过蒸汽驱动产生机械能， 在构型上针对光热发电进行一些适配。

对比目前主流的太阳能光伏发电模式,太阳能热发电与太阳能光伏发电的主要差 别如下: ①发电原理:太阳能热发电利用集热装置将太阳辐射热能转化为热能，驱动汽轮 机发电，是热转电的方式。太阳能光伏发电利用光伏电池板的光生伏打效应， 将光能直接转换为电能，是光转电的方式。 ②技术成熟度:太阳能热发电技术尚处于商业化初期，成本较高。光伏发电技术 成熟，已形成产业化。 ③使用范围:太阳能热发电适合大型化、规模化发展，尤其在光照条件好的地 区。光伏发电装置简单，，对光照要求较低，更适合小型化、分散式利用。 ④并网难易:太阳能热发电输出电力稳定，易于并网。光伏发电受日光照射强度 影响较大，并网难度较大。 由于上述特性，光热发电能提供置信容量 100%的电力供应，而光伏发电的置信 容量为 0，即在电网最关键的尖峰负荷时刻，光伏因自然特性无法提供稳定供电 保障。总体而言，光热发电目前处在初步商业化阶段，初期建设成本较高，需 求土地面积较大/光照环境要求高，但是胜在稳定，可以输出置信容量高的电力 供应。

1.1.2 光热配套解决方案：融合其他新能源发电方式，提供稳定输出

光热发电由于具备较强的稳定性，可以与其他不稳定的发电方式如风电、光电 结合，形成稳定电力供应。

①光热储能电站

光热型储能电站是一种新型储能电站，兼具储能发电和吸收废电的功能。它是 以电制热装置作为储能输入，以高温熔盐作为储能介质，以聚光集热系统作为 能量补充，以汽轮发电机组作为电能输出的安全、高效、低成本的新型储能电 站。电站具有镜场规模小、储能规模大(GW 级)、储能时间长(4-12 小时)、系统 效率高等主要特点，并且通过并联配置多对熔盐储罐，可轻易实现大规模 (10GWh 级)的储能，适宜建设为电网侧、发电侧的大规模储能电站或共享储能电 站。

运行模式上，在用电低谷时段或光伏、风电等出现弃电时，通过电制热加热熔 盐至 565℃，将多余的电能转换为热能并进行存储，同时通过聚光集热系统，利 用太阳能直接辐射能量加热熔盐，以弥补热-电转换过程的能量损失，提高充放 电效率。在用电高峰时段，利用高温熔盐通过蒸汽发生系统与水进行热交换， 产生过热蒸汽并驱动汽轮发电机组发电，在其余时段，光热熔盐储能电站可以 以低负荷运行，提供自身厂用电的同时，为电网提供转动惯量和无功功率支 撑，保障高比例新能源电网的安全稳定运行。

②风光热储多能互补电站

风光热储多能互补电站在运行过程中，光伏、风电机组负责提供主要的低碳电 量，光热机组负责提供低碳调峰电量及长时间储能服务；在光伏、风电高发期 间，光热机组仅储存能量，发电机组停机或低负荷运行；光伏、风电出力不足 时，光热机组利用熔盐储能系统实现满负荷发电，最大程度满足高峰时段的用 电需求；光热机组可利用储能系统将光伏、风电的弃电进行存储，降低光伏、 风电弃电率。风光热储多能互补电站可以联合调度，作为一个完整的系统对外 供电。

③源网荷储一体化电站

源网荷储是指电力系统的电源、电网、负荷和储能，通过四个主体的耦合调 度，可实现能源资源最大化利用。储能型光热发电在源网荷储一体化电站中的 电源侧、电网侧、储能侧均扮演了重要角色，推动低碳、稳定、安全的源网荷 储一体化项目落地。光热发电在电源侧提供清洁低碳电量（热量），在电网侧提 供调峰、调频、安全保障等资源，在储能侧提供低成本、大容量、高安全的熔 盐储能，实现电负荷和热负荷的稳定供应。

1.1.3 火电机组改造与其他废热利用

单独的熔盐储能系统还可以用于火电机组改造以及其他园区、工业等领域的余 热利用，整体原理较为类似，利用熔盐系统收集余热，再统一转化为输出可控 的电力供应。对于火电机组而言，可以实现超低负荷上网（最低零负荷），显著 提高现役火（热）电机组调峰深度及调频性能，对于其他行业而言，可以显著 提升能量利用效率。

1.2 集热器常见构型：塔式为国内主流，槽式为海外主流

太阳能集热场的光学聚光比是影响集热温度和集热效率的最主要指标,主要受到 构型影响。光学聚光比是指聚集到吸热器采光口平面上的平均辐射功率密度 (kW/m 2 )与进入聚光场采光口的太阳法向直射辐照度之比(kW/m2 )。一般来讲，聚 光场的聚光比越大，太阳能热发电系统可实现的集热效率就越高，整个系统的 发电效率也就越高。碟式-斯特林太阳能热发电系统的聚光比最高，在 600-3000 之间，塔式太阳能热发电系统的聚光比在 300-1000 之间，线性菲涅尔式太阳能 热发电系统的聚光比在 150 以下，而槽式太阳能热发电系统的聚光比在 80-100 之间。

1.2.1 构型介绍：聚光方式不同决定了不同构型，同时影响导热介质的选择

①塔式

塔式太阳能热发电系统为点式聚焦集热系统，利用大规模自动跟踪太阳的定日 镜场阵列，将太阳光精准反射到吸热器上，加热吸热器内流动的工质（熔盐） 到 500℃以上，将高温的熔盐进行储存，再通过高温熔盐与水进行热交换，产生 高温高压的蒸汽，推动汽轮机发电机组发电。

②槽式

槽式太阳能热发电系统利用槽式抛物面聚光镜将太阳光聚焦到位于焦线处的集 热管上，将集热管内保持流动的传热流体(如导热油)加热到约 400℃，高温传热 流体通过蒸汽发生系统产生高温高压的蒸汽推动汽轮发电机组发电。

③碟式

碟式太阳能热发电系统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。系统主要由聚光 器、吸热器、斯特林或布雷顿热机和发电机等组成。通常碟式聚光器的光学聚 光比可以达到 600～3000，吸热器工作温度可以达到 800℃以上，系统峰值光电转化效率可以达到 29.4%。碟式太阳能热发电系统通过驱动装置，驱动碟式聚 光器像向日葵一样双轴自动跟踪太阳，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 90%。

④线性菲涅尔式

熔融盐线菲式太阳能热发电系统由菲涅尔集热器、高低温熔融盐储罐、蒸汽发 生器和汽轮发电机组等部分组成。菲涅尔集热场由一次聚光器、二次聚光器和 吸热管组成。其基本运行模式是布置紧凑的多列反射镜构成类弧面结构，通过 自动跟踪的一次聚光器将太阳直射辐射汇聚至上方的二次聚光器，太阳辐射通 过两次反射聚集在真空吸热管表面，加热管内的熔融盐存储于高温熔融盐储罐 中。

1.2.2 构型对比：塔式为技术上较优的构型，目前是国内主流

塔式构型是目前技术上较优的构型。尽管碟式构型的单体效率最高，但是碟式 设备是小型化设备，通常采用斯特林发动机，无法利用大规模熔盐系统，若要 规模化则会面临系统串联的难题；而槽式和线性菲涅尔式的导热通道和反射镜 是集成在一起的，聚光比低，单独优化难度相对更高，因此，从技术上，塔式 结构兼具高聚光比和更大的降本空间，是最优的技术路线。

国内光热发电以塔式为主，该构型占地面积相对更大，聚光比更高。截至 2024 年底，在中国光热发电累计装机中，熔融盐塔式约占 57.38%，导热油槽式约占 22.67%，熔融盐线性菲涅尔式(简称线菲式)约占 19.92%，超临界二氧化碳约占 0.02%。全球光热发电累计装机中,塔式约占 21.63%,槽式约 73.76%,线菲式约 4.61%。国外以槽式为主，主因早期的商业化光热电站采用该构型，而银行等金 融机构在授信时要求可参照案例，因此该构型目前依然是主流。

1.3 储能换热：介质持续迭代，工作温度升高推动转换效率提升

储能换热介质的主要商业化的前沿技术为第二代熔盐储能技术。下图是太阳能 光热产业技术创新战略联盟所提供的一个历史技术路径图，绘制于 2004 年，但 基本与目前实际情况符合，图中黄色为示范级技术，黄色上部为实验室技术， 黄色下部为商业化技术，图中温度为集热器温度，介质指吸热器吸热介质，图 中效率为设计点光到电的全系统效率。按照技术路径的预测规划，2024 年第一 代和第二代技术可达 1000MW 级，而实际在 2024 年下半年启动的项目单机不低 于 200MW，鼓励 350MW 技术。目前吸热介质 800℃的第四代太阳能热发电已经开 始落地，技术上超临界二氧化碳太阳能热发电在 2024 年发电，功率为 0.2MW。 储能换热技术和工程未来发展的主要核心方向为提升工作温度。光热发电需要 将光能转化为热能，再将热能转化为机械能，其中第一步的理论极限可以接近 100%，但第二步的效率极限受到理论约束。根据热力学第二定律的核心推论 （即卡诺定理），在任何热机中，热能转化为机械能的效率上限，仅取决于高温 热源与低温热源的绝对温度,因此高温介质的温度越高，热能/机械能的转化效 率也就越高。由于现实工程中存在热损失，也需要考虑材料的承受能力，系统 的稳健性等因素，每一代储热换能介质均有一个适合的工作温度区间，系统整 体转化效率受到工作温度的制约。

2 政策与市场空间：新能源电价逐步市场化，十五五新增装机或达到 15GW

2.1 政策梳理：新能源电价逐步市场化，光热发电有望进入独立核算

国家政策维度，自十四五以来，国家频繁出台相关政策，对光热发电相关产业 进行鼓励。目前，光热发电行业处在市场化的关键阶段，国家明确提出了“十 四五”期间力争全国光热发电每年新增开工规模达 300 万千瓦（3GW）的目标， 并配套风光大基地建设。这一目标旨在通过规模化降低单位成本，提升光热在 新能源体系中的调峰作用。同时，政策还鼓励光热技术应用于油田开采、压缩 空气储能等领域，推动复合型储能发展。此外，价格与补贴机制的优化也为光 热发电的经济竞争力提供了保障，据证券时报相关报道，预计至“十四五”末 期，电价可能降至 0.7—0.8 元/千瓦时，2030 年降至 0.5 元/千瓦时。

2.1.1 光热历史与政策：从示范探索到风光电一体化

①光热 1.0 阶段（2016—2020 年）：首批示范项目的产业化探索

2016 年，在国家能源局的推动下，我国启动了光热发电示范项目建设，以 1.15 元/千瓦时的固定电价政策，开启了国内光热发电规模化应用的尝试。首批示范 项目中，最终有 7 个示范项目建成投运，分别为 4 个熔盐塔式项目、2 个导热油 槽式项目、1 个线性菲涅尔式项目。这批项目建成后的实际运行表现虽然参差不 齐，但成功验证了在我国西北地区建设并运行光热电站的可行性，初步构建起 光热发电的产业链，推动相关技术规范体系和设计标准逐步建立，基本达到了 国家能源局既定的示范目标。 2020 年 1 月，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进非水 可再生能源发电健康发展的若干意见》，全面停止新能源补贴电价政策，明确提 出新增光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围，尚在产业化初期的光热发电 直接进入无补贴时代，产业发展也因此陷入停滞。

②光热 2.0 阶段（2021—2024 年）：风光热储协同发展

2021 年后，随着“双碳”目标的深入推进，风电、光伏装机规模快速增长，光 热发电的调峰价值因而被重新审视，“光热+光伏/风电”多能互补模式兴起， 即由一个项目主体按一定配比同步建设光热、风电、光伏项目，统一平价上 网。其内在逻辑是利用光热发电提供调节能力，依靠风电、光伏的低成本优势 平衡光热发电较高的建设成本，从而确保项目整体经济性。截至 2025 年上半 年，全国建成、在建、推进中的“光热+”项目超 50 个，光热部分总装机规模 超 5G 瓦，实质性开工的项目中采用塔式熔盐技术路线的占比超过 80%。 2021 年后建设的光热电站项目，更多是为了获取新能源指标而配套的。2022 年 起建设的第二批光热示范项目定位发生了显著变化。一方面，没有独立电价，需遵循国家可再生能源相关政策；另一方面，其主要功能转变为获取新能源指 标，但光热电站的发电成本和价值不能较好地体现。

③光热 3.0 阶段（2024 年往后）：光热电站逐步具备独立市场化可能性

在光热电站的历史发展过程中，早期项目的度电成本随着技术进步不断下降， 逐渐具备独立经济核算的可能性。以青海为例，青海省在制定 136 号文（发布 于 2025 年 1 月 17 日）实施细则时，将独立光热电站作为一种单独的技术类 别，明确在其设计运行寿命内的机制电价按照 0.55 元/千瓦时执行，据青海电 力局 2025 年 8 月购电价格表，平时段下单一制（即居民等主体）用电价格为 0.48-0.50 元/kwh 左右，0.55 元/千瓦时的光热电价略高于青海省夜间自外省购 电加上输配电的成本，该政策有望助力光热电站技术进一步发展，相关项目进 一步规模化。

2.1.2 电价市场化：光热逐渐走向市场化，未来有望进一步降本

党的二十届三中全会提出，完善主要由市场供求关系决定要素价格机制，推进 能源等领域价格改革，完善绿色低碳发展机制，建设全国统一电力市场。2025 年 1 月底，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场 化改革 促进新能源高质量发展的通知》（136 号文），提出推动新能源上网电价 全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制，要求各省在 2025 年底 前出台并实施具体方案。整体 136 号文件有如下核心机制： 存量项目（2025 年 6 月 1 日前投产）：机制电价衔接现行煤电基准价，保障电量 按"非市场化比例"衔接，执行期限延续全生命周期或 20 年。 增量项目（2025 年 6 月 1 日后投产）：机制电价通过竞价确定（上限不高于煤电 基准价），保障电量动态调整，执行期限按投资回收期（10-14 年）。 差价结算：市场价低于机制电价时补差价，高于时退回差额，纳入系统运行费 用。 从地方应对来看，青海在 2024 年底针对光热推出的独立上网电价，是各地能给 出的最高价格，青海作为目前在建项目最多的省份，给予了相当大的支持。其 他省份的机制电价较低，但是光热发电场在建成后仍然有较大的降本空间（下 一章会详细论述），未来在市场化电价的倒逼下，电价成本有望进一步下行，与 市场接轨。

2.2 市场空间：较多项目规划在途，十五五期间新增装机或达到 15GW

2.2.1 目前市场空间：我国在建/规划体量超过现存建成体量 9 倍，大量项目在 途

光热发电的未来市场空间广阔，较多项目规划在途。根据国家太阳能光热联盟 统计，截至 2024 年底，我国光热发电领域建成发电装机 838.2MW，其中熔融盐 塔式 481MW，导热油槽式 191MW，熔盐线菲式 166MW，超临界二氧化碳太阳能热 发电 0.2MW(全球首座第四代太阳能热发电系统);而在建装机 3300MW，包含 34 个项目，同时规划装机 4750MW-4800MW，包含 37 个项目。

2024 年底，全球光热发电累计装机容量达 7900.2MW(含美国上个世纪 80 年代建 设目前已退役的 8 座槽式电站，总装机容量 274MW，最长运行时间超过 30 年)。

目前主要新增光热发电站分布于青海、西藏等地。据国家太阳能光热联盟梳理 统计，截至 2024 年底，我国各省和自治区在建(列入政府名单)光热发电项目约 34 个，总装机容量 3300MW，预计多数将于 2025 年完成建设；拟建(列入政府名 单)光热发电项目 37 个，总装机容量 4750-4800MW。

2.2.2 未来空间：十五五期间新增装机量或达到 15GW

风电光电作为不稳定电源，需要配套相应的蓄能系统，2030 年需求空间大。据 全球能源互联网发展合作组织相关研究，2030 年，预计我国电源总装机 38 亿千 瓦，其中清洁能源装机 25.7 亿千瓦，占比 67.5%，清洁能源发电量 5.8 万亿千 瓦时，占比 52.5%，煤电装机 10.5 亿千瓦，风、光装机分别为 8 亿、10.25 亿 千瓦。2024 年，火电发电量已经几乎停止新增，未来新能源发电有望成为新增 电量的主要贡献。

目前新增风光项目较多会配套光热一体化。在去补贴以及国家以沙漠、戈壁、 荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设的新形势下，光热发 电以风光一体化项目形式建设。光热电站的系统配置，考虑在满足装机规模储 能时长、系统设备安全性等要求前提下降低初投资。与国家第一批光热发电示 范项目相比，目前大多数光热+新能源电站项目均配备了大容量的电加热器，用 于吸纳光伏和风电的弃电:光热电站在电力系统中的功能发生了变化，由此前的 "能发尽发"的独立电源调整为"储能调峰"，储能时间也按照项目需求优化为 8 小时左右，聚光系统规模比第一批示范项目减少，等效年利用小时数较低。

目前储能项目并未完全适配风光电需求。据 CNESA 数据，截至 2024 年底，累计 电力储能装机达到 137.9GW，同比+59.9%，新型储能装机规模(78.3GW)首次超过 抽水蓄能(58.5GW)，同期，风电装机 521GW、太阳能装机 887GW。由于我国储能 投资从 2022 年左右开始才进入发展快车道，目前储能装机和风光电装机并不完 全匹配。 以南瑞支撑河北丰宁抽水蓄能电站为例，总装机规模达 360 万千瓦（3.6GW）， 双向调节能力达到 720 万千瓦，设计年发电量 66 亿千瓦时，年消纳新能源电量87 亿千瓦时，参照我国 2024 年风电、光电装机量和发电量，可以按比例测算出 87 亿千瓦时的消纳电量约相当于 6GW 的风电装机或 23GW 的太阳能装机，即该体 量的风电或者太阳能装机，对应约 3.6GW 的抽水蓄能电站，数值比例约为风电 装机：储能装机=10：6，太阳能装机：储能装机=6.4：1，现存的风电装机 521GW、太阳能装机 887GW 理论需要 451GW 的储能装机。

87 亿千瓦时，参照我国 2024 年风电、光电装机量和发电量，可以按比例测算出 87 亿千瓦时的消纳电量约相当于 6GW 的风电装机或 23GW 的太阳能装机，即该体 量的风电或者太阳能装机，对应约 3.6GW 的抽水蓄能电站，数值比例约为风电 装机：储能装机=10：6，太阳能装机：储能装机=6.4：1，现存的风电装机 521GW、太阳能装机 887GW 理论需要 451GW 的储能装机。

3 经济性研究：光热电站成本有望持续下降

光热电站的经济性应该参照全生命周期的度电成本。据可胜技术相关研究发 现，火电、水电、光伏、风电的年等效利用小时数(也就是发电设备全年发电量 与该发电设备的额定功率之比值)是基本固定的，因此一般采用单位千瓦投资， 即可反映电站的经济性;光热电站的单位千瓦投资和年等效利用小时数都会随着 储能时长增加而增大，虽然单位千瓦投资的增大会增加初投资，但由于年等效 利用小时数也在增加，因此最终折算到电站的度电成本可能反而会降低。综上 单位千瓦投资无法正确反映光热电站的经济性，采用全寿命周期内的度电成本 才能更合理地体现光热电站的经济性。 在下图中，方案二与方案一采用相同配置比例，单位千瓦投资与度电成本随规 模扩张同步下降，然而方案三与方案二对比，单位千瓦投资没有明显下降的情 况下，度电成本明显下行，主因采用了不同的集热塔和汽轮机配比，从该案例 可以得出一个结论，光热电站的建设是一个整体大型工程，不能简单套用之前 研究风电、火电等领域的单位千瓦投资概念，因此本章节中的相关指标会向度 电成本进行换算。

3.1 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：

3.1.1 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。

3.1.2 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。

3.2 降本路径：光热电站使用寿命长，具有持续技术降本空间

3.2.1 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。

3.2.2 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。

3.2.3 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。

4 核心公司梳理

首批示范项目共有四家民企参与，目前均非上市公司，而中电建、中能建、中 广核新能源为上市公司。在国家首批光热示范项目开发中，原浙江中控太阳能 技术有限公司（现浙江可胜技术股份有限公司）、原北京首航艾启威节能技术股 份有限公司（现首航高科能源技术股份有限公司）、兰州大成科技股份有限公 司、常州龙腾光热科技股份有限公司为代表的四家民营系统集成商分别成功开 发和建设了一个项目，其余四个项目均由大型央国企承建。由于 2022 年后的新 建项目多为风光一体项目，这 8 家公司具备独立光热电站建设的头部集成商地 位。 其中，可胜技术曾经是上市公司西子洁能的联营公司，目前西子洁能持股约 3.25%；首航高科已退市。

5 公司介绍

5.1 西子洁能

公司为客户提供全生命周期能源解决方案与智能化能源装备和服务。主营业务 涉及余热锅炉、生物质锅炉、循环流化床锅炉、燃气锅炉、盾构机等新装备的 咨询、研发、生产、销售、安装，以及 EPC、锅炉维修、升级改造、智慧锅炉、 智慧工厂等新服务。同时提供新能源领域全生命周期的智慧服务，并将业务链 延伸至新能源投资运营，现已成功打造以新能源技术为核心的中国首个航空零 碳工厂。 在光热发电/熔盐储能赛道中，公司在储热/换热领域具备长期的研发积淀，投 资参建了中国首座规模化运行光热储能电站，所应用的储能技术入围国家 2021 年度能源领域首台（套）重大技术装备项目。

5.2 蓝科高新

蓝科高新前身兰州石油机械研究所是全国石油钻采机械和炼油化工设备的行业 技术归口所。兰石所是中国石油石化装备的开拓者，是中国海洋与沙漠石油的 先驱，在行业内具有重要影响力，目前公司已成为专注于石油石化能源装备与 新能源装备领域的科技型企业，面向客户提供集“产品、工程、服务”于一体 的系统解决方案。 在光热发电领域，公司聚焦光热储能等细分市场，高质量完成阿克塞、格尔 木、济宁华源等一批光热熔盐储罐 EPC 工程项目，公司开发的大型光热发电熔 盐储能系统在光热发电领域得到较好应用。

5.3 东华科技

东华科技源于原化工部第三设计院，拥有国家工程设计综合甲级资质，围绕技 术集成、工程承包、投资运营，采用“T+EPC”模式，提供“科技+工程+实业” 全过程服务。 光热发电领域，公司计划推进熔盐储能供热和发电示范应用，锚定光伏光热与 传统化工耦合业务。

5.4 中广核新能源

中国广核新能源控股有限公司是一家燃料种类和地理分布多元化的独立发电 商，公司的资产组合包括位于中国及韩国的风电、太阳能、燃气、燃煤、燃 油、水电及生物质发电项目以及一个储能项目。 在太阳能业务领域，中广核新能源主要致力于太阳能电站的投资建设、运营维 护和技术研发，业务遍布全国 26 个省区，拥有装机容量位居全国第三。具备较 强的项目运维能力、领先的技术研发能力，在行业内处于领先地位。太阳能业 务获得多项行业第一：成功中标全国第一个光伏特许权招标示范项目——受托管理的甘肃敦煌 10 兆瓦光伏并网发电项目；成立全国第一暨唯一国家级光热技 术研发中心——国家能源太阳能热发电技术研发中心；建成投产全国第一个大 型商业光热项目——受托管理的中广核德令哈 50 兆瓦光伏发电示范项目。

5.5 川润股份

公司长期聚焦高端能源装备制造和工业服务业务，形成“风光热电储一体化” 产品生态,为客户提供分布式综合能源整体解决方案。产品与服务广泛应用于风 电、光伏、光热、氢能、储能、输变电、核电、水电、环保、海工船舶、行走 机械、军工等领域,以及电站改造、冶金治炼、石油化工、建材等行业的能源综 合利用。 公司在光热行业的主要应用产品包括换热器、槽式、塔式液压跟踪系统，以及 定日镜调节油缸等。

（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。）