解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素

光热发电专题报告2

核心观点

2023年4月7日，国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，争取在“十四五”期间全国光热发电每年新增开工规模达到300万干瓦左右。政策出台助力行业发展，光热规模化发展有望提速。此前我们撰写了《新视角下，光热电站的价值发现》报告，梳理了光热发电的潜在价值。本文，我们以熔盐塔式为例，从运行机理入手，详细拆解光热发电系统架构。

塔式光热电站聚光、吸热、储热、换热发电系统联合运行保证电站持续稳定发电。1）聚光系统控制系统根据太阳光情况计算并控制定日镜的倾斜角度，保证每一束光都能精准打在吸热器上。2）当吸热系统开始工作时：低温熔盐储罐中的低温熔盐泵将290℃的熔盐打到吸热塔顶部的吸热器，依次流经各吸热管，吸收热量升温，最终流出吸热器，经管道流入高温熔盐储罐。电站会根据光照情况，通过调整低温熔盐泵流速来控制熔盐在吸热器的时间，保证熔盐从吸热器出来时温度达到565℃。3）熔盐罐一方面通过低温熔盐泵连接吸热器，实现热量的收集，另一方面通过高温熔盐泵与换热系统相连，实现高温熔盐的放热。4）在光热电站中，蒸汽换热+发电系统的运行及维护与常规火电厂相似，通过高温熔盐与水工质之间的热交换，产生过热蒸汽以驱动汽轮机做功，发电机将机械能转化为电能。

基于能量守恒，光热电站运行时各系统之间的运行功率、时长和能量流转存在定量关系。以装机容量100MW，储热时长10h的光热电站为例，计算各系统容量配置如下：1）储热容量2222MWh，熔盐1.9万吨，熔盐罐体积为10278m，吸热器功率533MW，吸热器容量为2667MWh，镜场聚光功率为1333MW，镜场面积139万平方米；2）此时电站太阳倍数为2.4，容量因子为45%，年发电量为3.96亿kWh。

. 储热时长、镜场面积、光伏弃电利用及光-电转换效率等是电站设计的主要参数，对电站的整体性能和发电成本有重要影响。1）当储热时长上升时，电站发电量、投资成本均会提升，度电成本会先降后升，存在一个最优值。储热时长的确定取决于没有太阳时段的满发时数和电力价格的经济性，目前主要集中在8\~12h。2）镜场面积在一定范围内增大可以增加集热量和发电量，但会受到投资和储热容量的限制，使得发电量增加的趋势逐渐变缓直至为0，度电成本呈先下降后上升趋势。在10h储热时长时，熔盐塔式电站最优太阳倍数大多处于2.5\~3区间。3）光热电站与光伏风电形成多能互补，能量来源多了一个途径，因此镜场面积和吸热器功率下降，投资成本降低，度电成本下降。4）当光-电转换效率上升时，电站的发电量会提高，度电成本下降；或者同等发电功率和时长下，投资成本下降，度电成本下降。

投资建议与投资标的

投资建议

随着2021年各地光热发电政策陆续发布，尤其今年国家能源局发文明确了光热发电的重要地位以来，国内光热发电项目的热度不断提升，项目的招标和建设进度逐步加快。2021年以来，我国公布了48个光热发电项目，披露规模共计5535MW，其中24个项目已开工（共计2695MW），5个项目已定标（共计440MW）。光热发电行业发展提速，产业链众多企业有望受益。建议关注：首航高科(002665，未评级)、西子洁能(002534，未评级)、安彩高科(600207，未评级)、振江股份(603507，未评级)、上海电气(601727，未评级)、东方电气(600875，未评级)、耀皮玻璃(600819，未评级)、三维化学(002469，未评级)、东华科技(002140，未评级)、凯盛新能(600876，未评级)、锡装股份(001332，未评级)。

风险提示

多种储能路线的发展具有不确定性；光热行业政策不及预期；光热项目推进不及预期；

电力设备及新能源行业

行业评级. 看好（维持）

国家/地区中国

行业电力设备及新能源行业

报告发布日期 2023年05月23日

证券分析师

卢日鑫	021-63325888*6118
	lurixin@orientsec.com.cn
	执业证书编号：S0860515100003
顾高臣	021-63325888*6119
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施静	执业证书编号：S0860520080004
	021-63325888*3206
	shijing1@orientsec.com.cn
	执业证书编号：S0860520090002
	香港证监会牌照：BMO306

联系人

梁杏红 liangxinghong@orientsec.com.cn

严东 yandong@orientsec.com.cn

塔式光热电站基础架构详解，
聚光系统：跟踪太阳，聚光成点.
集热系统：收集热量，加热熔盐. .6
储热系统：实现热能储存，是灵活调控发电的基础 .7
换热+发电系统：热能一机械能→电能 ..8
光热电站设计思路和能量流计算. .10
光热发电各系统之间的定量关系， ..10
电站设计思路及案例解读， .11
变量汇总：寻找影响发电量和发电成本的关键因素 .14
为什么储热时长常见10h配置？ ..14
最优镜场面积怎么确定？ ..15
光-电转换效率如何提高？ ..18
投资建议.. .19
风险提示. .20

图表目录

图1：塔式光热电站示意图， .4
图2：定日镜结构示意图 ..5
图3：定日镜传动系统工作示意图 ..5
图4：定日镜跟踪系统工作原理. ..6
图5：光热电站吸热塔结构. ..6
图6：吸热器工作时熔盐流动回路图. ..7
图7：青海中控德令哈50MW光热电站熔盐储热系统及熔盐罐细节图 ..7
图8：换热、发电环节能量流动情况. ..8
图9：换热系统中熔盐与蒸汽的能量交换过程 ..8
图10：光热电站发电系统构造：汽轮机+发电机 ..9
图11：光热电站能量流动过程. ..10
图12：熔盐塔式光热电站设计思路. .. 11
图13：上网电价与太阳辐照量的关系. ..15
图14：储热时间与度电成本之间的关系， ..15
图15：容量因子随太阳倍数与储热时长的变化关系 ..16
图16：度电成本随太阳倍数与储热时长的变化关系. ..16
图17：带有电加热装置的光伏-光热互补系统示意图， ..17
图18：光热电站能量损失图 ..18
表1：电站系统参数假设.. ..12
表2：电站关键指标计算结果. ..13
表3：电站各系统优化配置考虑因素.. ..14
表4：电站配置变化对电站性能的影响.. ..14
表5：50MW塔式电站在不同太阳倍数下的参数， ...16
表6：单独光热电站项目与光伏+光热电站项目的镜场面积对比. ….17
表7：工程角度建议的熔盐塔式技术优化项. ..18
表8：2021年以来光热电站建设情况（截至2023年5月14日） ..19

2023年4月7日，国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，提出应结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目，争取在"十四五"期间全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。同时提出应充分发挥光热发电在新能源占比逐步提高的新型电力系统中的作用，助力实现碳达峰碳中和目标。政策出台助力行业发展，光热规模化发展有望提速。此前我们撰写了《新视角下，光热电站的价值发现》报告，梳理了光热发电的潜在价值。本文，我们以熔盐塔式为例，从运行机理入手，详细拆解光热发电系统架构。

塔式光热电站基础架构详解

光热发电（ConcentratedSolarPower，简称"CSP"）是一种太阳能聚光热发电技术，其主要由聚光系统、吸热系统、储换热系统、发电系统四个模块构成。聚光系统跟踪太阳的运行轨迹将太阳辐射能反射至吸热塔顶的吸热器上，实现太阳能的聚集；吸热系统表面吸收太阳能能量，加热其内部的吸热介质，将太阳能高效转换为热能；储换热系统将加热后的熔盐进行储存，在需要发电时熔盐与水进行热交换，以产生高温高压的蒸汽；发电系统利用过热蒸汽推动汽轮发电机组发电。

图1：塔式光热电站示意图

数据来源：《塔式熔盐太阳能光热发电技术》许利华等，东方证券研究所

聚光系统：跟踪太阳，聚光成点

聚光系统是光热发电的前端子系统，为整个电站提供“燃料”。塔式太阳能聚光系统通过成干上万台定日镜组成的阵列在跟踪控制装置的驱动下跟踪太阳的运动，将太阳光反射聚集至吸热器。定日镜在结构上由聚光镜面、反射镜支架、基座、传动装置以及控制柜等部分组成。

图2：定日镜结构示意图

数据来源：《塔式太阳能热发电系统的多级反射式聚光镜场的研究》胡叶广，东方证券研究所

聚光系统工作时，太阳光会经定日镜反射后汇聚到吸热器上，只有对定日镜的精准定位才能有效地发电，跟踪技术的优劣主要取决于传动系统和控制系统的质量。传动系统安装在立柱的顶部，主要由直流电机、双回转减速器、定日镜传动箱构成，具备水平和俯仰旋转功能，从而实现双轴跟踪。

图3：定日镜传动系统工作示意图

数据来源：库伯勒官网，《大型定日镜驱动系统高精度双电机消隙控制系统研究》白国博，东方证券研究所

镜场控制系统根据太阳光情况计算并控制定日镜的倾斜角度，不间断“追日”，保证每一束光都能打在吸热器上并被高质量吸收。具体运行原理是：

1）首先根据天文学公式计算出太阳位置，在知道太阳位置与定日镜位置后，便可得到太阳入射光线的方向；

2）根据定日镜与吸热器的位置可得到太阳反射光线的方向；

3）根据光的反射原理可解得定日镜镜面法线的目标角度。此时定日镜传动系统便会带动定日镜镜面旋转，通过水平旋转及仰俯旋转后，定日镜镜面法向会与计算得出的法线目标角度一致。

聚光比是衡量镜场聚光性能的重要指标，是聚集到吸热器孔径平面的平均辐射功率密度与进入聚光系统的太阳法向辐射功率密度的比值，塔式光热发电系统的聚光比在300\~1000之间。

有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。

图4：定日镜跟踪系统工作原理

数据来源：中国能建，东方证券研究所

集热系统：收集热量，加热熔盐

吸热系统中的介质接收到高聚光比的光束照射，温度升高，并传导给吸热介质，以此完成了热量的汇集，在泵的驱动下，高温吸热介质流动到储热罐保存。光热电站吸热和储热介质主要是熔盐，由60%NaNO3和40%KNO3组成。熔盐熔点为210C\~230℃，接近熔点会凝固阻塞管道，当温度超过600℃时，熔盐腐蚀性较大，会造成设备和管道等的减薄甚至破裂等，因此熔盐的工作温度区间一般为290℃\~565℃。

吸热器由吸热管并排组成。考虑到吸收效率、传热速度、耐高温、耐强腐蚀等特性，吸热管选用镍基合金，外表面涂有太阳能选择性吸收涂层，可吸收95%的入射太阳辐射。熔盐的熔点较高，吸热器的上下部分必须设置耐火及保温材料，防止吸热塔结构受损。在太阳落山后，主要依靠电伴热使吸热器及管路保持高温以避免熔盐凝固。SolarTwo试验电站为外圆柱面形管壁式吸热器，采用熔盐中间回路，吸热器管壁上共布置了24块管板，每块管板有32根吸热管。

图5：光热电站吸热塔结构

首航100MW光热电站吸热塔及顶部

吸热器参数
吸热器的管板数	24块
每板块的吸热管数	32根
吸热管外径	20.06mm
吸热管壁厚	1.2mm
吸热器高度	6.2m
吸热器直径	5.1m
吸热器额定吸收功率	42MW
吸热器效率	88%

SolarTwo光热电站吸热器及参数
数据来源：《首航节能敦煌100MW熔盐塔式光热电站建设与运行》报告，《塔式太阳能热发电聚光集热系统优化与涂层老化试验研究》周志伟，东方证券研究所

当电站开始工作时，低温熔盐储罐中的低温熔盐泵将罐中290℃的熔盐打到吸热塔的吸热器，依次流经各吸热管，吸收热量升温，最终流出吸热器，经管道流入高温熔盐储罐。电站会根据光照情况，通过调整低温熔盐泵流速，来控制熔盐在吸热器的时间，保证吸热器出口的熔盐温度达到565℃。

图6：吸热器工作时熔盐流动回路图

数据来源：《塔式太阳能吸热器的光-热-力耦合模拟及能流匹配特性研究》贾朋森，东方证券研究所

储热系统：实现热能储存，是灵活调控发电的基础

储热系统由高、低温2个储热罐，1个疏盐罐、熔盐泵、储热介质、电伴热和保温层等构成。熔盐罐用来储存高低温熔盐，其工作环境比较恶劣，需从抗氯离子、热疲劳性、防腐及绝热等方面综合考虑，热熔盐储罐一般选择低碳奥氏体不锈钢，低温熔盐储罐选择碳钢。罐体底部、顶部以及侧壁外表面均包裹保温层，同时配置了电加热器，在停运阶段对熔盐进行加热，保证熔盐罐内熔盐处于液相，目前的技术水平可使得熔盐罐热损失低于0.5%。

图7：青海中控德令哈50MW光热电站熔盐储热系统及熔盐罐细节图

数据来源：可胜技术官网，东方证券研究所

光热电站熔盐罐一般配置3台低温熔盐泵(2开1备用)、2台高温熔盐泵(1开1备用)和辅助功能用泵。高温、低温熔盐泵的作用皆为抽出熔盐并运送。熔盐泵液下长轴放置于储热罐顶部，通过电机带动长轴工作。熔盐罐一方面通过低温熔盐泵连接吸热器，实现热量的收集，另一方面通过高温熔盐泵与换热系统相连，实现高温熔盐与蒸汽的换热。

熔盐储罐、熔盐换热器、熔盐泵及管道的合理设计是决定熔盐储换热系统性能的关键。当储热系统工作时：低温熔盐储罐中的熔盐经低温熔盐泵打入吸热器，吸热升温后经导管流入高温熔盐储罐，以此储热过程完成；高温熔盐罐中的熔盐经高温熔盐泵打入蒸汽发生系统，与水发生换热，温度下降，经管道流向低温熔盐罐，以此放热过程完成。

换热+发电系统：热能→机械能→电能

在光热电站中，换热+发电系统实现热能向电能的转换，其运行及维护与常规火电厂相似。换热系统由蒸汽发生装置构成，包括预热器、蒸发器、过热器和再热器四个关键部件，通过高温熔盐与水工质之间的热交换，产生过热蒸汽以驱动汽轮机做功。随后发电机将汽轮机所做机械功转化为电能。

图8：换热、发电环节能量流动情况

数据来源：国际能源网，东方证券研究所

换热系统工作过程：

1）高温熔盐泵将高温熔盐储罐的熔盐抽出，分成两部分，一部分流经过热器，为饱和水变成水蒸气提供热源（在过热器中，熔盐温度从 550+℃降至430℃\~450℃，蒸汽从340℃上升至540+℃，形成过热蒸汽）；另一部分进入再热器将部分排出汽轮机的低温蒸汽再次加热，提供给汽轮机二次利用（在再热器中，熔盐温度由550+℃降至440+℃，被加热的再热蒸汽温度从300+℃上升至540+℃）。

2）从过热器和再热器出来的400+℃熔盐汇合到一起，并依次流经蒸发器和预热器。熔盐从预热器出来时，温度下降到300℃左右，经管道流回低温熔盐储罐，从而完成整个换热过程。

3）给水泵加压后的给水首先通过预热器，在预热器里与蒸发器流出的熔盐换热后成为饱和水。
之后进入蒸发器后进一步吸热，变为水蒸气。

图9：换热系统中熔盐与蒸汽的能量交换过程

数据来源：《光热电站储热系统熔盐量设计优化及工程应用》孙云昊，东方证券研究所

光热电站发电系统主要由汽轮机、发电机及辅助设备构成。发电系统利用蒸汽驱动汽轮发电机组发电：

1）蒸汽发生器出来的主蒸汽进入高压缸做功，排汽进入蒸汽发生器的再热器与熔盐进行换热后，再进入低压缸进行做功。

2）低压缸的排汽进入冷凝器中凝结成水后，经过凝结水泵升压后进入高低压加热器，加热后再进入蒸汽发生器，在这期间除氧器会除去给水中的氧气和其他不凝结气体。

3）同时，汽轮机做功时其转子会发生旋转，汽轮机转子将转矩传递到发电机的转子带动发电机一起旋转，此时发电机内部的线圈会受到磁场的影响，从而产生电流进行发电。

图10：光热电站发电系统构造：汽轮机+发电机

数据来源：利刃观察眼，东方证券研究所

光热电站设计思路和能量流计算

光热发电各系统之间的定量关系

光热发电系统遵循能量守恒，基于光热发电运行机理分析，各系统运行功率和时长之间存在定量的关系。

1）在聚光系统中，总辐照功率Ptsolar为太阳表面单位面积上所发射的总辐射能，其中部分能量不能被镜场利用，从而产生弃光功率Ptcurt。聚光系统能量守恒公式可表示为：

2）从集热系统的能量来源看，镜场聚光功率Pt（t1）经过光-热转换形成吸热功率Pt2（t1），光-热转换效率nsF为40%\~43%左右。聚光、吸热系统能量守恒公式可表示为：

关于集热系统能量去向，在白天镜场工作时时，一部分以储热功率Pt（t2）进行储热，另一部分直接以放热功率Pt4（t3）进行即时发电。此时吸热热系统能量守恒公式又可表示为：

吸热功率Ptz×镜场聚光时长t1

=直接放热功率Pt4×即时发电时长t3+储热功率Pt×储存热量时长 t2

3）在储热系统中，在白天镜场工作时，以储热功率Pt3吸收热能（t2），在镜场不工作时以功率Pt5进行放热（t4）。储热系统在运行时会产生部分热量损失Ptloss，在实际运行中，可忽略不计。

储热容量=储热系统储热功率Pt×储热时长t2=储热系统放热功率Pt5×放热时长t4

4）在发电系统中，发电性能P6（t5）是由直接放热功率Pt4（t3）和储热系统放热功率Pt5（t4）决定的。此时发电系统能量守恒公式可表示为：

发电量Q=发电功率P×电站工作时长t5

其中热-电转换效率nPB为40%\~45%左右。

图11：光热电站能量流动过程

有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。

容量因子是衡量光热电站发电性能的指标之一，其定义是规定时间段内实际输出的电量与满负荷条件下输出电量的比值，时间段一般为年。我国8座已投运的光热示范电站的设计发电小时数为2920\~4280小时，设计容量因子处于33.3%\~48.9%。

电站设计思路及案例解读

光热电站设计时需要根据业主方的需求，综合各系统之间的配置关系来确定各项参数。只要给出设计点DNI、装机容量、储热时长及电站全功率工作时长需求，就能确定各环节参数。就能

1）根据装机容量及储热时长可推算出储热系统配置需求，即所需熔盐吨数、储热罐体积；

2）根据装机容量及电站全功率工作时长，可推算出透平机所需热量，进而推算出吸热器的吸热量，得到吸热器的吸热功率需求；

3）根据吸热器的吸热能量又可计算出镜场聚光能量，进而得出镜场聚光功率以及所需配置的镜场面积。

图12：熔盐塔式光热电站设计思路

设计点太阳法向直射辐照度（设计点DNI）是当地某年、某日、某时刻以及对应的气象条件的DNI。设计点DNI是光热电站设计的首要参数，可根据其确定聚光场面积、吸热器功率、储热容量、发电机组额定容量、电站年发电量和各个设备的效率等关键参数，因此设计点DNI的时间选择尤为重要。当设计点DNI选值偏小时，吸热器额定功率偏小，当太阳直射光照强度大于此设计点DNI时，出现弃光需要控制关闭部分定日镜，而避免吸热器的超温运行；当设计点DNI选值偏大时，吸热器额定功率偏大，全年大部分时间吸热器实际功率低于额定功率，两种情况下电站经济性均没有达到最优。我国光热项目的设计点DNI大多处于700W/m²～950W/m²区间。

我们以装机容量（P）100MW、储热时长10h的熔盐塔式光热电站为例，计算电站各系统容量配置。关键假设如下：

1）假设其所处地点DNI值950W/m²，年运行天数330天;

2）假设镜场工作时长为 5h/天;

3）假设电站光-热转换效率40%，热-电转换效率45%;

4）假设电站全功率发电时长为12h/天。

表1：电站系统参数假设

参数	数值
装机容量（P6）	100MW
电站全功率发电时长（t5）	12h
镜场全功率工作时长（t）	5h
储热时长（h）	10h
年工作天数	330天
设计点DNI值	950W/m2
光-热转换效率	40%
热-电转换效率	45%

数据来源：《塔式太阳能光热发电站设计关键技术》许继刚，《塔式太阳能热发电站设计点DNI优化研究》李博等，《太阳能热发电站设计》王志锋，东方证券研究所

基于电站设计思路，熔盐量、镜场面积等关键参数的计算结果如下：

1）储热容量：储热罐所储存的能量能够满足发电机全功率全等效时长运行，因此，

2）储热熔盐用量和储热罐体积：单位熔盐储热量由熔盐工作时的温差决定。熔盐在吸热器吸收热量，温度达到565℃，进入高温熔盐储罐，放热时，与水进行热交换，温度降为290℃，温差275℃，则单位熔盐储热能力为：

此处不考虑为保证系统正常运行而留在熔盐罐、管道中熔盐量，仅考虑为满足储热时长所需的熔盐量为：

3）吸热器功率：吸热器接收镜场光照吸收能量，电站运行所需的热量都从此来，因此吸热器容量为：

吸热器功率Ptz=吸热器容量Ed(2667MWh)÷镜场全功率聚光时长t1(5h)=533MW

4）镜场面积：镜面接收太阳辐射并反射汇聚至吸热器，满足吸热功率533MW需要的镜场用量为：镜场聚光功率Pt1=吸热器功率Pt(533MW)÷光－热转换效率ηpB(40%)=1333MW

镜场面积A=镜场聚光功率Pt(1333MW)÷设计点DNI(0.95kW/m2)=139万平方米

5）太阳倍数：吸热器功率（Pt2）与透平机功率的比值，反应了集热系统容量与发电系统容量之间的差别：

6）年发电量：电站额定发电功率（Pe）与电站全功率工作时长（t5）的乘积，再乘以工作天数
330天，为全年发电量3.96亿kWh;

7）发电小时数和容量因子：此时对应的该电站年发电小时数（全功率）是3960小时，平均日发电小时数（全功率）是10.8小时，电站容量因子为45%：

综上，通过上述对案例电站的定量计算可知，装机容量（P6）100MW，储热时长10h，镜场全功率聚光时长5h的电站，需配置的核心设备参数如下：

1）储热容量为2222MWh，熔盐19014吨，熔盐罐体积为10278m3，吸热器功率为533MW，吸热器容量为2667MWh，镜场聚光功率为1333MW，镜场面积139万平方米；

2）此时电站太阳倍数为2.4，容量因子为45%，年发电量为3.96亿kWh。

表2：电站关键指标计算结果

参数	具体数值
额定发电功率	100MW
储热容量	2222MWh
熔盐吨数（仅包括满足储热时长的最低用量）	19014吨
熔盐罐体积	10278m3
吸热器功率	533MW
吸热器容量	2667MWh
镜场聚光功率	1333MW
镜场面积	139万平方米
太阳倍数	2.4
容量因子	45%
年发电量	3.96亿 kWh

数据来源：东方证券研究所测算

变量汇总：寻找影响发电量和发电成本的关键因素

聚光集热系统、储换热系统与发电系统之间的匹配度，是决定光热电站性能表现的前提。光热电站设计时需要综合考虑多个因素，以实现各个系统的最优化匹配，提升各系统效率并降低投资成本。

表3：电站各系统优化配置考虑因素

考虑因素	优化目标
镜场规模与镜场布置	综合考虑士地利用率与镜场效率
吸热塔高度	综合考虑投资与镜场效率
吸热器热功率	综合考虑投资、效率、光资源利用率
储热时长与储热容量	综合考虑调峰能力、风光弃电、系统投资
换热功率	换热面积、换热器设计(单列、双列)
装机规模与运行模式	兼顾发电系统效率与储能调峰能力

数据来源：可胜技术，东方证券研究所

储热时长、镜场面积（太阳倍数）、光伏弃电利用及光-电转换效率等是电站设计的主要参数，对电站的整体性能和发电成本有重要影响。

1）当储热时长上升时，电站发电量、投资成本均会提升，度电成本会先下降后上升，存在一个最优值。储热时长的确定取决于没有太阳时段的满发时数和电力价格的经济性，目前配置主要集中在8\~12h。

2）太阳倍数在一定范围内增大可以增加集热量和发电量，但会受到投资和储热容量的限制，使得发电量增加的趋势逐渐变缓直至为0，度电成本呈先下降后上升趋势。在10h储热时长时，熔盐塔式电站最优太阳倍数大多处于2.5\~3区间。

3）光热电站与光伏风电形成多能互补，能量来源多了一个途径，因此镜场面积和吸热器功率下降，投资成本降低，度电成本下降。

4）当前通过技术、运维等多种途径，系统效率有6.8%\~15.2%的提升空间。当光-电转换效率上升时，电站的发电量会提高，度电成本下降；或者同等发电功率和时长下，投资成本下降，度电成本下降。

表4：电站配置变化对电站性能的影响

变量	电站发电量	投资成本	度电成本
储热时长	→	→	存在最优值
镜场面积	→	→	存在最优值
光伏弃电利用	→	←	←
光-电转换效率	→	不变	←

数据来源：《塔式太阳能热发电太阳倍数及储热时长优化研究》罗彦，东方证券研究所

为什么储热时长常见10h配置？

新能源固定电价机制已成为历史，参与电力现货交易已成必然趋势。储热时长的确定取决于没有太阳时段的满发时数和电力价格的经济性，可通过两个步骤确定：

步骤一：根据上网电力价格和太阳落山的时间差初步确定储热时间。根据《太阳能热发电站设计》实例，该地太阳落山后高电价的时段有6h左右，因此可初步设定储热时间为6h。

图13：上网电价与太阳辐照量的关系

数据来源：《太阳能热发电站设计》王志峰等，东方证券研究所

步骤二：计算不同储热时间对发电成本的影响。

储热时间越长，光热电站的初投资成本越大，因此储热时长会影响到发电成本的变化。以50MW槽式光热电站为例，电站LCOE值随储热时长的增大呈先减小后增大的趋势，存在最低LCOE值。当储热时长为10h，该电站的LCOE值最低可达1.24元/kWh。

图14：储热时间与度电成本之间的关系

数据来源：《中国太阳能热发电产业政策研究报告》，东方证券研究所

通过以上两步，基本确定该地光热电站的储热时长宜配置在6\~10h之间。当前从披露配储时长的15个大型在建光热电站来看，其配置的储热时长也主要分布在8\~12h。

最优镜场面积怎么确定？

国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》指出：原则上每100MW电站的镜场面积不应少于80万平方米。镜场是电站的能量来源，投资成本占到系统整体的50%左右，对系统的稳定性及经济性有着重要影响。

镜场越大，聚光集热功率越大，可支撑电站装机规模越大；但同时，随着镜场面积的增加，其半径逐渐增大，定日镜距离吸热塔越远，聚光效率越低，导致镜场光热转换效率降低。根据华北电力大学刘洋研究，当镜场面积从18.92万m2扩大至46.02万m2时，平均单位定日镜面积的集热功率由6.08MW/万m²下降至5.05MW/万m²。因此，一味的提高镜场面积可能会降低电站系统的整体效率，降低经济性。

表5：50MW塔式电站在不同太阳倍数下的参数

指标	配置1	配置2	配置3
太阳倍数	2.3	3.64	4.65
镜场总面积／万m²	18.92	33	46.02
定日镜个数／个	1577	2750	3835
集热场输出总热量/MW	115.10	182.28	232.28
集热场输出热功率与镜场面积的比值（MW/万m²）	6.08	5.52	5.05

数据来源：《塔式光热电站热电联供系统性能研究及优化》刘洋，东方证券研究所

当系统装机容量一定时，太阳倍数取值的增大代表集热场规模的增大，即定日镜数量增加。在初步设计时确定恰当的太阳倍数，进而对定日镜数量及其排列布置进行合理设计，对系统投资成本以及运行效率有重要影响。

当储热时长一定时，太阳倍数的增加使集热场输出的等价功率增加，即进入汽机的主汽流量增加。而当太阳倍数一定时，储热时长的增加使储热系统最大容量提高、减小了热量溢出的损失，二者都使电站年发电量、年容量因子提升。储热时长确定后，太阳倍数在一定范围内增大可以增加集热量和发电量，但会受到投资和储热容量的限制，使得发电量增加的趋势逐渐变缓直至为0。当保持储热时长不变时，LCOE的值均会随着太阳倍数的增加先减小后增加。对于任一固定储热时长，均存在最优的太阳倍数可以使LCOE值最低，且最优值太阳倍数的值会随着储热时长的增大而增大。

图15：容量因子随太阳倍数与储热时长的变化关系

数据来源：《塔式太阳能热发电太阳倍数及储热时长优化研究》罗彦，东方证券研究所

图16：度电成本随太阳倍数与储热时长的变化关系

数据来源：《塔式太阳能热发电太阳倍数及储热时长优化研究》罗彦，东方证券研究所

近年来，我国西部地区风电、光伏发电规模高速增长，在风光大发阶段，甚至出现了负电价。在风光+光热互补系统中，在风光大发阶段，风光发电就可满足电网需求，光热电站可降低即时发电电量，白天以最低功率运行，将热量储存起来，选择高电价时段进行发电。在这种情况下，所分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。

需集热功率降低，可达到降低镜场面积、提高电站经济性的目的。近期规划的光热光伏一体化项目，相较于我国8个已建成的单独运行的光热示范项目，同等光热装机规模下镜场配置面积大大降低，降幅约50%。在独立光热电站中镜场面积成本占到电站初始投资的50%，而光伏光热打捆运行可大幅降低镜场面积，或可解决当下光热电站不经济的问题。

表6：单独光热电站项目与光伏+光热电站项目的镜场面积对比

项目名称	光热规模	是否配置光伏	镜场面积
首航节能敦煌100MW熔盐塔式光热发电项目	100MW	否	140万平方米
乌拉特中旗100MW导热油槽式光热发电项目	100MW	否	115万平方米
中控德令哈50MW熔盐塔式光热发电项目	50MW	否	54.27万平方米
中广核德令哈50MW导热油槽式光热发电项目	50MW	否	62万平方米
鲁能海西50MW熔盐塔式光热发电项目	50MW	否	61万平方米
中电建青海共和熔盐50MW塔式光热发电项目	50MW	否	60万平方米
中电工程哈密50MW熔盐塔式光热发电项目	50MW	否	69.68万平方米
中广核青海德令哈光储热一体化200 万干瓦项目（一期80万千瓦光伏+20万千瓦光热）	200MW	是	117.4万平方米
中电建共和100万干瓦光伏光热项目	100MW	是	50万平方米
三峡能源海西基地格尔木100 万千瓦光伏+10 万千瓦光热项目	100MW	是	74.75万平方米
吐鲁番市托克逊县乌斯通光热+光伏一体化项目	100MW	是	44.04万平方米
吐鲁番鄯善七克台1GW"光热储能+光伏"一体化示范项目	100MW	是	65.59万平方米
若羌县10万干瓦光热（储能）+90万千瓦光伏示范项目	100MW	是	60万平方米

数据来源：太阳能光热产业技术创新战略联盟，CSPPLAZA，《中国太阳能热发电行业蓝皮书 2022》东方证券研究所

在风光+光热互补的新能源发电体系中，通过在光热电站部分配置熔盐电加热器，适时进行电热转换，有助于解决弃风弃光问题，同时降低镜场面积，降低光热初始投资。增设电加热器，将风光部分或全部弃电转化为热能存入塔式电站的储热系统中，以低成本的方式进行弃电热储存，选择高电价时段发电，从而实现光伏和光热电站之间深度耦合。熔盐电加热器是风光+光热系统进一步优化调峰和储能作用的关键，或将成为未来新能源发电的主流模式。我国吉电股份吉西基地鲁固直流140万干瓦外送项目1中的100MW光热项目就配备了40MW电加热器，用于加热熔盐储存风电或光伏的弃电。

图17：带有电加热装置的光伏-光热互补系统示意图

数据来源：《光伏光热互补发电系统多目标容量优化研究》张博智等，东方证券研究所
有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。

光一电转换效率如何提高？

光-电转换效率反映了光热电站在一段时间内将光能转换成电能的比例，是光-热转换效率和热-电转换效率的乘积。塔式光热电站的光-电转换效率约在16%\~20%之间。

1）光-热转换过程中的效率损失主要来自定日镜在接收和反射太阳能的过程中存在的镜面损失、余弦损失、阴影和阻挡损失、大气衰减损失和溢出损失等，能量合计损失大约为45\~48%左右。此外，考虑到吸热器的启动、吸收率、溢出损失等会产生10%左右损耗，因此光-热转换效率大约为40%\~44%之间。

2）热-电转换过程中的效率损失主要来自汽轮机组做功损耗，与常规火电厂效率无较大差异，光热电站的热-电转换效率约在40\~45%左右。

根据美国麻省理工学院研究，如果初始的光照能量为100%的话，光热系统真正吸收的热量只有42%，这42%的热量转化为电能后只余下17%，最终净发电效率为16%，也就是说，多达84%的能量没有得到利用，因此光热电站光-电转换效率约为16%左右。

图18：光热电站能量损失图

数据来源：国际能源网，东方证券研究所

提高光热发电效率在于提高光-热转换效率和热-电转换效率，国内外的研究也大都集中于这两个过程。通过改进现有熔盐塔式的定日镜清洁技术、云预测、定日镜镜面工艺、汽轮机技术等，弃光率、镜面反射率、吸热器吸收率等指标可大幅优化，预计可实现光热发电系统效率约6.8%\~15.2%的增幅。

表7：工程角度建议的熔盐塔式技术优化项

技术	优化项	提升环节	系统效率提升值(≥,)
定日镜清洁技术	定日镜聚光效率	光-热	2%~6%↑
云预测技术	太阳光利用	光-热	2%~4%↑
定日镜镜面工艺	定日镜聚光效率	光热	0.4%~1%↑
镜场排布优化	镜场效率、成本	光热	0.4%~0.7%↑
吸热器涂层	吸热效率	光-热	1%~2%↑
汽轮机效率	汽轮机效率	热-电	1%~1.5%↑

数据来源：《中国太阳能热发电行业蓝皮书2022》，东方证券研究所

投资建议

我国光热发电技术成熟度在2016-2019年集中建设光热示范项目时得到大幅提升，8个示范项目并网运行至今也积累了大量运维经验。现阶段，光热的长时储能价值得以发掘，光热与风光深度融合，光热发电需求潜力巨大。

表8：2021年以来光热电站建设情况（截至2023年5月14日）

序号	项目名称	光热规模	项目最新进展
1	海南基地青豫直流二期340万千瓦外送项目、海西基地青豫直流二期190万千瓦外送项目1标段	100MW	2021/10/15开工
2	海南基地青豫直流二期340万干瓦外送项目、海西基地青豫直流二期190万千瓦外送项目2标段	100MW	2021/10/15开工
3	海南基地青豫直流二期340万千瓦外送项目、海西基地青豫直流二期190万千瓦外送项目3标段	100MW	2021/10/15开工
4	中广核青海德令哈光储热一体化200MW万干瓦项目	200MW	2022/3/23开工
5	青海众控德令哈135MWMW塔式光热发电项目	135MW	2021/3/26开工
6	格尔木乌图美仁多能互补项目	300MW	2021/9/17开工
7	中电建共和100万千瓦光伏光热项目	100MW	2023/3/23开工
8	三峡能源海西基地格尔木100万千瓦光伏+10万千瓦光热项目	100MW	2023/3/28开工
9	金塔中光太阳能“10万干瓦光热+60万千瓦光伏"项目	100MW	2022/3/25开工
10	恒基伟业(三峡集团)瓜州"10万干瓦光热+20万干瓦光伏+40万干瓦风电"项目	100MW	2021/10/1开工
11	阿克塞汇东新能源有限公司75万千瓦光热+示范项目	110MW	2021/10/15开工
12	中核集团玉门“10万千瓦光热+20万千瓦风电+40万千瓦光伏"项目	100MW	2023/3/21开工
13	敦煌70万干瓦“光热储能+光伏"试点项目	100MW	2021/10/12开工
14	吉西基地鲁固直流白城140万干瓦外送项目1号(光热100MW)	100MW	2021/10/28开工
15	吉西基地鲁固直流白城140万干瓦外送项目2号(光热100MW)	100MW	2021/10/28开工
16	中广核阿里雪域高原“零碳"光储热电示范项目	50MW	2023/5/10开工
17	吐鲁番市托克逊县乌斯通光热+光伏一体化项目	100MW	2022/7/10开工
18	国家电投集团河南电力有限公司光热+光伏一体化项目	100MW	2022/7/20开工
19	吐鲁番鄯善七克台1GW“光热储能+光伏"一体化示范项目	100MW	2022/7/20开工
20	若羌县10万干瓦光热（储能）+90万干瓦光伏示范项目	100MW	2022/7/9开工
21	新华水力发电有限公司博州10万千瓦储热型光热配建90万千瓦新能源项目	100MW	2022/7/18开工
22	精河新华新能源有限公司"光热储能新能源"一体化基地项目	100MW	2022/7/18开工
23	唐山海泰新能科技股份有限公司光热+光伏一体化项目	100MW	2023/2/10开工
24	鲁能阜康市多能互补（暨新能源市场化并网）项目	100MW	2022/7/8开工
25	中广核阿里雪域高原"零碳"光储热电示范项目	50MW	2023/5/10发电机组定标
26	哈密北90万千瓦光伏发电+10万千瓦光热发电项目	100MW	2022/12/19EPC定标
27	国投若羌县10万干瓦光热储能配套90万干瓦光伏市场化并网发电项目	100MW	2022/12/22EPC定标
28	中能建哈密"光（热）储"多能互补一体化绿电示范项目	150MW	2023/2/20EPC定标
29	西藏扎布耶盐湖绿色综合开发利用万吨电池级碳酸锂供能项目	40MW	2022/12/27EPC定标
30	玉门油田2022水电厂玉门油田光热+风光发电示范项目	100MW	2022/5/24可研定标
31	华能高台县70万千瓦光热光伏示范项目	100MW	2021/12/14可研定标

32	三峡新能源哈密100万干瓦“光热+光伏"一体化综合能源示范项目	100MW	2023/3/1可研定标
33	大唐石城子100万干瓦"光热+光伏"一体化清洁能源示范项目	100MW	2022/9/21可研定标
34	华能阿克塞70万千瓦光热+示范项目	100MW	2022/5/23可研定标
35	哈密市10万千瓦光热配建55万千瓦风电项目	100MW	2022/4/18可研招标
36	若羌县10万千瓦光热配建55万千瓦风电项目	100MW	2022/4/18可研招标
37	“疆电入渝”哈密410万千瓦新能源项目	200MW	2023/2/27可研招标
38	国投那曲市色尼250MWMW光伏+50MWMW光热一体化项目	50MW	2023/3/16可研定标
39	国投那曲市聂荣00MWMW光伏50MWMW光热项目	50MW	2023/3/16可研定标
40	西藏公司那曲安多光热+风光电一体化项目	100MW	2022/8/30可研定标
41	中能建江苏设计院/江苏美科共和100万干瓦源网荷储项目	100MW	2022/10/12获批
42	阿拉善盟新春“绿电招商"集中签约，含20万干瓦光热项目	200MW	2023/2/4签约
43	华能乌拉特后旗风光热储一体化项目30万干瓦光热发电项目	300MW	2022/9/22签约
44	首航节能光热和静县“光热储能+光伏"调峰电站（市场化并网）项目		2023/2/16签约
45	200MWMW光热+800MW风电+520MW光伏多能互补一体化大基地项目	200MW	2022/8/3签约
46	270万牧光互补+30万光热储能一体化能源示范项目	300MW	2023/3/21签约
47	华能雄飞米东区基地1.8GW光伏项目	200MW	2023/3/21签约
48	风光热储一体化综合能源示范基地	一	2023/1/11签约

注：以上均为手工统计，不排除存在遗漏、误差等问题的可能
数据来源：太阳能光热产业技术创新战略联盟，CSPPLAZA，内蒙古太阳能行业协会，阳光工匠光伏网，北极星电力网，东方证券研究所

光热发电行业发展提速，产业链众多企业有望受益。建议关注：首航高科(002665，未评级)、西子洁能(002534，未评级)、安彩高科(600207，未评级)、振江股份(603507，未评级)、上海电气(601727，未评级)、东方电气(600875，未评级)、耀皮玻璃(600819，未评级)、三维化学(002469，未评级)、东华科技(002140，未评级)、凯盛新能(600876，未评级)、锡装股份(001332，未评级)。

风险提示

多种储能路线的发展具有不确定性。电化学储能、压缩空气、抽水蓄能、氢能等其他储能方式或对光热储能存在挤出效应，若某种储能方式技术取得突破，凭借其明显优势，迅速抢占储能市场，从而有可能减小光热储能市场份额。

光热行业政策不及预期。国内储能行业受政策影响较大，2021年来，青海、新疆、甘肃等地相继发布光热发电的支持政策，推动了光热电站的发展。2022年3月，国家能源局发布文件，力争十四五期间，力争光热项目每年新开工规模达到3GW。若后续政策推进力度不及预期，光热发电的市场空间有可能不及预期。

光热项目推进不及预期。光热发电项目招投标推进不及预期将会影响国内装机增速和行业厂商盈利。

光热发电项目统计存在遗漏风险。报告中所涉及的项目均为手工统计，不排除存在遗漏和错误的可能。

光热电站实际参数和理论计算值有存在差异的风险。在定量计算光热电站参数的过程中，为简化计算，忽略了镜场布置、塔高、熔盐罐死盐量、管道熔盐量等变量的影响，直接对光-热转换效率、设计点DNI等关键参数进行了合理的假设，因此理论计算值可能与实际电站配置存在一定的差异。

分析师申明

每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：

分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。

投资评级和相关定义

报告发布日后的12个月内的公司的涨跌幅相对同期的上证指数/深证成指的涨跌幅为基准;

公司投资评级的量化标准

买入：相对强于市场基准指数收益率15%以上;

增持：相对强于市场基准指数收益率5%～15%;

中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动;

减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。

未评级一一由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。

暂停评级一一根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预测及目标价格等信息不再有效。

行业投资评级的量化标准：

看好：相对强于市场基准指数收益率5%以上;

中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动;

看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。

未评级：由于在报告发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的研究状况，未给予投资评级等相关信息。

暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。

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解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素

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塔式光热电站基础架构详解

聚光系统：跟踪太阳，聚光成点

集热系统：收集热量，加热熔盐

储热系统：实现热能储存，是灵活调控发电的基础

换热+发电系统：热能→机械能→电能

换热系统工作过程：

光热电站设计思路和能量流计算

光热发电各系统之间的定量关系

电站设计思路及案例解读

变量汇总：寻找影响发电量和发电成本的关键因素

为什么储热时长常见10h配置？

最优镜场面积怎么确定？

光一电转换效率如何提高？

投资建议

风险提示

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行业投资评级的量化标准：

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