光热发电行业报告：云开见日，碧空万里

报告出品方：东莞证券

以下为报告原文节选

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1.新型电力系统加快建设，新能源发电消纳日趋重要

1.1 国内风电、光伏装机占比持续增长

随着 2020-2021 年国内陆上风电和海风风电国补陆续退出，2022 年国内风电行业降本压力较大，同时受疫情等因素影响，去年国内风电项目建设和并网进度缓慢，2022 年风电新增装机规模为 37.63GW，同比下滑 20.9%，其中陆上风电新增装机 32.58GW，海上风电新增装机 5.05GW。
截至 2022 年，风电累计并网装机容量为 365.44GW，同比增长 11.3%。其中，陆上风电累计装机容量 334.00GW、海上风电累计装机容量 31.44GW，国内风电累计装机结构中以陆上风电为主，装机占比约 91.4%。从国内地区分布看，内蒙古、河北和新疆为代表的“三北”地区是国内陆上风电装机的主要地区，江苏、山东和广东等沿海地区则是重要的海上风电装机区域。

今年上半年国内风电装机量加快提升。2023 年 1-6 月，国内风电新增装机 22.99GW，同比增长 77.7%，较 1-5 月加快 26.5pct，其中，2023 年 6 月，风电新增装机 6.63GW，同比增长 212.7%，环比增长 206.9%。
截至 2023 年 6 月，全国发电装机容量约为 27.08 亿千瓦，较去年同期增长 10.8%，其中，风电累计装机容量 389.21GW，较去年同期增长 13.7%，高出全国发电装机容量增速 2.9 个百分点。

今年国内光伏装机方面，2023 年 1-6 月，国内光伏新增装机 78.42GW，同比增长154.0%。截止 2023 年 6 月，国内光伏累计装机容量达 470.67GW，较去年同期增长 39.8%。

2022 年，受光伏产业链价格上涨影响，集中式电站装机需求受到抑制，在 2022 年国内新增光伏发电并网装机中，分布式光伏新增约 51GW，约占 2022 年新增光伏发电装机量的 58%，较 2021 年高出 5pct。
2023 年上半年，全国地面电站光伏新增装机 37.5GW，同比增长 233.7%；全国分布式光伏新增装机 41.0GW，同比增长 108.4%。2023 年第二季度，全国集中式光伏新增装机 21.9GW，同比增长 218.6%；全国分布式光伏新增装机 22.8GW，同比增长 117.7%，其中工商业光伏和户用光伏二季度新增装机分别同比增长 98%和 132%。
从今年上半年数据看，光伏新增装机占比中分布式略高于集中式，其中，第二季度分布式光伏新增装机季环比增长 25.9%，相比之下，受益于光伏产业链价格的大幅回落，对组件价格变动更为敏感的集中式光伏电站在二季度加速建设并网，新增装机提速明显，2023Q2 集中式光伏新增装机量环比一季度增长 41.3%。
根据国家能源局，截至今年 4 月底，国内第一批 97.05GW 基地项目已全面开工，计划今年年底前全部建成并网，第二批基地项目已陆续开工建设，第三批基地项目清单也已正式印发实施。今年上半年集中式光伏新增装机占比已回升至 48%，较 2022H1 同期提升 11pct。随着国内的风光大基地电站加快开工，从全年来看，预计今年集中式光伏新增装机占比相较去年将明显回升，再次成为推动国内光伏新增装机量快速增长的主力军。

在装机量方面，2011-2022 年，太阳能、风电的发电装机容量占总装机容量的比重逐年提升，截止 2022 年，太阳能、风电的发电装机容量占总装机容量的比重达 29.6%，较 2021 年提高 2.9 个百分点。截至今年 6 月，太阳能累积发电装机容量达到 471GW，为仅次于火电的第二大装机容量的电源。

2023 年 1-5 月，全国弃风率为 3.4%。今年 1 月由于春节假期因素，弃风率同比有所提高，今年 2、3 月弃风率处于近 5 年相对较低水平，2-4 月弃风率同比有所改善，环比来看则有所提高，5 月全国弃风率为 3.5%，环比下降 0.4pct。在光伏发电消纳利用方面，2023 年 1-5 月，全国弃光率为 2.0%，与 2022 年 1-4 月持平。今年 1 月由于春节假期因素，弃光率同比有所提高，今年 2-4 月，弃光率同比有所改善，弃光率环比则有所提高，5 月全国弃光率为 1.7%，环比下降 0.4pct。

光伏发电和风力发电受气象条件制约，具有间歇性、波动性和随机性等特点，对电力系统的安全性和供电可靠性造成了挑战。随着我国大规模新能源机组占比不断提升，火电占比持续降低，西部地区风电和光伏依赖煤电打捆外送模式将不可持续。一些特高压外送通道，由于缺少调节电源，通道的输电功率与设计值相差甚远，发出的风电、光伏电力送不出去，弃风、弃光现象严重，造成了资源浪费。

风电装机规模的不断快速提升，将给电网安全性和稳定性带来挑战，随着大规模新能源装机并网发电，新能源电力消纳问题不可避免。
1.2 光热发电能够提供长周期调峰能力

光热发电作为一种清洁能源，其发电过程不会对外产生污染物和温室气体，是一种清洁能源利用形式，在资源利用的开发过程中，具有环境友好的优势。带有储热功能的光热发电站有别于风电、光伏等波动性电源，储热装置可以平滑发电出力，提高电网的灵活性，弥补风电、光伏发电的波动特性，提高电网消纳波动电源的能力。
光热发电兼具调峰电源和储能双重功能。带有储热装置的光热发电系统在白天将部分太阳能通过加热熔盐的方式存储一部分热量，保存在特制的保温储罐以转化成热能储，在晚上或电网需要调峰时用以发电以满足电网的需求，同时可以保障电力输出的稳定性和可靠性，以实现连续稳定的发电和调峰发电，有利于电力系统稳定运行。
存储在熔盐中的热能可以维持数小时的连续发电，甚至能达到数天。根据国家太阳能光热联盟，我国中广核德令哈 50MW 槽式光热电站在 2021-2022 年曾连续安全运行230.2 天；中船新能乌拉特 100MW 槽式光热电站曾在 6 天多云的情况下，实现无停机连续发电 12 天；带 9 小时储能，装机容量 5 万千瓦的中广核德令哈光热发电示范项目曾连续运行 32.2 天；带有 7 小时储能、装机容量 5 万千瓦的青海中控德令哈光热电站实现了 12.2 天的不停机运行。
光热电站可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力，是支撑新能源安全可靠替代传统能源的有效手段。根据电力规划设计总院以新疆电网为例模拟计算光热发电调峰作用的结果，假定建设 1GW 至 5GW 不同规模的太阳能热发电机组，可减少弃风弃光电量10.2%至 37.6%。

2. 光热发电有望迎来规模化发展

2.1 光热发电主要有 4 种类型，塔式光热发电技术应用最广

光热发电是指利用不同类型的聚光装置，将太阳辐射能转化为热能，然后通过常规的热机或其他发电技术将其转换成电能的技术。光热发电有塔式光热发电、槽式光热发电、蝶式光热发电和线性菲涅尔式光热发电四种发电方式。其中，应用最多的是塔式光热发电和槽式光热发电电站。

塔式太阳能光热发电系统主要由定日镜场吸热塔、吸热器、储热器、换热器和发电机组等组成。塔式太阳能热发电系统利用中央集热塔作为吸热器的承载基础，集热塔周围布置一定数量的定日镜，通过多台跟踪太阳运动的定日镜将太阳辐射反射至放置于支撑塔上的吸热器中，加热传热流体到 500-1000℃，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。塔式太阳能光热发电系统聚光比高，易于实现较高的工作温度，系统容量大，效率高。塔式熔融盐系统易于实现储热，经济性相对较好，更适应于太阳能独立发电。
槽式太阳能光热发电系统结构简单，技术也较为成熟，可以实现较大规模的热发系统，但其聚光比小，系统工作温度相对较低。核心部件真空集热管在运行中易出真空度降低，吸收管表面选择性涂层性能下降等问题。目前，研究可靠、耐久、高效的真空吸热管是槽式发电技术的关键。
菲涅耳式太阳能光热发电系统由于聚光倍数只有数十倍，因此加热的水蒸气热品质不高，使整个系统的年发电效率仅能达到 10%左右，但由于系统结构简单、直接使用导热介质产生蒸汽等特点，其建设和维护成本也相对较低。
碟式太阳能光热发电系统聚光比大，工作温度高，系统效率高，机构紧凑，安装方便，更适合于分布式能源系统，但其核心部件斯特林发动机技术难度较大。

国家能源局公布的首批 20 个太阳能热发电示范项目总计装机容量 134.9 万千瓦，分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙古和新疆。在首批 20 个示范项目名单中，塔式光热电站多达 9 个，多于槽式和菲涅尔式的 7 个和 4 个，塔式光热电站为最主流的应用形式。

2.2 海外塔式光热发电起步较早，国内政策推动行业规模化发展

在上世纪 50 年代，苏联提出了塔式太阳能光热发电的设计，到了 70 年代，由于石油危机的影响，太阳能发电开始受到关注，但是由于当时太阳能电池成本较高，太阳能热发电技术相对较为成熟，许多发达国家将太阳热发电作为重点方向。20 世纪 80 年代以来，许多国家相继建造了多个塔式太阳能示范装置和电站。
法国、德国和意大利于 1981 年联合建造了世界上第一座塔式太阳能光热发电站，额定功率为 1MW。1982 年，美国在加利锡州南部 Barstow 沙地区附近建造了一座 10MW级别的大型塔式太阳能光热发电站，称为 Solar One，后来 Solar One 电站被改造成 Solar Two 电站，并于 1996 年 4 月投入并网发电。Solar Two 电站改变了 Solar One 电站中原来的水蒸气热传输系统和砂石导热油的储热系统，改用硝酸熔融盐作为传热储热介质。
Solar Two 的成功应用，验证了熔融盐作为介质的可行性和优越性，可以降低建站技术难度和经济风险，使塔式太阳能光热发电系统的发展上升到了一个新的层面，极大推进了塔式太阳能光热发电站的商业化进程。后来，西班牙、德国、瑞士法国、意大利、苏联和日本等也陆续开展这项技术的研究工作。
商业化应用方面，西班牙大力推行塔式太阳光能发电技术，在 1983 年完成 CESA1电站的建设后，又建造了 TSA、Solar Ires、PS10、PS20 等电站。其中，2007 年 3 月建成的 PS10 电站是欧洲首座商业性太阳能光热发电站，采用 624 面 120m2的双轴定日镜，将太阳光聚焦到约 115m 高处的吸热器上，功率达到 11MW。当前世界最大的塔式太阳能光热电站为 2013 年美国 Ivanpah(伊凡帕)电站，该电站总容量达 392MW 采用水蒸气为传热介质，不带储热，位于加州的莫哈维沙漠，占地 14km2。美国还有 Solar Reserve 在内华达州沙漠地区建设的世界最大的熔融盐塔式光热电站（Crescent Dunes，新月沙丘电站），容量为 110MW，可储热 10h。

截至 2022 年，全球光热发电累计装机规模达 7050MW，我国光热发电累计装机规模为 588MW，在全球光热发电累计装机容量中占 8.3%，位居全球第三。

2012 年以来，我国塔式光热电站的研发取得较快进展。2012 年 8 月，在国家“863”项目支持下，中国能建所属的中电工程公司设计了延庆 1MW 水工质塔式光热发电试验电站，该电站由中国科学院电工建设。
2013 年 7 月，由浙江中控技术投资建设，中国能建所属中电工程西北电力设计院有限公司设计的青海德令哈 10MW 工程(前期采用水工质，后改造为熔融盐工质) 实现商业化运行，为国产塔式光热发电技术的规模化应用奠定了基础，该电站也是我国第一座获国家发改委批复上网电价的光热电站，电价为 1.2 元/kWh。

2016 年 9 月，国家发改委发布《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，根据文件，对于纳入国家能源局 2016 年组织实施的太阳能热发电示范范围的项目（含 4小时以上储热功能），且在 2018 年 12 月 31 日以前全部投运，核定标杆上网电价为 1.15元/kWh（含税）。
之后，国家能源局公布了首批 20 个光热发电示项目。在国内燃煤电厂产能过剩，风电和光伏电站存在大量弃风、弃光现象的背景下，国家出台光热发电标杆电价，并推出 20 个示范项目，体现当时国家对大力发展光热发电的高度重视程度。当时的这批示范项目采用塔式、槽式、菲涅耳式三种主流发电技术，大多采用国际上已得到实践验证的熔融盐塔式、水工质塔式、导热油槽式等相对较成熟的技术。20 个示范项目分别是 7个熔融盐塔式，2 个水工质塔式，5 个导热油槽式 2 个熔融盐槽式，3 个导热油菲涅耳式，1 个熔融盐菲涅耳式。其中较成熟的熔融盐塔式、水工质塔式、导热油槽式等在工程技术方面将得到进一步提升，而相对不够成熟其他技术也将在工程技术上逐步实现突破。
虽然 2016 年国家发改委核定了太阳能热发电标杆上网示范电价，但在首批项目中，部分项目由于资金短缺陷入停滞。2020 年 1 月 20 日，财政部、发改委、能源局出台的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》明确，新增光热项目不再纳入中央财政补贴范围。根据《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知(征求意见稿)》，首批光热示范项目的延期电价政策为“国家能源局组织实施的首批太阳能热发电示范项目于 2019 年和 2020 年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时 1.10 元执行；2021 年全容量并网的，上网电价按照每千瓦时 1.05 元执行。2022 年 1 月 1 日后并网的首批太阳能热发电示范项目中央财政不再补贴”。
由于当时光热发电产业处于发展初期阶段，尚未进入快速的规模化发展阶段，光热发电成本居高不下，补贴取消后，全行业的发展陷入了困境，使得 2020-2022 年光热发电装机规模增长缓慢。根据国家太阳能光热联盟，2022 年我国仅新增 1 座光热电站并网发电，为玉门鑫能二次反射塔式光热发电示范项目，装机容量 50MW（9h 储热）。截至2022 年，我国光热发电累计装机容量达 588MW，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比约 8.3%。
在后续的政策方面，2021 年 10 月，国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》，其中提到，要“积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。”2023 年 4 月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，提出，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。力争“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。我国光热发电行业在“十四五”期间有望重新迎来规模化发展机遇。

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