1、光热发电行业分析报告精编(此文档为word格式，可任意修改编辑！）2016年1月目 录一、光热发电是未来太阳能利用的主要发展方向 41、全球太阳能资源丰富，是目前能源总需求的2850倍 42、光热发电在转换效率和储能方面优于光伏发电 43、光热发电工作原理 5二、塔式和槽式光热技术应用前景广阔 71、光热技术分为：槽式、塔式、碟式和菲涅尔式 7（1）槽式：技术成熟、商业化程度高 8（2）塔式：发电效率高、成本下降空间大 9（3）碟式：造价高、适用于分布式电站 10（4）菲涅尔式：成本低、发电效率低 11（5）塔式、槽式光热技术最具商业化潜质 11三、全球：欧美国家积极推动光热发电项目 131、
2、全球光热装机量过去5年CAGR达到47% 132、国际能源署预计2020年全球光热装机量将达到11GW 153、美国：能源部支持光热发电行业，2013-14年装机量增速均超过80% 154、西班牙：电价补贴刺激光热发电量过去5年CAGR高达107% 185、欧洲：DESERTEC光热计划建立环地中海能源互联网 20四、我国光热发展条件已经成熟，只待政策细则落地 211、我国潜在光热可装机容量达到16,000GW 212、光热发电成本下降、产业链上下游全覆盖 222、光热规划政策不断加码，具体实施细则指日可待 223、光热“十三五”市场规模有望达到4,500亿元 22五、重点企业简况 231、首
3、航节能：光热EPC龙头，业绩高增长 232、中海阳：光伏EPC龙头之一，布局光热槽式镜场 23一、光热发电是未来太阳能利用的主要发展方向1、全球太阳能资源丰富，是目前能源总需求的2850倍太阳能总量丰富，但开发应用仍相对较少。根据德国联邦政府全球环境变化咨询委员会预测，地球上的可再生能源的总储量是目前全球能源总需求的3078倍，其中太阳能总量最大，是目前全球能源总需求的2850倍，而现阶段开发应用最广的清洁能源水能的总量仅为总需求的1倍，全球对太阳能的利用还远远不及总量较小的风能和水能，未来太阳能的开发应用还有很广阔的发展空间。2、光热发电在转换效率和储能方面优于光伏发电光热发电优于光伏发电，
4、未来发展空间较大。太阳能利用方面目前全球应用最广泛的是光伏发电技术，2014年底全球光伏累计装机量已达189GW，而光热仅为45GW。然而与光伏相比，光热发电在很多方面具有明显的优势和发展潜力。首先，光热发电可以通过介质如熔盐进行热储能，延长发电时间，达到电站调峰的目的；其次，就太阳能转换效率来看，光热发电有着明显的优势，发电效率最高可达35%，而光伏发电效率一般在15%左右；此外，光热发电技术还处于起步阶段，未来尤其塔式电站成本下降空间大，而光伏发电的成本下降空间已经很小。3、光热发电工作原理光热发电利用太阳能转化成热能，产生高压蒸汽驱动汽轮机发电。光热发电系统的发电原理与火电系统基本相同，
5、都是通过产生高温高压的蒸汽驱动汽轮机运动，从而带动发电机发电。光热发电和火力发电的不同点在于热量的来源，火电主要以煤炭、石油和天然气等化石燃料作为热量来源，加热水产生蒸汽；而光热发电则以太阳光作为热量来源，通过聚光集热将某种传热工质加热到高温，再经过热量转换装置产生高压蒸汽驱动汽轮机运作。储能系统实现电站调峰。光热电站的一个优势就是可以通过储能系统将白天产生的多余热量储存起来，等到夜间或用电高峰期转换成电能供应，目前光热电站储能使用较多的是导热油、熔融盐，通过加热储热介质储存热量，需要的时候再利用储热介质释放热量，通过热量转换装置产生高温高压蒸汽，驱动汽轮机发电，这样通过储能系统光热电站可以实
6、现光伏和风电难以完成的电站调峰。西班牙Andasol槽式光热电站实例。图1是Cobra和Solar Millennium共同开发的西班牙Andasol槽式光热电站的示意图，电站主要包括5大部分：是电站的太阳能采集场，包括抛物面反射镜、集热器和支架等，是储能装置，包括熔融盐和储热系统，是热量转换装置，通过传热工质加热水产生高温高压蒸汽，是发电装置，包括汽轮机和发电机，是冷凝器，冷却水蒸气。日间光热发电+储能。日间太阳光照充足，电站通过太阳能集热设备收集热量。1）发电部分：一部分传热工质进入热量转化装置，产生高温高压水蒸气，水蒸气推动汽轮机运作，带动发电机发电，水蒸气经过汽轮机后压力和温度降低，再
7、冷凝器冷凝成液体后由水泵抽回热交换器，开始新的循环。2）储能部分：多余部分的热量进入储能系统，通过传热工质加热熔融盐等储热介质并储存在合适的装置中。夜间利用储能系统发电。夜间需要用电的时候将高温的熔融盐抽出加热传热工质，再通过传热工质加热水产生蒸汽，驱动汽轮机发电，水蒸气经过冷凝成水后再抽回到热交换器，形成一个循环，这样即使夜间没有阳光照射的时候电站依然能够正常运作供电。二、塔式和槽式光热技术应用前景广阔1、光热技术分为：槽式、塔式、碟式和菲涅尔式目前行业主流的光热发电技术可以按聚光类型和接收器类型分为四类：槽式、塔式、碟式和菲涅尔式。聚光类型主要有两种，线性聚光和点性聚光：线性聚光：聚光器沿
8、单轴跟踪阳光，通过镜面将阳光反射聚焦在线性接收器上，这种方式简化了对太阳光的跟踪。点性聚光：聚光器沿双轴跟踪阳光，通过镜面将阳光反射聚焦在单点接收器上，这种方式下产生的温度较高。日光接收器主要类型也有两种，固定式接收器和移动式接收器： 固定式接收器：固定式接收器与发电厂的聚光装置分开，不与聚光装置共同移动，固定式接收器便于将收集的热量传输至发电机组。移动式接收器：移动式接收器可以与聚光装置共同移动，所以无论是线性聚光还是点性聚光，移动式接收器都能收集更多阳光。（1）槽式：技术成熟、商业化程度高槽式光热电站技术成熟。槽式光热电站是利用抛物面反射镜将太阳光聚集到集热器加热传热工质，多个槽型抛物面反
9、射镜可以通过串并联组合聚集在一起，将阳光聚焦到中心焦点线上，加热位于焦点线位置的集热管，集热管中的传热工质循环流动吸收热量并加热热量转换器中的水，产生高温高压蒸汽，驱动汽轮机发电。槽式光热电站结构较简单，目前技术比较成熟，其核心部件为抛物面反射镜和真空集热管。槽式光热电站设备和系统成本占比60%以上。根据西班牙Andasol 1槽式光热电站的建造成本拆分，光热电站建设的主要成本在于设备和发电、储热系统的支出，其中设备支出占比达到39%，主要为反光镜、集热器、传热系统和钢材支架；发电系统成本占比14%，包括发电机、电厂辅助设施和电网接入设施；储热系统成本占比11%，主要在于熔融盐和储热罐成本较高
10、。此外，劳动力支出占比17%，EPC和融资成本分别占比约8%和6%。（2）塔式：发电效率高、成本下降空间大塔式光热电站发电效率高。塔式光热电站利用大量带有双轴太阳追踪系统的平面镜（定日镜）跟踪太阳光，将阳关反射集中至中央集热塔，聚光倍数可以达到数百倍至上千倍。塔式光热电站可用气体、水作为传热工质，驱动汽轮机发电，此外也可以使用熔融盐作为传热工质，储能能力和发电效率更佳，但需要增加热交换器产生高压蒸汽驱动汽轮机发电。塔式光热电站优势在于发电效率较高，因为塔式电站通过集中聚光工作温度较高，可以达到8001000，因此年度发电效率可以达到20%左右。目前世界上规模最大的光热电站就是美国的Ivanpa
11、h塔式光热电站，总装机量392MW，由三座装机分别为133MW、133MW和126MW的塔式电站组成，由BrightSource、Google和NRG共同开发，总投资22亿美元，电站已于2014年2月并网投运，占美国运营光热电站总装机量的22%。（3）碟式：造价高、适用于分布式电站碟式光热电站热电转换效率最高，建造灵活适用于分布式项目。碟式光热发电系统包括聚光碟、接收器和斯特林发电机组，通过抛物面反射镜将太阳光反射聚焦到腔式接收器上，产生高温空气再通过热交换器产生蒸汽驱动发电机。碟式发电机集热系统和发电系统组成一个独立的小型发电单元，无需分别建造太阳光采集场和发电系统，电站的系统集成也相对简单
12、，因此比较适合分布式电站项目的建造需求。同时碟式发电技术的热转化效率最高，可以达到30%以上。碟式光热电站由于其初始建造成本较高，因此在全球应用也较少，目前全球在运营的碟式光热电站仅2MW左右，我国目前在青海和甘肃有两个规划建设中的碟式光热电站，均为50MW，分别由华电和东方宏海新能源开发建造。（4）菲涅尔式：成本低、发电效率低菲涅尔式光热电站建造成本较低。菲涅尔式光热系统采用多个贴近地面的平面镜来聚焦，通过调整平面镜的角度先将太阳光反射到上方的二次聚光器上，再由二次聚光器将太阳光聚焦到光热吸收管上，加热管中的水产生高温水蒸气驱动汽轮机发电。菲涅尔式光热系统聚焦精度较差，聚光倍数仅有数十倍，因
13、此这种系统的发电效率一般较低，但由于结构简单，其使用的平面镜制造成本也低于抛物线镜面，所以建设和维护成本也相对较低。菲涅尔式光热技术在全球应用也较少，目前全球建成的菲涅尔式电站仅162MW，最大的电站是位于印度的Reliance Areva一期项目，一期装机量达125MW，项目总规划250MW，为目前亚洲最大的光热电站项目，我国现在规划建设中的菲涅尔式光热电站合计装机量225MW。（5）塔式、槽式光热技术最具商业化潜质槽式、塔式光热技术商业化潜力最大。目前四种光热发电模式中，技术最成熟的是槽式发电，其商业化程度也是最高的，目前全球装机量最大的就是槽式光热电站，但是缺点在于这种技术下管道系统较为
14、复杂，传输过程中热量损失大；塔式技术由于不需要大量管道，成本降低的空间很大，且其工作温度高，发电效率大于槽式技术，而且近几年技术上也逐渐成熟，但缺点是需要对每一块定日镜单独控制，控制成本高；碟式技术最大的优点在于光热发电效率最高，可达到30%以上，同时每个单元独立发电，适用于分布式项目，但缺点在于无法储能且斯特林机造价高；菲涅尔技术由于采用近地的平面镜，建造成本较低，但其工作温度低，导致发电效率不及其他三种技术。全球建成电站中槽式占比最大，但塔式电站增长迅速。槽式电站由于其技术的成熟，目前在全球应用最为广泛，据PROTERMO统计，全球建成槽式光热电站装机量约为3,897MW，占光热电站总装机
15、量的约86%；其次为塔式光热电站，全球占比10%左右，目前规模最大的光热电站就是位于美国的Ivanpah塔式电站，项目装机量392MW；菲涅尔式和碟式电站占比很小，分别为4%和003%。但是随着塔式电站技术的逐步成熟，及其低建造成本的潜力优势，越来越多的新增光热电站开始采用塔式技术，我国规划建设中的光热电站中，塔式技术电站占比已经达到约38%。三、全球：欧美国家积极推动光热发电项目1、全球光热装机量过去5年CAGR达到47%全球光热发电行业发展迅速。全球光热资源主要分布在非洲、南欧、中东、中国西北、澳大利亚、美国西海岸以及南美洲，目前光热在南欧和北美的发展较为领先。全球光热装机量在各国补贴优惠
16、政策的支持下呈现高速增长，过去5年内全球光热装机量复合增速达到47%，据统计至2014年底全球光热装机总量约为45GW。西班牙和美国领跑全球光热发电装机量市场。装机量占比最大的国家为西班牙和美国，西班牙光热发展起步较早，并且曾经是全球光热发电补贴力度最大的国家之一，所以其光热装机量至今仍是全球第一，至2014年底西班牙光热发电装机量达到23GW，全球占比52%。美国装机量后来居上，在2012年之后出现爆发式增长，至2014年底光热总装机量达到17GW，全球占比38%。同时，印度和中东一些国家的光热发电装机量也已经形成一定规模，印度光热电站装机量2014年底全球占比已经达到5%。2、国际能源署预
17、计2020年全球光热装机量将达到11GW至2020年全球光热电站装机总量预计将翻倍。国际能源署认为光热电站装机未来将持续上升，并且对未来全球光热装机量及年发电量进行了预测，根据预测至2020年全球光热发电装机量将达到11GW左右，是2014年底全球装机量的两倍多，复合增速约14%；同时全球光热年发电量将达到约32TWh，是2014年底全球光热发电总量的3倍，复合增速达到19%左右。3、美国：能源部支持光热发电行业，2013-14年装机量增速均超过80%美国光热装机量开启爆发式增长。在政府政策的支持下，美国的光热电站项目也陆续开工，2013和2014年是美国光热装机量爆发的两年，随着Solana
18、槽式光热电站的280MW和全球最大的塔式光热电站Ivanpah的392MW的建成投运，美国光热装机量在2013和2014年分别增长到了918MW和17GW，连续两年同比增速均在80%以上。与此同时，美国光热发电量占可再生能源总发电量的比例也逐年提高，2014年发电量占比从2013的018%大幅提升至045%。对比美国光热和光伏发电量的变化，目前美国的光热类似2011年的光伏，发电量占比开始逐步提升，未来将有很大的提升空间。美国能源部SunShot计划推动光热发电成本下降。为了推动太阳能的使用，降低太阳能发电成本，美国能源部于2011年推出SunShot计划，旨在为光热和光伏发电领域的企业、高校
19、、研发机构提供资金，用于改造升级技术和设备，优化太阳能发电效率，降低发电成本。SunShot计划的目标是到2020年，降低光热发电的LCOE（平准化电力成本）至$006/kWh（大致相当于$100/W的装机成本）以下，同时较2010年水平降低光伏电站建设成本75% ，至$100-150/W，使太阳能发电成本低于传统发电成本，实现在没有政府补贴的情况下也能具有竞争优势。SunShot项目推出以来，美国光热发电成本明显下降，至2013年光热发电的LCOE已经降低至$013/kWh。美国能源部对光热行业研究的资金支持逐步增加。美国能源部每年都会拨出一笔预算来支持新能源行业的研发项目，近几年能源部对光
20、热行业技术研究项目的资助力度逐步加大，2015年光热研究资金预算达到6千万美元，比2014年的研究资金高出30%左右；然而光伏行业却截然不同，随着光伏行业技术的逐步成熟，美国能源部的光伏研究预算资金也大幅降低，2015年光伏研究资金预算仅4千万美元，仅为2013年光伏研究资金的1/3。除了提供研究资金，美国能源部还通过对光热电站融资采取贷款担保制度（Loan guarantee program），向电站开发提供低成本的资金；同时美国联邦能源投资税收抵免政策对太阳能电站建设成本给予最高30%的税收优惠，并使这一计划的有效期持续8年，到2016年年底到期。4、西班牙：电价补贴刺激光热发电量过去5年
21、CAGR高达107%西班牙光热发电占比逐步提高。西班牙是全球清洁能源利用发展最快的国家之一，目前西班牙全国清洁能源发电量占比已经超过70%，主要来自于核电（24%）、风电（23%）和水电（18%），同时西班牙太阳能发电占比也在逐步扩大，光伏和光热发电量占比已经分别达到3%和2%。西班牙光热发电量过去5年复合增速高达107%，2014年全国光热发电4958GWH，占比由5年前的005%大幅提高到2%。西班牙是第一个对光热发电采用FIT补贴机制的国家，2002年规定光热发电上网电价补贴012欧元/千瓦时，2007年采取固定电价027欧元/千瓦时或者可调电价（普通电价+额外补贴）补贴模式，2009年
22、修改光热补贴价格，2012年受欧债危机拖累取消新建光热电站补贴政策，对原有电站的辅助燃气发电部分也取消了电价补贴，同时要求征7%能源税。西班牙电价补贴政策严重影响光热装机量。西班牙的光热装机量受补贴政策影响很大，2012年之前，在电价补贴政策下西班牙光热装机量迅速增长，至2012年底全国光热装机总量已经达到19GW，高居全球第一的位置，西班牙也是投建全球首个实现连续24小时持续发电的Gemasolar光热电站，配置高达15小时储热系统。然而2012年光热电价补贴政策取消之后，西班牙光热装机增量大幅下滑，2013和2014年新增装机量仅350MW和150MW，同比增速由2012年的104%以上降
23、低到20%以下。5、欧洲：DESERTEC光热计划建立环地中海能源互联网2009年DESERTEC在欧洲成立，总部设于德国，项目致力于将沙漠的清洁太阳能输送到世界各地，具体为在北非和中东沙漠地带建立光热电站，将电力通过远距离高压电输送至欧洲、北非和中东各地。2009年由慕尼黑再保险集团牵头，协同12家欧洲大型企业，在德国慕尼黑成立Gii GmbH，帮助DESERTEC计划项目融资，对项目提供技术和投资方面的咨询。根据德国航空航天中心预测，至2050年DESERTEC的光热项目和电网项目投资额将超过4000亿欧元，同时未来光热发电成本将由009-022欧元/千瓦时降至004-005 欧元/千瓦时
24、。DESERTEC第一个光热电站项目在突尼斯，设计装机容量2GW，2014年开始建设，预计2016年将电力输送至意大利；同时DESERTEC参与的一个摩洛哥的项目将包括400MW光热电站和100MW光伏电站，总投资20亿欧元，预计2016年将电力数送至西班牙。此外，Dii与Medgrid达成协议，将在突尼斯和意大利之间建立五条高压输电线，连接双方的电站项目，总投资预计50亿欧元。四、我国光热发展条件已经成熟，只待政策细则落地1、我国潜在光热可装机容量达到16,000GW我国光热资源发展潜力巨大。我国光热资源主要分布在中国西北部地区，光热资源总量前五的地区为内蒙古、新疆、青海、西藏和甘肃。根据中
25、国科学院清洁能源技术发展中心预测，我国潜在的光热可装机容量理论上可以达到16,000GW，超过目前世界上光热装机量最大的国家美国和西班牙，同时中国潜在的光热可发电量预计为42,000TWH/年，远大于我国每年用电总需求。2、光热发电成本下降、产业链上下游全覆盖光热电站平准化电力成本逐步下降。随着各国政府对光热发电项目的支持，光热电站技术已经大幅提高，建设成本也大幅下降。根据国际能源署的测算，2014年光热电站的平准化电力成本已经大幅下降到190-250USD/MWH，即118-155RMB/KWH，已经接近2013年光伏电站的成本水平，国际能源署预测至2020年全球光热电站的平准化电力成本将降
26、低至115-180USD/MWH，即071-112RMB/KWH，这将与目前的光伏发电成本基本相当。示范项目积累技术经验。经过过去几年示范项目的建设和试运营，我国已经积累了一些光热电站建设和运行的经验。根据CSP PLAZA的统计，截至2014年底我国已建成运营的光热电站共有约18MW，其中规模最大的为中控太阳能的德令哈10MW塔式示范电站。我国企业已经基本覆盖光热产业链上下游。虽然我国在光热发电技术的实际应用方面还落后于发达国家，但我国在光热发电方面的研究已经积累了很多关键技术，同时我国的企业也早已开始向国外光热电站提供多种设备，已经掌握了光热核心设备的制造技术，目前我国企业基本已经完全覆盖
27、了光热电站产业链的上下游，一些企业已经掌握了光热电站系统集成的专业技术，很多已经开始进入光热电站开发领域。2、光热规划政策不断加码，具体实施细则指日可待我国光热规划政策不断加码，未来国家有望提出具体的支持方案。我国早在2007年就提出了重点发展太阳能热发电的长期规划，可见国家对光热发电项目的关注；随后科技部和国家能源局在2012年出台的太阳能发电“十二五”规划中提出，在国内形成光热电站设计、成套的生产和供应能力，并且计划在2020年实现3GW的光热装机量；同时今年在北京冬奥会申请成功的背景下，国务院提出建设张家口可再生能源示范区，计划到2020年在张家口地区建成1GW光热电站，到2030年建成
28、6GW光热电站。国家对光热行业发展的政策规划越来越重视，但目前为止仍缺乏光热行业的具体标准和补贴政策，我们预计未来“十三五”规划中将有望提出光热行业的一系列具体支持方案。3、光热“十三五”市场规模有望达到4,500亿元预计“十三五”规划光热电站装机量将达到15GW。2014年12月发布的中国可再生能源发展路线图2050中曾提出2020年实现5GW的光热发电装机规模，而今年7月国务院印发的河北省张家口市可再生能源示范区发展规划中提出仅张家口市2020年规划的光热发电装机规模就已经达到1GW，因此我们认为即将出台的“十三五”规划中光热发电全国装机量有望达到15GW。目前我国规划开发中的光热电站项目
29、总计265GW，若按30元/瓦的建设成本估算，对应的市场规模在790亿元左右，张家口市规划的1GW光热电站项目对应的投资额在300亿元左右，若按照我们对“十三五”光热装机量15GW的预测来推算，未来5年的光热市场规模将有望达到4,500亿元。五、重点企业简况1、首航节能：光热EPC龙头，业绩高增长四大业务板块协同发展。本着各业务之间的技术共通性、客户重叠情况以及相互支撑关系，公司已经设立包括清洁能源、水资源、环保以及金融四大业务板块。涵盖了公司已有的电站空冷、光热、压气站余热发电、融资租赁等业务；同时，针对正在重点布局的分布式能源、污水0 排放等业务也进行了归类。进一步捋顺各业务主线，易于后续
30、发展。电站空冷、火电站总包业务仍是公司业绩的基石。公司起家于电站空冷业务，市占率从前期的不到10%已提升至40%成为行业龙头，在手订单累计约25亿元。同时，公司已具备电站总包能力，并获得28 亿元总包合同。15-16 年为该项目执行期，对公司收入和利润均有较大幅度提升。考虑到总包项目对人力和资金占用周期较长，预计后续公司或将维持现有总包业务的推进步伐，从而达到人员和资金的择优配置。布局国内外光热项目，迎快速发展。全国范围内，针对各类光热技术的示范电站均在稳步推进。虽然目前标杆电价等关键性政策尚未推出，但是我们预计德令哈50MW槽式电站的招标将有着划时代的意义，也是推出标杆电价的必经之路。公司是
31、光热电站EPC及BOT商，具备核心设备和系统集成总包能力，在手订单超360MW。公司自建10MW塔式光热电站即将建成竣工，同时与庆华集团签订的50MW光热项目也在稳步推进，预计下半年公司光热业务开始贡献收入。压气站余热发电将开始贡献业绩。西气东输余压余热利用进入丰收阶段，随着天然气价格下调用气量增加带来大幅受益。通过收购北京西拓进入天然气长输管线压气站余热发电业务。目前13个项目均在稳步推进，且有望在2016-2017年建完成，未来3-4 年内均具备较快的收入和利润增长能力。2、中海阳：光伏EPC龙头之一，布局光热槽式镜场光伏EPC业务平稳发展。作为一家长期致力于太阳能EPC及太阳能光热利用的
32、企业，公司在光伏、光热领域已经具备了一定的技术和人才储备，随着光热政策未来的落地实施，将助推公司业绩增长。而近期国内光伏178GW 规划出台及“新电改”政策出台，对公司传统EPC业务也有积极影响。转战光伏电站运营业务。光伏EPC进入门槛低，竞争区域白热化，公司积极介入光伏电站运营业务，预计15 年建成自己运营电站50MW；积极布局光伏电站运营业务，预计年内完成为明年贡献收入6000余万元，利润1000多万元；积极布局光热业务，打造新的增长点。2012年开始布局光热业务，现已具备国内首条光热发电聚光镜生产线；并参与建设延庆863光热项目，为后续参与更大光热项目招标提供基础和项目经验，提升中标可能性。我们研判公司可能组成投标联合体，积极参与投标；积极研发RCPV技术，将光伏发电和集热相结合。公司新技术在于，提升传统光伏电站效率，如果RCPV 热可靠性和寿命得到保证，可增加投资收益；同时，发展冷热电三联供与分布式光伏技术结合应用，尝试建设独立能源体系，为客户提供清洁能源；后续公司计划推进微电网、可再生能源智能管理等业
