20160225-招商证券-光热行业深度报告：示范项目有望落地，行业投资即将启动_28页_1mb

光热行业深度报告总结

核心内容

光热发电是一种利用太阳能热能转化为电能的技术，具备可控、稳定、可靠的特点，尤其在储能方面具有显著优势。相比光伏和风电，光热能实现更高的年发电小时数和更长的储热时间，且发电成本有望随着技术进步和规模效应逐步下降。2016年被视为光热发电的产业元年，示范项目和标杆电价的出台将推动行业快速发展。

主要观点

• 光热发电的优势：光热发电自带储能系统，可实现稳定输出，具有调峰能力，且其系统效率更高。相比光伏和风电，光热发电在发电小时数、储热效率和成本方面有较大提升空间。
• 技术路线：光热发电技术路线主要包括槽式、塔式、碟式和菲涅尔式。其中，塔式因更高的系统效率和工作温度，被认为是未来主流路线。
• 成本与效率：光热发电的初始投资成本高，但随着技术进步和规模化发展，度电成本有望快速下降。LCOE（平准化度电成本）预计在2020年下降至0.09-0.12欧元/度，国内有望降至0.6-0.8元/度。
• 政策支持：2015年能源局开放了1GW光热示范项目申请，预计2016年明确示范项目及上网电价，为行业提供明确的发展方向。
• 市场潜力：按“十三五”规划，我国到2020年将建成10GW光热电站，预计累计投资超过2000亿元，市场容量巨大。

关键信息

光热资源分布

• 中国光热资源丰富，主要集中在内蒙古、新疆、青海、西藏等地。
• 西藏具有高品质光热资源，DNI大于7KWh/m2-day的总功率数可达1100GW。

成本与效率对比

项目	光热发电	光伏发电	火力发电
发电原理	收集太阳能热能，加热水蒸气发电	光生伏特效应，直接转换电能	燃烧化石燃料产生热能发电
年发电小时数（无储能）	2000-2450	1000-2000	5000-6000
转化效率	12%-25%	16%-18%	35%-38%
储能系统	熔盐等介质，使用寿命长，成本低	蓄电池，使用寿命短，成本高	无储能系统
建设成本（元/KW）	2300-5000	2000-2500	850-1500
发电成本（元/KWh）	0.2-0.35	0.11-0.28	0.04-0.05

塔式技术优势

• 系统效率更高：塔式工作温度更高，可达550摄氏度，系统效率可达7-20%。
• 商业化趋势明显：塔式从示范项目走向商业化，如Copiapó（260MW）、NOOR III（150MW）等项目。
• 成本下降空间大：塔式技术路线在光岛环节有较大的成本下降空间，尤其是镜子、接收器、换热系统等。

投资建议

• 推荐公司：杭锅股份（与机械行业联合覆盖）。
• 关注公司：首航节能、三维工程（化工行业覆盖）。

产业前景

• 示范项目落地：2016年有望明确示范项目及上网电价，推动光热发电进入商业化阶段。
• 成本下降：光热发电的LCOE预计从1.2-3.5元/kWh下降至0.6-0.8元/kWh。
• 市场容量预测：按当前每瓦30元的造价水平，10GW光热电站对应市场容量近3000亿元，预计2020年累计投资超过2000亿元。

风险提示

• 政策风险：行业政策可能低于预期。
• 市场需求风险：能源需求继续下降，可能导致清洁能源大量弃电。

表格摘要

表1：中国光热理论发电可装机数量

地区	DNI(KWh/m2-day)	总功率(GW)	年发电量(TWh/yr)
内蒙古	5-6	6000	15000
新疆	5-6	4300	11000
青海	6-7	2000	4900
西藏	6-7	320	770
甘肃	5-6	440	1100

表2：化学电池与熔盐储能性能比较

储能类型	规模	循环次数	容量成本（元/KWh）
铅碳电池	MW级	3000-5000	1500-2000
铅酸电池	10MW级	600-1000	600-1000
锂离子电池	10MW级	2000-5000	3000-8000
熔盐储能	100MW级	>10000	500-1000

表3：光热、光伏、火力发电比较

项目	光热发电	光伏发电	火力发电
转化效率	12%-25%	16%-18%	35%-38%
年发电小时数	3500-5600	1000-2000	5000-6000
储能系统	熔盐等，寿命长，成本低	蓄电池，寿命短，成本高	无储能系统
建设成本（元/KW）	2300-5000	2000-2500	850-1500
发电成本（元/KWh）	0.2-0.35	0.11-0.28	0.04-0.05

表4：不同研究机构对成本的分析及预测（USD/KW）

项目	现状	2020
槽式	最低值0.20，最高值0.295	最低值0.10，最高值0.14
塔式	最低值0.185，最高值0.202	最低值0.08，最高值0.09

表5：光热电站度电成本测算模型假设

项目	参数	备注
初始建设成本（元/W）	30	建设期为两年
年发电小时数	3500	-
年加权平均资本率	8%	-
运维成本（元/W*Yr）	0.45	占初始投资的1.5%，年涨幅1%
电站运行年限（年）	25	-
储热小时数（小时）	6	-

表6：LCOE测算详细表格

时间（第N年）	投资成本（元）	运维成本（元）	年发电量（kwh）	LCOE（元/kwh）
1	28.9	4.0	31.1	1.06
2	15.00	-	-	-
3	15.00	-	-	-
4	-	0.36	2.78	-
5	-	0.33	2.57	-
6	-	0.31	2.38	-
7	-	0.28	2.21	-
8	-	0.26	2.04	-
9	-	0.24	1.89	-
10	-	0.23	1.75	-
11	-	0.21	1.62	-
12	-	0.19	1.50	-
13	-	0.18	1.39	-
14	-	0.17	1.29	-
15	-	0.14	1.10	-
16	-	0.13	1.02	-
17	-	0.12	0.95	-
18	-	0.11	0.88	-
19	-	0.10	0.81	-
20	-	0.10	0.75	-
21	-	0.09	0.70	-
22	-	0.08	0.64	-
23	-	0.08	0.60	-
24	-	0.07	0.55	-
25	-	0.07	0.51	-
26	-	0.06	0.47	-
27	-	0.06	0.44	-

表7：光热电站LCOE测算

年发电小时数	电站初始投资成本（元/M）	LCOE（元/kwh）
2500	20.0	0.99
2600	25.0	1.23
2700	26.0	1.28
2800	27.0	1.33
2900	28.0	1.38
3000	29.0	1.43
3100	30.0	1.48
3200	31.0	1.53
3300	32.0	1.58
3400	33.0	1.63
3500	34.0	1.63

表8：四种光热发电技术路线比较

项目	槽式	塔式	碟式	菲涅尔式
太阳岛形式	Parabolic trough	Central receiver	Parabolic dish	Linear Fresnel reflector
典型容量(MW)	10~300	10~200	0.01~0.025	10~200
运行温度	350-550	250-565	550-750	390
系统平均效率(%)	11-16	7-20	12-25	13

表9：全球在建塔式及槽式项目

项目	规模(MW)	储能(h)	国家	并网时间
Kathu Solar Park	100	4.5	南非	2018年
Delingha Solar Thermal Power Project	50	7.5	中国	2017年
Ilanga I	100	4.5	南非	2017年
NOOR II	200	7	摩洛哥	2017年
Shagaya CSP Project	50	10	科威特	2017年
Xina Solar One	100	5	南非	2017年
Copiapó	260	14	智利	2019年
Redstone Solar Thermal Power Plant	100	12	南非	2018年
Ashalim Plot B	121	无	以色列	2017年
NOOR III	150	8	摩洛哥	2017年
Qinghai Delingha Solar Thermal Generation Project	270	3.5	中国	2017年
Palen Solar Electric Generating System	500	无	美国	2016年
Atacama-1	110	17.5	智利	2018年
Rice Solar Energy Project	150	N/A	美国	2016年
Supcon Solar Project	50	2.5	中国	N/A

表10：IRR测算的基本假设

项目	数据	备注
投资（元/W）	30	-
折旧年限	20	-
运行年限	25	-
建设年限	2	-
运维费用（%）	1.5	-
等效发电小时数	3500	-
度电价格（含税）	1.2	税后1.03
增值税	17%	-
所得税	25%	三免三减半
全部投资IRR	7.7%	-
贷款比例	70%	-
贷款利率	5%	-
贷款期限	15	-
资本金IRR	10.6%	-

表11：光热电站度电成本测算模型假设

项目	参数	备注
初始投资成本（元/W）	30	-
年发电小时数（h）	3500	-
年加权平均资本率	8%	-
运维成本（元/W*Yr）	2.7	-

表12：光热电站LCOE测算

年发电小时数	电站初始投资成本（元/M）	LCOE（元/kwh）
2500	20.0	0.99
2600	25.0	1.23
2700	26.0	1.28
2800	27.0	1.33
2900	28.0	1.38
3000	29.0	1.43
3100	30.0	1.48
3200	31.0	1.53
3300	32.0	1.58
3400	33.0	1.63
3500	34.0	1.63

表13：光热电站主要环节及代表公司

子系统	设备	代表公司
光岛	聚光反射镜及跟踪系统、真空集热管	杭锅股份、首航节能
热力发电岛	汽轮机、发电机、水处理系统	杭锅股份、首航节能
储热岛	熔融盐、熔盐泵阀、罐体	首航节能、三维工程

表14：光热电站LCOE成本下降空间

子系统	成本下降空间	说明
大型定日镜	38%	驱动27%，制造23%，镜面22%，支撑结构19%
小型定日镜	38%	驱动30%，制造23%，镜面16%
控制系统	19%	-
接收系统	19%	接收器59%，塔21%
储热系统	13%	熔盐57%，熔岩罐29%
汽轮机	7%	换热系统85%

图表摘要

图1：光热发电的基本原理

• 通过镜片聚焦太阳光，加热传热工质，驱动汽轮机发电。

图2：中国适合光热发展的区域

• 主要集中在内蒙古、新疆、青海、西藏等地。

图3：不同机组的功率因子

• 发电小时数/365*24小时，槽式与塔式发电小时数差异显著。

图4：带有储能的CSP比带储能的PV投资成本低

• 储能系统能有效降低光热电站的投资成本。

图5：带储能系统的CSP平均发电小时数远高于不带储能的PV

• 储能系统的应用显著提升光热发电的稳定性与效率。

图6：CSP的初始投资成本高于其他投资

• 光热发电的初始投资成本占比高，是LCOE的主要因素。

图7：100MW槽式度电成本构成

• 初始投资成本、运维成本、发电小时数等构成度电成本。

图8：100MW塔式度电成本构成

• 塔式电站的度电成本构成与槽式类似，但有更高的效率。

图9：CSP、CPV和PV之间的度电成本现状及预测

• 光热发电的度电成本未来有较大下降空间。

图10：LCOE近年来快速下降

• LCOE持续下降，预计到2020年达到0.06美元/kWh。

图11：光热电站度电成本频数分布图

• 初始投资成本在21-24元/W之间，LCOE分布广泛。

图12：全球累计装机量（单位MW）

• 全球光热累计装机量达到4.3GW，塔式项目快速增加。

图13：槽式目前是主流地位（2014）

• 槽式占86%，塔式占10%。

图14：在建塔式和槽式的平均规模及平均储能小时对比

• 塔式平均规模为190MW，储能小时数更高。

图15：历年槽式塔式的建设规模

• 槽式和塔式项目数量逐年增加，塔式占比上升。

图16：发电小时数与度电成本（单位：元/kwh）

• 发电小时数增加可有效降低度电成本。

图17：塔式的温度一定比槽式高

• 塔式工作温度更高，有助于提高效率。

图18：2013年开始塔式进入商业化阶段

• 塔式项目规模和储能小时数显著增加。

图19：槽式电站投资成本拆分

• 初始投资成本中，光岛占比最高，达61%。

图20：塔式电站投资成本拆分

• 塔式电站投资成本中，光岛、热力发电岛、储热岛占比分别为61%、15%、17%。

图21：我国光热电站装机容量预测（单位：MW）

• 预计到2020年，我国光热电站装机容量将达到10GW。

图22：我国规划和在建的光热电站类型分布

• 塔式和槽式项目占比较大，其他类型较少。

图23：50MW塔式成本分析图

• 塔式电站的成本构成清晰，各子系统有较大下降空间。

图24：定日镜成本分析图

• 定日镜是光热电站的关键设备，成本占比高。

图25：槽式吸热系统结构示意图

• 槽式吸热系统结构清晰，设备种类多样。

图26：塔式吸热系统结构示意图

• 塔式吸热系统结构复杂，技术要求高。

图27：460MW塔式吸热系统成本

• 塔式吸热系统成本较高，但具备下降潜力。

图28：910MW塔式吸热系统成本

• 大规模塔式项目成本下降空间更大。

图29：配置30平方米小型定日镜的光岛成本

• 小型定日镜的光岛成本构成清晰。

图30：配置148平方米大型定日镜的光岛成本

• 大型定日镜的光岛成本更高，但效率也更高。

图31：换热器系统位置

• 换热器系统位于光热电站的关键位置，影响整体效率。

图32：100MWe塔式汽轮机（SteamGenerator）成本构成

• 汽轮机是光热电站的重要设备，成本占比高。

图33：400MWe塔式汽轮机（SteamGenerator）成本构成

• 大型汽轮机成本构成与小型类似，但规模更大。

总结

光热发电作为可再生能源的一种，具备储能、可控、稳定等优势，且成本有望快速下降。2016年被视为光热产业的元年，示范项目和标杆电价的出台将推动行业快速发展。塔式技术因其高效率和高工作温度，成为未来主流路线。光热电站的建设成本和发电成本预计在2020年分别降至20元/瓦以下和接近1元/kWh。主要参与企业包括杭锅股份、首航节能和三维工程，具备较大的投资弹性。光热行业的发展将有效推动清洁能源的广泛应用，助力实现可持续发展目标。