2021-2022光伏、光热发电行业研究报告.pdf

nullnullnullnull-nullnullnullnull光伏、光热发电行业研究报告 朝阳中的光伏，我国少有的具备国际竞争优势的产业： 各种可再生能源中，太阳能以其清洁、安全、取之不尽、用之不竭等显著优势，已成为发展最快的可再生能源。 开发利用太阳能对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设均具有重要意义。经过十几年的发展，光伏产业已成为我国少有的形成国际竞争优势、 实现端到端自主可控、并有望率先成为高质量发展典范的战略性新兴产业，也是推动我国能源变革的重要引擎。目前我国光伏产业在制造业规模、产业化技术水平、应 用市场拓展、产业体系建设等方面均位居全球前列。 光伏产能中国集中，装机量迅速提升： 光伏产业链从上到下主要为硅料 硅片 电池片 组件 光伏发电系统。截至 2020年底，我国硅料产能 45.7万吨，占全球的 75.16%；硅片产能 240GW，占全球的 97.01%；电池片产能 201.2GW，占全球的 80.67%；组件产能 244.3GW，占全球的 76.34%。中国产能，供应全球。 2020年全球 光伏累计装机量达到 760.4GW，同比增长 19.99%，十年 CAGR=32.82%；中国光伏累计装机量达到 253GW，同比增长 23.12%，十年 CAGR=73.53%。全球光伏产业保 持快速发展，中国更为迅猛。 图表 1：光伏产业链上下游 1.1 光伏：取之不尽的平价清洁能源 0.00 500.00 1000.00 1500.00 2000.00 2500.00 全球 中国 图表 2：全球及中国光伏累计装机量（ GW） 周期长、壁垒高、行业集中是硅料环节的特点： 硅料被认为是光伏产业链的第一道环节，硅料生产企业将工业硅提纯成为太阳能级硅，再出售给下游硅片企业。对于多 晶硅生产企业，从项目新建到产能投产一般需要 12-18个月，远高于下游光伏环节的周期。目前设备和工艺也从全部进口转变为全部国产化，技术工艺也从之前的热氢化 转变为冷氢化、还原炉从 9-12对棒改良为 36-48对棒，不仅各项生产技术指标也得到已经大幅提升，成本也大幅下降。过去五年仅一家是新进入者。 2020年，排名前五 企业产量占国内多晶硅总产量 87.5%，行业高度集中。 硅料紧缺是当下光伏行业的主题： 周期长则一旦紧缺需要较长时间才会有新产能释放去平衡供求关系、低产能弹性则紧缺到来时无法通过增加工时来增加产出。 2020年 国内多晶硅产能 45.7万吨，同比 -1.93%；产量 39.6万吨，同比 +15.79%，增速仍远低于光伏其他环节。自去年下半年以来，多晶硅价格不断攀升。目前我国多晶硅价格 为 210元 /kg，相比年初累计上涨超过 150%。进入 6月份以来，硅料价格涨势减缓，但在高位维持。 图表 3：国内硅料近年产能产量（万吨） 1.2.1 光伏硅料：建设周期最长、产能弹性最小的第一道光伏环节 图表 4：硅料价格走势 0.00% 10.00% 20.00% 30.00% 40.00% 50.00% 60.00% 70.00% 80.00% 90.00% 100.00% 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 50.0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 产能 产量 产能利用率 -6.00% -4.00% -2.00% 0.00% 2.00% 4.00% 6.00% 8.00% 10.00% 12.00% 0 50 100 150 200 250 致密料（元 /kg） 周涨幅（右轴） 生产工艺影响硅料纯度，改良西门子法最为主流： 工业硅提纯方法可以大体分为化学法和物理法， 化学法中硅元素在整个硅提纯过程中发生了化学反应，包括西门子法、改良西门子法、硅烷法、 流化床法等，是目前主流提纯方法。物理法也称为冶金法，硅元素自始自终没有发生化学反应， 只是通过各种物理化学法除去杂质。在目前的提纯方法中，改良西门子法是目前国内外最主流及 最成熟的多晶硅生产工艺，又称“闭环西门子法”。其主要是在西门子法基础上增加了尾气回收 和四氯化硅氢化工艺，实现了生产过程的闭路循环，避免副产品直接排放污染环境，并实现原料 的循环利用，有效降低了生产成本。 多晶硅还原炉是硅料生产工艺关键设备： 在改良西门子法中，核心生产设备是多晶硅还原炉。生 产过程是在还原炉底盘布置有数根细长发热载体 硅芯。每对硅芯近似一个倒置“ U” 型管， 由 2根竖直平行的细长方硅芯和 1个横向多晶硅桥连而成，在多晶硅还原炉内，精馏提纯后的三 氯氢硅（ TCS）和氢气（ H2）发生化学气相沉积反应，生成的高纯硅沉积在硅芯表面形成一定 直径的多晶硅硅棒 。 图表 5：多晶硅还原炉示意图 1.2.2 光伏硅料工艺及设备：改良西门子法是目前主流工艺，多晶硅还原炉是关键设备 图表 6：改良西门子法工艺流程 硅片环节寡头模式明显，中国产能占据世界 97%： 2020年国内硅片产能 240GW，同比增长 38.17%；产量 161.3GW，排名前五企业产量占国内硅片总产量的 88.1%， 且产量均超过 10GW。全球硅片总产能约为 247.4GW，产量约为 167.7GW。硅片环节头部企业得益于规模、技术、成本和市场话语权等优势，均能保持较高开工率，中 小企业在价格和成本的双重压力下，纷纷停产或退出，加剧了企业分化趋势，产业集中度继续提升。 2020年，全球生产规模前十的硅片企业总产能达到 227GW，约占全 球全年总产能的 91.7%；这十家企业均为中国企业，其中前五家龙头企业产能、产量均超过 10GW，其产能合计和产量合计均超过全球的 80%。 单晶占比迅速提升， N型硅片有望成为主流： 2020年硅片环节的产能提升仍然是以单晶硅片产能扩产为主，单晶硅棒产能较 2019年底增长近 100GW，硅片产能达到约 199.8GW，同比增长约 70%；多晶硅片产能 47.6GW，同比下降约 30%，多晶硅片环节存量产能继续呈现萎缩。单晶硅片占据主要市场份额，占比由 2016年的 20%提升 到 90%，五年内单多晶硅片占比发生结构性扭转。根据 CPIA，到 2030年 N型单晶硅片占比可能达到 48%，成为硅片市场的一大主流。 图表 7：中国硅片产能与全球对比（ GW） 1.3.1 光伏硅片：产业集中度持续提升，中国占据绝对地位 图表 8：单晶硅片占据主要市场 0.00% 20.00% 40.00% 60.00% 80.00% 100.00% 120.00% 0 50 100 150 200 250 300 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 国内 全球 中国产能占比 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2016 2017 2018 2019 2020 2021E 2023E 2025E 2027E 2030E 多晶 N型单晶 P型单晶 铸锭单晶 资料来源：铸造技术、人工晶体学报、上机数控、中航证券研究所 多晶工艺及设备： 多晶硅片使用多晶硅料生成铸锭，再切 片而来的；当晶核长成晶面取向不同的晶粒，则形成多晶 硅。 铸锭是将无规则的多晶硅原料铸造成有规则的、便 于加工的硅锭。主要运行步骤包括加热、熔化、长晶、退 火和冷却。定向凝固法（ DS）是目前多晶硅铸锭的主要 方法，铸锭炉是主要设备。 单晶工艺及设备： 单晶硅片是使用高纯度的多晶硅材料拉 制出单晶硅棒后切割而成；当熔融的单质硅凝固时，硅原 子以金刚石晶格排列成许多晶核，如果这些晶核长成晶面 取向相同的晶粒，则形成单晶硅。 单晶工艺主要有区熔 单晶（ FZ）与直拉单晶（ CZ）两种，其中直拉法制备单 晶硅是太阳电池用单晶硅的主要生产方式，通过在单晶炉 中加热熔化高纯多晶硅原料， 同时添加一定量的高纯掺 杂剂 (如硼、磷等 ) ，再经过引晶、缩颈、放肩、等径和收 尾等晶体生长阶段，生长成直拉单晶硅。近年来，为了提 高直拉单晶硅的质量和产量，连续加料、多次加料等一炉 多根直拉单晶硅生长技术被开发和应用。在单晶硅棒生长 完成后，需要进行截断、开方、切片和清洗等工艺，以制 备成太阳电池用单晶硅片。单晶炉是单晶生长的核心设备 , 直接决定了拉晶的产能及晶体品质。 图表 9：铸锭炉 1.3.2 光伏硅片工艺及设备：单、多晶工艺及设备有所不同 图表 10：单晶炉 图表 11：单、多晶硅片制作流程对比 资料来源： CPIA、中航证券研究所 电池片效率提高是光伏平价上网的主要因素： 2020年业内先进企业的 PERC电池片效率已经突破 23%大关，全行业平均转换效率为 22.8%，相比于 2019年平均效率 22.3%提升了 0.5个百分点。目前电池片环节存在多种技术，如 perc+、 topcon、 HJT，每种新技术都将电池片效率拉向新的高度。电池片环节处于光伏产业链中的中游 位置，是光伏产业链不可或缺的一环。电池片的转换效率大小直接影响了电池片功率的大小，也会间接影响下游组件功率和 LCOE的大小。所以，电池片的转换效率是光 伏技术竞争的核心，提高转化效率是决胜未来的根本，这也使电池片环节成为实现降本增效最重要的一环。 异质结是当下最热的技术选择，或将取代 perc成为新一代电池片技术： HJT在量产效率、工序数、工艺温度、双面率等多个维度具备优势，目前普通电池片厚度在 170- 175m，而 HIT电池约为 150m，且未来有望持续减薄至 120m；根据 CPIA今年 HIT电池量产效率或达到 24.2%（目前头部企业已突破 25%）、 perc仅为 23.1%。光伏 平价上网叠加硅片硅料涨价或倒逼行业选择 HIT。 图表 12：中国与全球的硅片产量对比（ GW） 1.4.1 光伏电池片：降本增效的关键环节，技术更新迅速 图表 13：不同电池片效率预测 0.00% 10.00% 20.00% 30.00% 40.00% 50.00% 60.00% 70.00% 80.00% 90.00% 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 国内 全球 国内占比 19.00% 20.00% 21.00% 22.00% 23.00% 24.00% 25.00% 26.00% 2020年 2021年 2023年 2025年 2027年 2030年 BSF P型多晶黑硅电池 PERC P型多晶黑硅电池 PERC P型铸锭单晶电池 PERC P型单晶电池 TOPCon 单晶电池 异质结电池 背接触电池 资料来源： CPIA、中国可再生能源学会、中航证券研究所 topcon所需工艺最长， hit最短： 在 2016年时， BSF电池仍占据着绝大部分的 市场份额，占比达 87.8%，而 PERC电池当年占比不超过 10%；但到了 2020年， PERC电池占比达到了 86.4%，且新建电池产线均采用 PERC技术，而传统 BSF电 池仅剩 8.8%的存量市场。 PERC电池只需在 BSF生成流程上增加 2-3个步骤，简 单高效。而 PERC升级为 TOPCon需要额外进行两到三个工艺步骤，工艺最多达 到 13步，是已知技术路线中需要步骤最多的。而 HJT对应的工艺流程仅需要 6个 步骤。 PECVD设备投资占比较高： 在异质结电池制备中，制绒处理后，首先在硅片两 侧沉积本征非晶硅薄膜，然后在硅片两侧沉积极性相反的掺杂非晶硅薄膜。非 晶硅薄膜的沉积通常使用 PECVD方法完成。目前 PECVD投资占 HIT整体的 40% 左右。 图表 14：电池片主要工艺及设备 1.4.2 光伏电池片工艺设备：不同类型电池片的工艺不同、 PECVD为关键设备 BSF PERC TOPCon HJT 1 清洗制绒 清洗制绒 清洗制绒 清洗制绒 2 扩磷 扩磷 前面扩硼 双面 PECVD镀 a-Si膜（ p/i/n） 3 - 激光制备 SE 激光制备 SE - 4 去除 PSG和背结 去除 PSG和背结 去除 PSG和背结 - 5 前表面 SiNx 双面氧化 LPCVD背面氧化 双面 PVD镀 TCO膜 6 - - LPCVD沉积本征多晶硅 - 7 - - 离子注入磷 - 8 - - 退火 - 9 - 前表面 SiNx 前表面镀 AIOx 光热发电是将太阳热辐射能转化为热能再将热能转化为电能，间接用于发电。 光热发电原理： 光热发电经过 “光能热能机械能电能”的转化过程实现发电。具体来说，反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，用来 加热集热装置内导热油或熔盐等传热介质，传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，蒸汽驱动汽轮机带动发电机发电。光热发电和火力发电的原理基本相同， 后端技术设备一模一样，最大的差别是发电所用热源不同，前者利用太阳能搜集热量，后者是利用燃烧煤、天然气等获取热量。 未来万亿市场可期： 按照 IEA预测，中国光热发电市场到 2030年将达到 29GW装机，到 2040年翻至 88GW装机，到 2050年将达到 118GW装机，成为全球继美国、中东、 印度、非洲之后的第四大市场，照此看来，光热发电万亿级市场才刚刚拉开帷幕。 2. 来自太阳的第二种发电方式 光热发电 光热发电 光伏发电 应用范 围 适合集中式大规模发电 集中式、分布式 储能系 统 通过介质（熔融盐、水 等）进行热存储，使用 寿命长、损耗小 使用电化学进行储能， 相对使用寿命较短，损 耗大 技术水 平 相对成熟 相对成熟，也有技术持 续突破 优势 储热成本低，效率高， 年发电小时数长，与其 他热发电可有效契合 技术和产业已成熟 劣势 地理条件要求高 生产和维护过程中存在 污染，且稳定性有待提 高 图表 20：光热发电与光伏发电对比图表 19：塔式光热发电实景图 0 20 40 60 80 100 120 140 2020 2030 2040 2050 图表 21：中国光热发电装机规模预测（单位： GW） 资料来源：首航高科官网、中航证券研究所 大型光热发电厂可以分为四个部分： 集热系统，热传输系统，储热系统，发电系统。 集热系统： 集热系统负责吸收太阳辐射能，对导热介质进行加热，为后续发电提供能量，是光热发电系统最核心的组成部分。集热系统包含聚光装置与接收器两个核心组件，其中聚光 装置由中央控制系统操控，跟踪太阳位置收集并反射 (重定向 )最大量的阳光，将辐射能集中至接收器上。接受器则利用收集到的能量加热内部介质，实现能量的吸收与储运。 热传输系统： 热传输系统则是将集热系统收集起来的热能，利用导热介质，输送给后续系统的中间环节。目前最主流的工作流体是熔盐，相较于早期使用的水和导热油，熔盐在熔融态 下可保持较宽的工作温度范围，允许系统在低压工况下吸收和储存热能，安全性能出色。但由于高温熔盐对管道与储热罐内部存在一定的腐蚀，所以对材料要求比较高。 储热系统： 通过储热罐，光热系统可以将被集热器加热过的介质集中储存，再泵出与水换热，产生蒸汽来推动汽轮机发电。之后冷却的工作流体可再次流回集热系统重新加热。热能被 储存在储热罐中，可以在夜间或光照不足的情况下持续工作一段时间，进而突破光照时长的限制，实现超长发电时间。同时，储能罐还具备调节输出功率的能力，能够根据当地的用电 负荷，适应电网调度发电。相比于光伏发电，光热发电自带储热系统。 发电系统： 光热的发电系统和传统电厂区别不大，仍是通过加热水获得高质量的过热蒸汽，推动各式汽轮机发电。由于光热电站所用导热介质是循环使用的，几乎不产生排放，发电过 程无疑更加环保。 2.1 光热发电可分为四个部分，前三个部分是与火电发电最大区别 图表 22：光热发电原理示意图（以塔式光热发电为例） 图表 23：双罐储热系统示意图 图表 24：储热与发电系统实景图 资料来源： 综述太阳能光热发电技术发展 、中航证券研究所 按照聚能方式及其结构进行分类，主要有 塔式、槽式、碟式、菲湿尔式 太阳能光热发电四大类技术，塔式和槽式光热发电技术商用更广泛。 塔式光热发电系统： 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，将太阳热辐射能精准反射到置于高塔顶部的集热器，投射到集热器的阳光被吸收转变 成热能并加热中间介质，使其直接或间接产生 540 560 蒸汽，其中一部分用来发电，另一部分热量则被储存，以备早晚或没有阳光时发电使用。塔式系统具有热传 递路程短、高温蓄热、综合效率高等优点，新建的光热发电项目中塔式光热发电技术越来越多，塔式是未来太阳热辐射能光热发电的主要技术。 槽式光热发电系统： 也称槽式镜像系统，是线式聚焦集热系统。利用大面积槽式抛面镜反射太阳热辐射能，连续加热位于焦线位置集热器内介质，将热能转化为电能。槽 式聚光器是一维跟踪太阳方式，属于中高温热力发电，串并联集成后发电容量无限制。太阳热辐射能集热装置占地面积比塔式、碟式系统要小 30% 50%，已建成的光热 发电站有 80%以上采用槽式技术。 碟式光热发电系统： 也称为抛物面反射镜斯特林系统，是点式聚焦集热系统，是世界上最早出现的太阳能光热发电系统。由许多抛物面反射镜组构成集热系统，接收器位 于抛物面焦点上，收集太阳辐射能量，将接收器内的传热介质加热到 750 左右，驱动斯特林发动机进行发电。碟式发电优点是光学效率高，启动损失小，适用于边远地 区独立电站。 菲湿尔式光热发电系统： 工作原理类似槽式光热发电，只是采用多个平面或微弯曲的光学镜组成的菲涅尔结构聚光镜来替代抛面镜，众多平放的单轴转动的反射镜组成的 矩形镜场自动跟踪太阳，将太阳光反射聚集到具有二次曲面的二级反射镜和线性集热器上，集热器将太阳能转化为热能，进而转化为电能。特点是系统简单、直接使用导 热介质产生蒸汽，其建设和维护成本相对较低。 2.1.1 按集热聚能方式可以分为塔式、槽式、碟式、菲湿尔式四种，未来塔式是发展重点 图表 25：光热发电四种结构技术 资料来源： 熔盐储能材料在太阳能光热发电中的应用 、中航证券研究所 传热蓄热技术是光热发电关键技术之一，而传热介质的工作性能直接影响系统的效率和应用前景。传热介质中，使用较多的有水 /水蒸汽、空气、液态金属、导热油以及熔盐等。其中，熔融 盐具有工作温度高、使用温度范围广、传热能力强、系统压力小、经济性较好等一系列的优点，目前已成为光热电站传热和储热介质的首选。常见熔盐的熔点从低到高的排列顺序为：硝酸 盐氯化物碳酸盐氟化物。 （ 1）氟化物：氟化物共晶体由于其较高的热存储容量被广泛应用于太阳能空间站和熔盐核反应堆中，但其缺点是成本较高，材料的热稳定性较差并且具有毒性。 （ 2）氯化物：优势在于其具有较高的热融合特性及廉价易得，其缺点是腐蚀性较高。 （ 3）碳酸盐：可以应用在高温潜热储能领域，但是其较高的粘度和易分解性质限制了其应用的范围。 （ 4）硝酸盐：具有熔点低、热容量大、热稳定性高、腐蚀性相对较低等优点，特别是硝酸钾、硝酸钠的熔融盐已成功应用在太阳能热发电站的商业案例中。 Salt熔盐作为传热蓄热介质，在 国内外太阳能光热发电领域应用较为广泛，其使用温度范围为 300500 ，适合作为中高温传热蓄热材料。 根据应用领域的要求不同，所使用的熔盐产品亦有所区别。常见的光热熔盐品种有二元盐、三元盐和低熔点熔盐产品等。对于光热发电而言，二元熔盐的应用较为广泛及成熟。 目前塔式光 热电站熔盐的工作温度一般在 550 以上，而槽式光热电站一般不超过 400 。虽然塔式电站更高的运行温度会导致熔盐挥发量高于槽式电站，但光热电站中熔盐使用寿命基本与电站同步， 一般在 2530年左右，运行过程中会损耗部分熔盐，需定时补充。 熔盐市场格局：当前中国的光热发电产业仍处于起步阶段，大规模商业化发展仍须等待。在此大背景下，国际熔盐厂商依托其集团优势开始在国内光热发电市场开展一些市场拓展活动。中 国熔盐供应企业多数是传统的硝酸盐生产企业，也有部分企业通过采购硝酸盐原料生产符合质量要求的熔盐。 2.1.2 自带储能是光热发电最大的优势之一，熔盐是业绩主流传热储热介质 50MW/8 h储能 熔盐需求 量 /万吨 熔盐投入 /亿元 电站投资 /亿元 熔盐投入 /电站投 资 塔式电站 1.2 0.6 15 4% 槽式电站 3.0 1.5 15 10% SQM SQM以其最大的市场份额独占鳌头。美国 1995年建成的首个塔式熔盐电站 Solartwo、西班牙 Andasol13号电站以及美国新近建成投运的 Solana槽式电站等众多电站都采用了 SQM的熔盐产品。 BASF BASF作为世界化工行业的巨头，在光热熔盐产品的供应方面也有一些业绩，如全球首个 24h可持续发电 的 Gemasolar光热电站、全球首个熔盐槽式光热示范电站阿基米德电站都采用了 BASF的熔盐产品。 Haifa Haifa是以色列领先的化工公司，可为太阳能热发电产业提供工业级的硝酸盐产品，其太阳能级硝酸盐的 产品商标为 Haifa-SolarTv。有报道显示，西班牙 Andasol-1号电站就采用了其硝酸钾产品。 Yara Yara是世界上最大的矿质肥料生产及供应商之一，总部位于挪威首都奥斯陆。 Yara进入光热发电市场较 晩， 2009年其才开始对光热市场的熔盐产品进行研发，到 2012年其产品才经过各项测试并开始进行市场 化推广。其推向太阳能热发电领域的为一种新型三元熔盐产品，不含氯化物，熔点约从传统的 220摄氏 度降低至 131摄氏度。由于加入了更为廉价的硝酸钙，熔盐生产成本有所降低。 盐湖股份 2016年与敦煌首航节能新能源签订了 2324t熔盐级硝酸钾供应合同，供 10MW塔式光热电站。 2017年与 西班牙 Sener集团签署了供应合同，供应 1000t, Sener是光热发电领域的开发商和 EPC总承包商，开发建 设了摩洛哥 NOOR2和 NOOR3两大项目。 联大化工 目前年产硝酸盐 30万吨，公司储能熔盐产品成功应用于青海中控太阳能德令哈 10MW塔式熔盐光热电站 和中广核太阳能德令哈 1.6MW槽式光热电站等。 2017年 11月，公司先后成功中标中电建青海共和 50MW 塔式光热发电项目和中控青海德令哈 50MW塔式光热发电项目熔盐采购。 图表 26：熔盐主要企业 图表 27：熔盐示意图及相关投资需求情况 资料来源： 综述太阳能光热发电技术发展 、中航证券研究所 2.1.3 四种光热发电方式的对比，槽式存量最大，塔式增量最多 塔式发电 槽式发电 碟式发电 菲湿尔 菲湿尔发电 主要设备 定日镜场、集热塔、吸热 器、储热罐和蒸汽轮机发 电机组 槽式聚光器、吸热管、储热器、 蒸发器和汽轮发电机组 聚光器、吸热器、斯特林热机 发电机组 反射镜、跟踪机构、菲涅尔聚光集 热器和蒸汽轮机发电机组 传热介质 水 /蒸汽、熔盐 水 /蒸汽、熔盐、导热油 熔盐 水 /蒸汽 聚焦技术 点聚焦 线聚焦 点聚焦 线聚焦 聚光比 300 1500 50 100 600 3000 25 150 运行温度 500 1200 350 740 700 1000 270 550 峰值系统效率 23% 21% 31% 20% 适宜规模 ( MW) 30 100 30 354 5 25 10 320 储能 可储热 可储热 不能 可储热 动力循环模式 朗肯循环、布雷顿循环 朗肯循环 斯特林循环 朗肯循环 商业化程度 大规模、大容量商业化应 用 模块化或联合运行 商业化应用 分布式小规模发电，可并联建 MW 级发电 示范项目，商业化规模小 劣势 发电成本高 热量及阻力损失较大 碟式聚光镜造价昂贵，单机容 量小 温差大，易引发吸热管破碎 从全球范围看 ， 目前已投入使用的光热发电站中 ， 槽式仍然凭借其更低的前期投资 ， 较低的门槛与建设难度 ， 以及更低的维护成本在投运项目中占据主流 。 但在建项目 中 ， 塔式则凭借更高的聚光率产生更高温度 ， 实现更高的热电转化效率以及更低的发电成本 ， 是未来的主要方向 。 实际上由于光热发电良好的兼容性 ， 多种设计混用的 情况并不罕见 ， 全球范围内将塔式与槽式混用的光热电站就有 10座 。 我国境内也有青海省海西州 700MW风光热储多能互补项目 ， 混合了风光热三种可再生能源 。 图表 28：四种光热发电对比 资料来源： CSPPLAZA 、中航证券研究所 2.2 20个光热发电示范项目进展情况，预计 2022年 1月 1日后停止中央财政补贴 根据 关于 2021年新能源上网电价政策有关事项的通知 ， 首批光热示范项目的延期电价政策为： 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。 CSPPLAZA表示 ， 行业 内普遍反应 2022年 1月 1日的时间节点设置不够合理 ， 如能将该时间节点延至 2022年年底 ， 部分项目仍有可能实现投运 。 需要指出的是 ， 即便该 征求意见稿 落地 ， 在 “ 十四五 ” 期间 ， 并不意味着将无光热项目 。 风光储一体化项目将成为 “ 十四五 ” 新能源发电项目开发的主要形态 ， 配置光热仍具有显著的竞 争优势 ， 相关部门亦将研究出台细分的支持政策 ， 推动光热在风光储一体化项目中增加配置 。 2018年底前投运项目 中广核太阳能德令哈有限公司导热油槽式 5万千 瓦光热发电项目 2018年 6月 30日并网，目前处于消缺和性能优化 阶段。 首航高科（原北京首航艾启威节能技术股份有 限公司）敦煌熔盐塔式 10万千瓦光热发电示范 项目 2018年 12月 28日并网，目前电站整体运行稳定， 处于性能优化期 青海中控太阳能发电有限公司德令哈熔盐塔式 5 万千万光热发电项目 2018年 12月 30日并网， 2019年 4月 17日实现满 负荷运行。第一个完整年度发电量达成率达 88.6%（包含所有影响因素）若排除此期间电网 限电的影响，电站发电量达成率达 94.35%。 2019-2020年投运项目 中国电建西北勘测设计研究院有限公司共和熔 盐塔式 5万千瓦光热发电项目 2019年 9月 19日并网， 2020年 11月 28日通过 240 小时试运行考核，进入性能指标考核期。 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公 司哈密熔盐塔式 5万千瓦光热发电项目 2019年 12月 29日并网，目前处于消缺和性能优 化阶段。 兰州大成科技股份有限公司敦煌熔盐线性菲涅 尔式 5万千瓦光热发电示范项目 2019年 12月 31日并网， 2020年 6月 19日正式投 入商运，目前处于消缺和性能优化阶段。 内蒙古中核龙腾新能源有限公司乌拉特中旗导 热油槽式 10万千瓦光热发电项目 2020年 1月 8日并网， 2020年 12月 16日实现满负 荷发电，目前处于消缺和性能优化阶段。 截止到目前未投运项目 玉门鑫能光热第一电力有限公司熔盐塔式 5万千瓦光热发电 项目 目前正在建设，计划 2021年内可投运。 深圳市金钒能源科技有限公司阿克塞 5万千瓦熔盐槽式光热 发电项目 目前正在建设，计划 2021年内可投运。 国电投黄河上游水电开发有限责任公司德令哈水工质塔式 13.5万千瓦光热发电项目 现由中控太阳能接续开发， 2021年 3月 25日项目正式开建。 中国三峡新能源有限公司金塔熔盐塔式 10万千瓦光热发电项 目 现由中控太阳能接续开发，尚未正式开工建设。 达华工程管理（集团）有限公司尚义水工质塔式 5万千瓦光 热发电项目 尚未正式开工建设。 北京国华电力有限责任公司玉门熔盐塔式 10万千瓦光热发电 项目 现由首航高科接续开发，目前正在建设。 常州龙腾太阳能热电设备有限公司玉门东镇导热油槽式 5万 千瓦光热发电项目 目前未有明显进展。 中海阳能源集团股份有限公司玉门东镇导热油槽式 5万千瓦 光热发电项目 目前未有明显进展。 中节能甘肃武威太阳能发电有限公司古浪导热油槽式 10万千 瓦光热发电项目 目前未有明显进展。 中阳张家口察北能源有限公司熔盐槽式 6.4万千瓦光热发电 项目 目前未有明显进展。 北方联合电力有限责任公司乌拉特旗导热油菲涅尔式 5万千 瓦光热发电项目 目前未有明显进展。 中信张北新能源开发有限公司水工质类菲涅尔式 5万千瓦光 热发电项目 目前未有明显进展。 张北华强兆阳能源有限公司张家口水工质类菲涅尔式 5万千 瓦太阳能热发电项目 目前未有明显进展。 图表 29：截止到 2021H1已投运光热发电项目 图表 30：截止到 2021H1尚未投运光热发电项目 资料来源： 塔式光热发电成本电价分析 ，中航证券研究所 目前光热发电成本依旧较高： 由于国内光热产业还处于示范阶段，光热发电站装机规模较小，尚未形成规模化，造成成本较高。从初始投资成本看，光热发电站的单位千瓦 投资成本在 2.5万 -3.5万元，是传统煤电站的 3-4倍、陆上风电的 3-4倍、光伏电站的 4-5倍，关键的太阳岛和储热岛固定投资分别占 50%-60%、 15%-20%，并且储热时间越 长，投资成本越高；从度电成本看，据业内估算，塔式光热电站的度电成本在 1元 /千瓦时左右，相当于煤电的 3-4倍、陆上风电的 2.3倍、光伏发电的 1.4-2倍。 具体来看，太阳岛所占成本比例最高： 太阳岛主要包括聚光系统和吸热系统。热力发电岛主要包括热力系统及辅机设备、水循环、水处理系统、换热设备等。对于具有一定 规模的塔式太阳能热发电站（ 10MW以上），太阳岛成本占电站建造成本的 55%以上。随着塔式太阳能热发电站装机容量增加，太阳岛成本所占的比例也越来越高，装机容 量为 300MW， 600MW时，太阳岛成本所占的比例分别可达到 68%和 70%。 定日镜是太阳岛中成本占比最高的部件： 目前中国塔式太阳能热发电站的太阳岛造价为 36004000元 /kW。其中定日镜成本约占太阳岛成本的 75%，随着电站规模变大，定 日镜数量相应增加，太阳岛成本构成中定日镜的占比也会增加，吸热器输出热功率达到 500MW以上后，定日镜成本在太阳岛中的占比大于 80%。 2.3 光热发电项目成本构成，太阳岛占绝大部分 61%15% 17% 3% 3% 1% 太阳岛 热力发电岛 储热系统 场地费 电站配套及基础 其他 图表 31： 50MW塔式光热发电站成本构成 75% 10% 6% 9% 定日镜 场镜控制系统 吸热器 吸热塔 图表 32：太阳岛成本构成 图表 33：定日镜实景图 资料来源： 塔式光热发电成本电价分析 、北极星太阳能光伏网、太阳能光热联盟、中航证券研究所 光伏发电成本逐渐降低： 从 2013年至 2020年， 8年时间光伏电价政策进行了 6次调整降低。特别是从 2019年起，光伏电站规模管理开始实施竞价制度，标杆电价更改为指导 价，项目最终电价由竞价结果最终敲定。从 2021年开始，新建风电、光伏发电进入平价上网阶段。 降本提效是光热发电的必经之路： 根据 塔式太阳能光热发电站成本构成，影响成本电价的三个主要动因：产能规模化效应，运营维护成本和技术工艺进步及管理优化。预计 在未来，光热发电站成本电价可与燃煤火电站的电价相当，具有广阔的应用前景和成长空间。 上述可知，定日镜成本占到塔式光热发电站成本的一半左右，所以定日镜的降本是光热发电发展的重中之重： 定日镜由反射镜、镜架、动力设备、控制器及基座组成，各部 分的造价构成比例依次为 9%、 9%、 61%、 6%和 15%。由于规模效应带来的加工费用和运输费用降低；更轻便定日镜的设计降低相关材料费用；动力设备的优化设计 降低该部件成本。预计随着装机量的提升，定日镜成本可大幅下降。 2.4 类比光伏发电，降本提效是光热发电发展的必经之路 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 2013 2016 2017 2018 2019 2020 I类资源区 II类资源区 III类资源区 图表 34：光伏标杆上网电价（ 2019年后为指导价，元 /千瓦时） 0 2 4 6 8 10 12 14 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 2022 2025 2027 2030 预计度电成本（元 /kWh） 预计年装机规模（ GW） 产能扩大、规模化 效应 定日镜加工成本下降 镜场控制系统加工成本下降 分摊软件成本下降 吸热器加工成本下降 设备维修费率降低 安装标准 -安装成本降低 本地化制造 -运输成本降低 单机装机容量扩大 热力发电岛单位功率成本降低 热电转换效率提升 储热系统单位功率成本降低 运维费用单位功率人工成本降低 技术、工艺进步及 成熟 镜面材料减轻 动力设备优化设计及选型 吸热器效率提升 反射率提升 镜面清洁度提升 太阳倍数、储热时间、单塔规模优化设计 图表 36： 塔式 光 热电站电站成本下降 路线图图表 35：光热发电预计度电成本和装机规模 资料来源：国家统计局、 wind、中航证券研究所 光热发电的产业链可以分为基础材料、装备制造、电站 EPC、电站运营、电力输配等几个环节。目前，虽然中国光热发电产业链条完整，但是项目经验不足，不少领域发展 时间较短，核心环节在于装备制造和电站 EPC。 2.5 光热发电产业链公司 代码 公司简称 涉及业务 市值（亿元） 市盈率（ TTM） 营业收入（亿元） 归母净利润（亿元）2019 2020 2021H1 2019 2020 2021H1 002665.SZ 首航高科 电站投资与 EPC、空冷岛 76.92 -8.96 7.44 4.41 4.92 0.74 -8.62 -0.66 430065.NQ 中海阳 电站投资与 EPC； 光热 发电反射镜及光场系统 关联设备的生产销售； 1.61 -7.15 0.67 0.20 0.07 -0.54 -0.42 -0.25 002564.SZ 天沃科技 电站投资与 EPC 44.16 -5.67 107.79 77.12 41.31 0.42 -11.60 0.14 002469.SZ 三维化学 储热岛 EPC 43.54 9.27 6.31 6.76 9.94 0.77 3.73 1.24 601727.SH 上海电气 电站投资与 EPC 766.45 -28.03 1,275.09 1,372.85 625.28 35.01 37.58 -49.71 002610.SZ 爱康科技 电站投资与 EPC 223.69 -312.40 51.26 30.16 12.68 -16.12 0.22 -0.67 600089.SH 特变电工 电站投资与 EPC 908.52 19.44 370.30 441.66 225.31 20.18 24.87 31.06 300091.SZ 金通灵 汽轮机 67.91 85.45 18.80 14.36 10.52 1.11 0.59 0.51 002534.SZ 杭锅股份 塔式吸热器、换热器、熔盐罐 173.34 33.42 39.27 53.56 27.90 3.66 5.15 2.54 835020.NQ 山东北辰 蒸汽发生器、换热器 11.98 24.74 3.19 3.63 1.88 0.22 0.56 0.07 600586.SH 金晶科技 反射镜超白玻璃原片 173.88 16.75 52.64 48.84 33.44 0.98 3.31 7.83 600876.SH 洛阳玻璃 反射镜超白玻璃原片 130.75 25.67 18.55 30.46 15.95 0.54 3.27 1.98 002318.SZ 久立特材 光热发电特种管材供应 150.29 16.80 44.37 49.55 29.60 5.00 7.72 3.77 图表 37：