2018年中国光热发电行业市场投资分析报告

来源:互联网 由 数据前瞻 贡献 责任编辑:王小亮  

2018年中国光热发电行业市场投资分析报告

目录

第一节 千亿光热发电市场启动在即,新兴能源战略价值提升

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一、光热发电自带储能,摸准新能源产业“弃风弃光”痛点

7

二、光热发电战略价值重大,助力能源结构调整、经济增长

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三、槽式、塔式是光热发电主流技术路线

13

第二节 全球光热发电进入快速增长期,装机规模近5GW

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一、光热发电始于上世纪80年代,美国、西班牙是主力

14

二、受益资源条件、政策驱动:国内光热发电步入商业化前夕

18

第三节 光热发电产业链蕴藏千亿市场空间,聚光、储换热系统集体掘金

22

一、光热发电市场投资规模3000亿元,装备制造业率先受益

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二、光热发电产业链:开发运营+设备材料+监测审批

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第四节 中国光热发电商业化路线图

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一、中国光热发电“四步走”战略:从实验电站到商业电站

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二、中国光热发电规模化发展实现路径

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三、国内光热发电存在的限制因素和风险

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第五节 (附录一)国内光热发展支持政策

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一、含着“金汤匙”降生、成长:光热发电享受政策红利

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二、政策红利释放:光热发电第二个十年启程

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第六节 (附录二)四种光热发电技术路线比较

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一、槽式太阳能热发电:技术成熟、商业化程度高

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二、塔式太阳能热发电:高温运行、转化效率高

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三、碟式太阳能热发电系统:全球只有一座商业化电站

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四、菲涅尔式集热发电:实验示范阶段、转化效率低

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图表目录

图表 1:光热发电工艺流程图

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图表 2:光伏电站一天内出力集中在10~16点

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图表 3:西班牙Gemasolar光热发电厂 19.9MW机组一周时间的出力曲线稳定

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图表 4:2015年新疆、甘肃弃光率最高达30%

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图表 5:光热发电全生命周期CO?排放最少

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图表 6:光伏发电与光热发电行业特点对比

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图表 7:国内光热发电从无到有,2020年将占一席之地

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图表 8:光热发电六大优势提升战略价值

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图表 9:槽式是投运项目主流技术占比84.7%

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图表 10:塔式在在建项目中占比逐渐回升

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图表 11:全球光热发电装机保持稳步增长

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图表 12:2015年美国、西班牙光热发电装机占比85%

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图表 13:近三年新增装机容量波动大

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图表 14:2015年新增光热发电装机集中在新兴市场

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图表 15:全球八个代表性光热发电项目

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图表 16:全国直射辐照(DNI)分布图

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图表 17:光热发电项目选址条件

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图表 18:国内太阳能热发电面积接近10万平方公里

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图表 19:国家光热发电重要支持政策

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图表 20:光热发电三大系统及主要装备

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图表 21:聚光、储热、换热系统占光热项目投资70%

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图表 22: “十三五”光热市场投资规模3000亿元,太阳岛系统2100亿元

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图表 23:光热发电上中下游产业链构成

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图表 24:光热发电细分领域主要生产商分布

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图表 25:光伏经过试验示范后进入快速增长阶段

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图表 26:国内光热发电电站四步走战略

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图表 27:国内光热发电由试验到规模发展时间轴

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图表 28:光热发电内部收益率与上网电价正相关

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图表 29:全球典型光热发电电站上网电价分布

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图表 30:预计2017年前光热发电上网电价1元/千瓦时

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图表 31:光伏上网电价随规模扩张连续下调

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图表 32:光伏上网电价随多晶硅成本降低连续下调

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图表 33:光热发电上网电价2020降至0.75元/千瓦时

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图表 34:国内太阳能热发电项目工程造价变化趋势预测

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图表 35:光热发电四代技术路线图

34

图表 36:光热发电政策红利密集而至

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图表 37:国内光热发电项目列表(不完全统计)

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图表 38:槽式太阳能集热系统

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图表 39:水/蒸汽太阳能塔式热发电系统

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图表 40:熔融盐太阳能塔式热发电系统

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图表 41:“空气太阳能塔式热发电系统

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图表 42:碟式太阳能光热发电站示意图

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图表 43:菲涅尔式太阳能光热发电站基本原理图

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图表 44:槽式、塔式、碟式系统对比

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介绍

一、概况

启信通数据,专业从事市场调研;从1998年开始涉及市场调研工作,前期主要为科研机构和行业协会做市场调研;在2008年以后开始面向企业推广,经过这几年的努力,得到了国内外企业的充分认可,取得了一定的市场效果。

启信通数据专业调研涉及化工、汽车、互联网、人工智能、建材、钢铁、电子、农业、纺织、家电、IT、医药等行业,专业调研人员150余人;同时,启信通数据和国内主要科研机构、大专院校建立了紧密的合作关系,建立了比较完善的市场调研机构,是企业了解市场的平台。

启信通数据累计服务超过10000家企事业单位;我们的客户遍及各大行业,包括省市级的政府及机构。

代表性客户包括:

中国核工业第二四建设有限公司

河北钢铁股份有限公司

杭州士兰微电子股份有限公司

上海仪电控股(集团)公司

西安特变电工电力设计有限责任公司

中国海运(集团)总公司

长兴化学工业(中国)有限公司

阿尔斯通(武汉)工程技术有限公司

西门子(中国)有限公司

艾欧史密斯(中国)热水器有限公司

潍柴动力西港新能源发动机有限公司

松下电器(中国)有限公司

一汽轿车销售有限公司

集瑞联合卡车营销服务有限公司

固铂轮胎(中国)投资有限公司

柳州五菱柳机动力有限公司

福田雷沃国际重工股份有限公司

辽宁现代农机装备有限公司

ABB(中国)有限公司

上汽通用五菱汽车股份有限公司

深圳迈瑞生物医疗电子股份有限公司

株洲南车时代电气股份有限公司

中国林产工业协会地板专业委员会

河南省财政厅

西子奥的斯电梯有限公司

上海电气集团股份有限公司

成都航天模塑股份有限公司

四川帝王洁具股份有限公司

久保田农业机械(苏州)有限公司

郑州宇通客车股份有限公司

安徽奇瑞汽车销售有限公司

宝钢新日铁汽车板有限公司

雅居乐地产置业有限公司

上海医药集团股份有限公司

中国外运股份有限公司

浙江正泰电器股份有限公司

鞍钢集团矿业公司

招商局集团有限公司等

二、我们的市场调研设计方案包括

1)专业市场调研专员与业内领先企业决策者沟通,确定调查方案和测量手段

2)分布各地市场调研小组对调研目标进行全方位监测

3)业内专家及社科院专家对目标行业从多方角度作出独到见解

4)职业分析师通过各方渠道来源数据进行整理分析,对市场作出合理预测及应对策略

5)和国外多家知名调研机构合作,分类采纳多方调研结果

6)对所获信息审核并择其精髓编撰成册

三、我们的市场调研设计方案包括

1)专业市场调研专员与业内领先企业决策者沟通,确定调查方案和测量手段

2)分布各地市场调研小组对调研目标进行全方位监测

3)业内专家及社科院专家对目标行业从多方角度作出独到见解

4)职业分析师通过各方渠道来源数据进行整理分析,对市场作出合理预测及应对策略

5)和国外多家知名调研机构合作,分类采纳多方调研结果

6)对所获信息审核并择其精髓编撰成册

四、数据来源

1)相关权威机构与协会(包括国家信息中心、海关总署、统计局以及相关协会)

2)合作单位(包括国内与国外的专业第三方咨询机构)

3)中心调研数据:中心自己监测所获取的第一手数据。

4)报告中所涉及到的数据都会注明数据的来源。

第一节 千亿光热发电市场启动在即,新兴能源战略价值提升

光热发电是指利用不同类型的聚光装置,将太阳光聚焦加热工质后,利用热能发电的技术,包括集热、吸储(换)热、发电三个环节。 概而言之,光热发电工艺流程是,反射镜将太阳的直接辐射能聚集在吸热器上,加热吸热器中的吸热介质,将光能转化成热能;再将热能通过蒸汽发生系统产生高温高压蒸汽,高温高压蒸汽通过汽轮发电机组实现热能到机械能,再到电能的转换。

图表

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:光热发电工艺流程图

资料来源:行业调研启信通数据 一、光热发电自带储能,摸准新能源产业“弃风弃光”痛点

1、储能是光热发电核心竞争力,可实现24小时连续发电

太阳能资源具有间歇性、不稳定性特点,白天太阳辐射的变化会引起系统发电功率波动,对电网系统实时平衡和稳定安全运行带来挑战。“弃光限电”是光伏发电近年来不得不面对,且日益严重的问题。

目前,太阳能光热发电系统可以通过增加储热单元或通过补燃或与常规火电联合运行改善出力特性,输出电力稳定,电力具有可调节性。而光伏发电受日光照射强度影响较大,上网后给电网带来较大压力,其发电形式独特,与传统电厂合并难度大。

就并网难易程度来看,光热发电比常规的光伏发电更具有优势。通过储热改善光热发电出力特性,白天将多余热量储存,晚间再用储存的热量释放发电。通过这种方式,光热发电可以实现连续供电,保证电流稳定,避免了光伏发电与风力发电难以解决的入网调峰问题。基于自身储能的特性,光热发电年发电利用最多可以达到7000小时左右,国内光伏平均发电小时数只有1100小时。

在光伏发电装机跃进的进程中,地面电站弃光问题日渐突出。从体制上说,光伏等新能源品种作为后来者,在存量市场上寻找生存空间,面临不同能源品种的竞争问题;从技术层面上说,光伏发电系统缺少储能平滑出力曲线,波动性、间歇性使得光伏发电面临并网消纳的问题。

图表

2

:光伏电站一天内出力集中在10~16点

资料来源:电规总院启信通数据

图表

3

:西班牙Gemasolar光热发电厂 19.9MW机组一周时间的出力曲线稳定

资料来源:电规总院启信通数据

2、光热发电对电网友好,可参与电网一次、二次调频

从光热发电工艺流程看,在完成聚光、储热、换热之后,光热电站采用汽轮机、燃气轮机等常规热功转化设备进行热功转化,驱动发电机发电。基于此,光热发电系统可以通过配置储能系统,或与燃煤、燃油、天然气及生物质发电系统等联合运行,根据电网用电负荷需要,快速调节汽轮发电机组出力,参与电网一次调频和二次调频。

根据电网无功功率的平衡情况,光热发电项目可以参与电网无功功率调解。稳定的电力输出和良好的调节性能,适用于大规模电站建设。同时,光热发电可替代燃煤机组,调节电力系统中因风光带来的用电负荷不平衡,实现太阳能发电和风力发电的稳定外送。

相比之下,光伏发电因其自身波动性、间歇性特点,再叠加配套输配网络不到位、用电增速放缓、电力调度等问题,西部光伏电站出现严重的弃光问题。根据国家能源局数据,2015年甘肃全年平均利用小时数为1061小时,弃光率达31%;新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时,弃光率达26%。尤其在冬季供暖时段,弃光情况较上述平均值更为严重。

图表

4

:2015年新疆、甘肃弃光率最高达30%

资料来源:行业调研启信通数据

3、光热发电对环境友好,全生命周期排放最少

全生命周期CO2排放约17g/kWh,远远低于。再加之光热发电配置储热系统,可以与其他可再生能源发电进行竞争。

光热发电基本采用物理手段进行光电能量转换,对环境危害极小。根据测算,太阳能光热发电站全生命周期的CO?排放仅为3~19kg/MWh,远低于燃煤电站、天然气联合循环电站,以及风电、光伏发电。光伏发电技术的致命弱点是太阳能电池在生产过程中对环境的损耗较大,是高能耗、高污染的生产流程。

德国政府对各种不同发电方式排放CO?的比较发现,在生命周期评价中,太阳能热发电的CO?减排是几种发电方式中最优的。

图表

5

:光热发电全生命周期CO?排放最少

资料来源: 德国环境自然资源和核能部启信通数据

4、光热发电储能成本低于光伏,系统竞争优势放大

对比储能型光伏发电和储热型光热发电,前者成本远高于后者。由于光伏发电是由光能直接转换为电能,因此其多余的能量只能采用电池储存。现阶段,光伏电站的造价约为8600元/千瓦,若同步配套储能10小时的铁锂电池组储能系统,储能系统的造价约45000元/千瓦,则总造价高达53600元/千瓦,是现在光伏电站造价的6倍多,并且铁锂电池的寿命只有8年。而光热发电配套熔盐或导热油储能,造价成本在30000元/千瓦左右。

图表

6

:光伏发电与光热发电行业特点对比

资料来源:行业调研启信通数据二、光热发电战略价值重大,助力能源结构调整、经济增长

光热发电作为一个综合性朝阳行业,在国家政策的支持和鼓励下,其在能源结构中的战略价值,对经济拉动效应快速提升。

1、光热是重要的接续资源,能源安全保障价值高

我国有丰富的光照资源,国家太阳能光热产业技术创新联盟统计,国内潜在太阳能热发电装机约为16000GW,发电潜力约42000TWh/年(42万亿千瓦时/年,相当于社会用电量8倍)。在应对气候变化、环境治理的压力之下,光热替代化石能源,有成为主流能源品种的可能。

2、光热发电可担当基荷电源,有助于清洁能源占比提高

基于光热发电稳定可控的属性,有望担当基荷电源并承担系统调峰任务。大规模开发光热发电可以缓解西部和北部的风电、光伏发电并网困难局面,共同组成清洁发电系统,提高可再生能源在电源结构中的比例。 根据国家战略布局,“十三五”时期将积极推动光热示范项目建设。2015-2020年,工程的试点示范阶段,积累系统集成经验;2020-2030年,进入规模化发展阶段;2030年以后,进入大规模发展阶段。2020年之后,光热发电将在国内能源产业布局中占据一席之地。

图表

7

:国内光热发电从无到有,2020年将占一席之地

资料来源:行业调研启信通数据

3、光热发电产业链条长,投资拉动效应明显

光热发电产业链绝大部分为制造业,其规模化发展可拉动钢材、铝材、玻璃、水泥、矿料、电料、耐火、保温、机电、机械、电子等十几个行业传统产业发展,成为经济发展的新动力、新增长点。在经济下行压力之下,国家鼓励技术创新、支持新兴战略产业发展,光热发电发展合乎需求。

4、光热经济带动力强,有利于西部资源省份经济发展

我国西部、北部地区太阳能热发电资源潜力巨大,具有广袤的未利用土地资源。发展光热发电行业,可在当地打造太阳能热发电产业链,为经济发展建立新的支撑点。根据国家规划,将在青海、宁夏、甘肃等地打造百万千瓦光热发电基地,对应产业投资规模在千亿元以上。

图表

8

:光热发电六大优势提升战略价值

资料来源:启信通数据 三、槽式、塔式是光热发电主流技术路线

根据聚光方式的不同,目前光热发电行业技术路线主要分为四种:塔式、槽式、碟式和线性菲涅尔。基于技术的成熟特点,槽式和塔式光热电站目前在全球已实现了大规模商业化运行,而碟式及线性菲涅尔式则分别处于系统示范阶段。

图表

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:槽式是投运项目主流技术占比84.7%

资料来源:行业调研启信通数据

图表

10

:塔式在在建项目中占比逐渐回升

资料来源:行业调研启信通数据

光学聚光比是区别四种聚光型太阳能热发电技术的主要指标。光学聚光比是聚集到吸热器采光口平面上的平均辐射功率密度与进入聚光场采光口的太阳法向直射辐照度之比。聚光比和太阳能热发电的系统效率(光-电转换效率)密切相关。

一般来讲,聚光比越大,太阳能热发电系统可能实现的集热温度就越高,整个系统的发电效率也就越高。碟式-斯特林太阳能热发电系统的聚光比最高,在600~3000之间,塔式太阳能热发电系统的聚光比在300~1000之间,线性菲涅尔式太阳能热发电系统的聚光比在150以下,而槽式太阳能热发电系统的聚光比在80-100之间。

截至2015年底,全球太阳能热发电市场已投运装机容量达4940MW,2015年新增装机421MW。太阳能热发电项目仍主要以槽式电站为主,占比近90%。塔式电站市场份额继续增长,线性菲涅尔式技术和碟式技术仍处于商业化应用的前期。第二节 全球光热发电进入快速增长期,装机规模近5GW 一、光热发电始于上世纪80年代,美国、西班牙是主力

20世纪80年代初期,美国由于能源危机致使石油价格猛涨,开始寻找替代能源。以色列和美国联合组建了LUZ太阳能热发电国际有限公司,集中力量研究开发槽式抛物面聚光反射镜太阳能热发电系统。从1985年-1991年的7年间,投资12亿美元,在加州莫哈夫沙漠(Majave Desert)地区相继建成九个槽式太阳能热电站(Trough,“SEGS1?1X”),总装354MW。

其中,最早的SEGSI建成于1984年,最晚的SEGSIX建成于1990年。由于1991年到1992年油价下跌,CSP失去开发经费,承包SEGS的公司Luz因而破产。

欧洲对CSP开发作笫二轮投资(Euro Trough)是受1986年切尔诺贝利(Tschernobyl)核电站事故的影响,对Trough技术也做了进一步开发。2001年“9·11”事件后油价上涨,才形成CSP电厂建设的笫二次机遇。一些国家和地区(如西班牙和美国加州)为鼓励发展可持续能源(Renewable Energy)相继立法,也极大促进了太阳能热电的建设。

2004 年起,由于不断增长的电力需求、石油的短缺和对全球变暖的关注和应对,全球光热发电市场近年来进入高速发展期,特别是从2008年至2013年的五年期间,全球总计装机容量的年均增长率接近 50%。

截至2015年底,全球光热发电装机总容量达到 4940MW。其中,西班牙光热发电装机总容量达到2362MW,美国光热发电装机总容量达到1830MW,两者合计达到全球装机总容量85%。2015年新增装机容量421MW,摩洛哥以160MW的新增装机容量领跑。

图表

11

:全球光热发电装机保持稳步增长

资料来源:行业调研启信通数据

图表

12

:2015年美国、西班牙光热发电装机占比85%

资料来源:行业调研启信通数据

自2013年起,包括南非、摩洛哥、沙特、印度等新兴市场的光热发电产业开始扩张,大量的光热发电项目正在建设当中。新兴市场的的增速主要来源于能源的需求和政策的刺激。目前,南非、摩洛哥、印度等国家建立了不同程度的电价补贴和鼓励政策,将促进光热发电产业的进一步发展。

从行业发展增长情况看,最近3年全球光热发电新增装机波动较大,2013年出现了下降,2014年出现回升,2015年再度下降。光热发电技术不断完善和成熟:储热时间不断延长,单体规模不断扩大,商业化运营模式完全成熟。欧洲太阳能热发电协会ESTELA预测,乐观情况下2020年光热发电装机容量达42GW,正常情况下达22GW。

图表

13

:近三年新增装机容量波动大

资料来源:启信通数据

图表

14

:2015年新增光热发电装机集中在新兴市场

资料来源:启信通数据

图表

15

:全球八个代表性光热发电项目

资料来源:行业资料启信通数据 二、受益资源条件、政策驱动:国内光热发电步入商业化前夕

1.光热发电资源潜力大:近10 万平方公里可建电站

地球上太阳能资源的分布与各地的纬度、海拔高度、地理状况和气候条件有关,资源丰度一般以全年总辐射量和全年日照总时数表示。就全球而言,美国西南部、非洲、澳大利亚、中国西藏、中东等地区的全年总辐射量或日照总时数最大,为世界太阳能资源最丰富地区。

我国属太阳能资源丰富的国家之一,全国总面积2/3 以上地区年日照时数大于2000 小时。总体分布呈现高原资源比平原丰富,西部资源比东部丰富的特点。其中西藏、青海、新疆、内蒙古、山西北部、河北北部等广大地区的直射辐照很大。

以 DNI(Direct Normal Irradiance,直接辐射)计,我国西藏地区最高可达 2400 kWh/㎡/年左右,甘肃敦煌地区的DNI 约为2000kWh/㎡/年,河北张家口地区的DNI 约为1600kWh/㎡/年。法向直射太阳辐射(DNI)值是光热发电技术方案选择及经济评价的重要依据。据国际可再生能源署的研究,平均DNI 每增加100 kWh/㎡/年,上网电价成本能降低4.5%。受益于光照资源条件,我国的光热发电有一定的成本优势。

图表

16

:全国直射辐照(DNI)分布图

资料来源:中国气象局风能太阳能资源中心启信通数据

光热电站选址首要考虑的因素就是太阳直射辐射资源条件。根据经验,太阳能直射辐射量(DNI)在1700千瓦时/(平方米﹒年)以上的地区适宜建设太阳能热发电站,1600~1800千瓦时/(平方米﹒年)的地区可以建设太阳能热发电站。

其次,太阳能集热发电对地面坡度有比较严格的要求。槽式电站对坡度要求高于塔式电站,坡度大于3%的地面被视为不适合发展槽式太阳能集热发电。电站选址还需要通过地理信息系统所提供的信息,将水体、流沙、沼泽、森林、盐盆,以及城市,自然保护区、矿区等不适合发展太阳能电站的地方扣除。如果电厂采用水冷方式冷却的话,则对附近水资源的可取性、取水距离也有一定的要求。

图表

17

:光热发电项目选址条件

资料来源:中国气象局风能太阳能资源中心启信通数据

我国青藏高原大部、内蒙古中西部、新疆东部部分地区,直接辐射资源最为丰富,年辐射量超过1700千瓦时/(平方米﹒年),其中西藏南部及内蒙古西部部分地区年辐射量超过2000千瓦时/(平方米﹒年)。根据行业内测算,包括内蒙古、西藏、青海、新疆、甘肃、河北、山西等地在内,可用以光热发电的面积近10万平方公里。

图表

18

:国内太阳能热发电面积接近10万平方公里

资料来源:电力规划总院启信通数据

根据可用于发展太阳能集热发电的有效土地面积和DNI、光电转化效率等指标,可以估算中国太阳能集热发电的潜力年。年发电量=地区内CSP有效面积×DNI×电厂发电效率×聚光镜占发电厂总面积的比例。

按照电厂占地面积为采光面积的5倍,年均法直接辐射量(DNI)值为1800 kWh/(㎡.a),太阳能热发电年平均光电转换效率为15%测算,10万平方公里面积的年发电量为5.4万亿千瓦时(公式100000÷5×1800×0.15=54000×108kWh),与2015年全社会用电量相当。

如果按配置储热系统机组的利用小时数为4000计算,10万平方公里土地可装机容量约为13.5亿千瓦,这一装机规模与2014年全国电力装机总量(13.6亿千瓦)相当。

2.国内光热发电享受政策红利:含着“金汤匙”降生、成长

国内光热发电技术研究和政策支持已有十年时间,2006年科技部颁布实施的《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020)》、2007年国家发改委颁布的《可再生能源中长期发展规划》、2011年国家能源局颁布的《国家能源科技“十二五”规划》中均把太阳能热发电明确列为重点和优先发展方向。

2012年7月,国务院制定《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》,提出要积极推动多元化太阳能光伏光热发电技术新设备、新材料的产业化及其商业化。2012年8月,国家能源局印发的《太阳能发电发展“十二五”规划》提出,到2015年底太阳能热发电装机达到1000MW,到2020年装机达到3000MW。

2014年11月,国务院印发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,行动计划提出“要稳步实施太阳能热发电示范工程”,并把太阳能热发电列为20项重点创新领域之一。2015年9月,国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》,拉开新一轮光热发电项目示范序幕。2016年1月《“十三五”可再生能源发展规划》(征求意见稿)提出,2020年建设10GW光热电站。

2016年3月,“十三五”规划纲要通过全国“两会”审议对外公布。纲要提出建设现代能源体系,继续推进风电、光伏发电发展,积极支持光热发电。这是保障未来五年光热发电发展的高层级政策,为光热发电政策定下基调。

截止2015年底,国内光热发电累计装机超过20MW,全国正在建设、规划中和在开发的大型商业化光热发电项目的数量已近40个左右,总装机3GW左右。典型项目包括,新疆新华能1.5MWth槽式示范项目,滨海光热甘肃阿克塞800米熔盐槽式示范回路等小型试验项目,首航节能敦煌10MW塔式熔盐电站、中控德令哈10MW塔式电站、深圳华强兆阳张家口15MW改良菲涅尔示范项目、兰州大成敦煌10MW菲涅尔熔盐电站等。

图表

19

:国家光热发电重要支持政策

资料来源:启信通数据 第三节 光热发电产业链蕴藏千亿市场空间,聚光、储换热系统集体掘金 一、光热发电市场投资规模3000亿元,装备制造业率先受益

光热发电过程涉及光学、热交换、机电、材料等多个领域。从系统构成看,主要有三个系统:一、太阳能集热系统、跟踪系统(太阳岛);二、高温热传导介质的储热、传热、热交换蒸汽发生器、冷却系统(储换热岛);三、汽轮机发电系统(常规岛)。

对应三大系统的核心设备包括:反射镜/原片玻璃/反射膜、聚光场跟踪控制系统、槽式真空集热管、塔式热量接收器、传热介质(熔盐、导热油)、导热油系统、传热储热器(熔盐管道、熔盐储罐)、汽轮机、蒸汽发生器、换热器、光热发电阀门仪表、光热发电专用泵。

图表

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:光热发电三大系统及主要装备

资料来源:行业调研启信通数据

从光热发电投资构成看,太阳岛聚光系统(集热器、反射镜、定日镜等)所占的成本最高,为40%左右;储热(熔融盐、盐泵等)占比15%、导/换热系统(充热换热器、预热器、蒸汽发生器以及过热器)占比为15%;常规岛(发电、电气系统)投资占比15%左右;土建安装投资占比15%左右。

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:聚光、储热、换热系统占光热项目投资70%

资料来源:行业调研启信通数据

按照现阶段光热发电工程造价30000元/千瓦测算,首批1GW示范项目对应投资规模300亿元。其中,聚光系统、储热、导/换热系统投资规模210亿元。根据国家能源局《太阳能利用“十三五”发展规划》(征求意见稿)》,“十三五”期间我国规划建设10GW 光热电站,投资规模预计3000亿元,太阳岛系统投资2100亿元。

图表

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: “十三五”光热市场投资规模3000亿元,太阳岛系统2100亿元

资料来源:行业调研启信通数据 二、光热发电产业链:开发运营+设备材料+监测审批

光热发电产业链构成看,产业链上游包括项目投资运营、系统设计、系统集成、项目总承包、研究开发;产业链中游包括传热/导热工质、聚光器支架、吸热器、真空集热管、汽轮机、储热装置、控制系统等设备制造;产业链下游包括标准与检测、系统仿真、融资、审批等环节。

目前,国内光热项目运营商有首航节能、中海阳、中广核、中控太阳能,主要EPC运营商包括中广核、首航节能、中海阳。主要设备生产企业中,反射镜生产企业有成都禅德、大明玻璃、台玻悦达;集热器生产企业包括,北京天瑞星、威海金太阳光、陕西宝光新能源、北京有色院、皇明太阳能;光热发电汽轮机主要有哈尔滨汽轮、上海汽轮机、东方汽轮机、杭州汽轮机;光热发电换热器供应商包括杭锅股份等。

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:光热发电上中下游产业链构成

资料来源:《中国太阳能产业政策研究报告》启信通数据

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:光热发电细分领域主要生产商分布

资料来源:行业调研启信通数据 第四节 中国光热发电商业化路线图 一、中国光热发电“四步走”战略:从实验电站到商业电站

1.参照光伏成长路径,光热发电正处于商业化发展前夕

借鉴光伏产业发展路径,国内光热发电正处于2011年光伏标杆电价确定之前,行业内示范项目的建设投运为规模化、商业化提供基础。国家发改委、能源局在2001年明确1.15元/千瓦时的标杆电价之后,光伏产业进入快速增长阶段。参照光伏产业成长路径,光热发电电价补贴政策明确后将进入快车道。

图表

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:光伏经过试验示范后进入快速增长阶段

资料来源:行业调研启信通数据

在常规的发展环境下,太阳能集热发电的发展将主要依靠国产化的技术和装备制造。随着太阳能集热的电站逐步规模化,光热发电项目运营商、服务商等投资、建设的积极性增强。从试验电站建设到商业化电站的运营,我国光热发电预计将经过四个步骤。第一步建设实验电站,打通系统流程,发现供应商;第二步建设示范电站,建立产业链基础,打通产业链;第三步建设规模化电站,完善产业链,降低发电成本;第四步建设商业化电站,实现无补贴的竞争式发展。

图表

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:国内光热发电电站四步走战略

资料来源:行业调研启信通数据

2.2020-2030年国内光热发电将进入规模化发展阶段

国际能源署IEA2014年《光热发电技术路线图》预测,2030年全球光热发电装机容量增长到261GW,2050年全球光热发电的装机规模有望达983GW,年发电量将达到4380TWh,将占全球电力供应的11%。其中,中国市场到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。

中丹可再生能源项目《中国可再生能源发展路线图 2050》认为,太阳能热发电作为可承担基本电力负荷的可再生能源发电技术之一,随着关键材料和装备以及集成技术的进步,光热发电中期内作为中间负荷与峰值负荷有望实现与常规能源的价格竞争,并有可能通过太阳能碟式热发电及太阳能冷热电联供技术的突破来推进分布式应用。

从中远期看,太阳能热发电技术将与常规化石能源实现联合运行、电热/ 电水联供,并结合经济有效的储热技术,实现能源输出的稳定性、可靠性、可控性和经济性,还可以作为基础调节负荷,与光伏发电、风力发电等可再生能源发电技术组合形成稳定的高比例可再生能源电力系统。

2020年太阳能热发电可以成为承担调峰和中间电力负荷的电源,2025 -2030年以后成为可以承担基础负荷的电源,并实现平价上网。2015-2020年,主要是工程的试点示范阶段,积累系统集成经验;2020-2030年,开始进入规模化发展阶段;2030年以后,进入大规模发展阶段。

图表

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:国内光热发电由试验到规模发展时间轴

资料来源:启信通数据 二、中国光热发电规模化发展实现路径

1、政策支持为光热发电“扶上马,送一程”

由于现阶段环境污染和治理的成本因素并没有反映到传统化石能源发电的价格上,光热发电等新能源与传统能源先比缺少竞争能力。世界各国普遍采用低利率贷款、税收优惠、可再生能源配额制,以及入网电价等调节和补贴手段,促进光热发电产业发展。

税赋抵减(Tax Credits)是指政府提供企业一定比例的税赋抵免,以鼓励可再生能源的投资,美国是这种政策最主要的施行国家。投资补助(Investment Subsidies)由政府提供一定比例之投资补助(通常为 20~50%),可有效降低业者初期的投资成本。

可再生能源配比制度(Renewable Portfolio Standard,RPS)是指,为了鼓励用户和电网企业使用可再生能源来替代传统的能源结构,政府以规划的方式,规定在电力用户和电网企业,在一定期限内所必须达到的可再生能源发电配额。在此基础上辅之以可交易绿色凭证系统(Tradable green certificate systems),促进可再生能源产品价格市场化。

上网电价( Feed-in Tariffs )是欧洲应用最为广泛的机制,政府依据可再生能源成本等因素,制定再生能源的上网固定价格及收购年限,从而提供企业长期而稳定的投资保障。

2、上网电价是光热发电的生命线,1.1元/千瓦时是价格“红线”

上网电价决定光热发电项目经济性,参考国外成熟市场,光热补贴政策一般先于市场启动出台。我国政府对于光热发电行业的的基本思路是通过一定规模的商业化示范项目的建设,带动技术进步和成本下降,并在合理评估示范项目的基础上,适时出台统一的上网电价政策。目前中控的德令哈项目上网电价1.20 元/千瓦时,对于整个产业的上网电价制定都具有一定的指导意义。

从项目投资回报上看,上网电价IRR正相关。以50MW槽式(塔式)光热发电项目为例,DNI 取值1800kwh/㎡,自带储能4小时,年发电小时数3000小时,工程造价30元/瓦,运营期20年。上网电价分别取1元/千瓦时、1.1元/千瓦时、1.2元/千瓦时、1.3元/千瓦时、1.4元/千瓦时、1.5元/千瓦时,测算项目内部回报率IRR分别为9%、10%、11%、12%、13%、15%。

按照国家能源局要求,首批申报示范的项目应该在满足运营期成本支出,应缴纳的税费,银行贷款还本付息,和资本金内部收益率不低于10%的基础上,测算平均上网电价。按照10%内部收益率测算,50MW光热发电项目上网电价应不低于1.1元/千瓦时。

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:光热发电内部收益率与上网电价正相关

资料来源:行业调研启信通数据

在国内第一批申报的光热发电项目中,申报最高电价为1.487元/千瓦时,最低电价为1.091元/千瓦时,平均电价为1.236元/千瓦时。其中,电价高于1.32元/千瓦时的项目9个。

从全球光热发电项目电价执行情况看,不同技术路线、光照条件、储能条件下,上网电价差别较大。FIT电价补贴、低息贷款、政府担保、税收优惠等各国主要的政策支持方式,在此基础上,美国SEGS系列电站在运行30年之后,上网电价不足6美分/千瓦时;星月沙丘上网电价0.87元/千瓦时;西班牙Andasol-1项目上网电价在1.98元/千瓦。

图表

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:全球典型光热发电电站上网电价分布

资料来源:行业调研启信通数据

克林顿气候行动团队分析认为,随着中国的光热不断得以推广,塔式、槽式光热技术的电站发电成本有望最迟在2017年前实现光伏现有的上网电价1元/千瓦时的水平。

图表

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:预计2017年前光热发电上网电价1元/千瓦时

资料来源:行业调研启信通数据

3、降低成本是光热发电规模化发展的核心

规模化是光热发电降低成本、成为主流能源品种的核心。目前,国内光热发电装机规模不足,初始投资成本在3万元/千瓦左右,度电成本为1.38元/度上下。光热发电的初始投资成本和度电成本均相当于传统火电的4倍,是光伏发电的3倍。

参照光伏行业发展路线图,光热发电也将经过高投资成本、高上网电价到低投资成本、低电价转移。随着光伏规模扩张、光伏组件成本下降,光伏发电经济性向好。自2011年国家发改委明确光伏发电上网电价之后,连续三次下调光伏上网电价,目的是到2020年实现平价上网。

图表

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:光伏上网电价随规模扩张连续下调

资料来源:国家能源局启信通数据

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:光伏上网电价随多晶硅成本降低连续下调

资料来源:wind 启信通数据

尽管中国尚未开始进行商业化太阳能热发电站的应用,但和其它可再生能源技术一样,一旦得到正式推广应用,未来投资成本将会大幅下降。成本下降主要的主要原因是,设备运行效率提高,技术不断更新,装机规模不断扩大,运行经验得以提高。随着太阳能光热发电市场的兴起,规模超过50MW 的电站将会大批涌现,从而设备材料的批量生产以及电站系统配置进一步优化会使投资成本大幅下降。

国际能源署IEA研究显示,光热电站具有显著的规模效应。电站装机从5万千瓦增至10万千瓦,造价将下降12%(槽式电站);增至20万千瓦时,造价下降20%。光热发电累计装机容量翻倍后,发电设备、辅机以及电网建设成本等下降幅度可达20%~25%。

《中国可再生能源发展路线图 2050》预测到2020年,太阳能热发电项目的工程造价会降低到15000元/kW以下,上网电价会降低到0.75元/kWh以下。

图表

33

:光热发电上网电价2020降至0.75元/千瓦时

资料来源: 《中国可再生能源发展路线图 2050》启信通数据

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:国内太阳能热发电项目工程造价变化趋势预测

资料来源: 《中国可再生能源发展路线图 2050》启信通数据

4、光热发电技术进步决定项目前景

太阳能热发电的技术进步反映在成本上,太阳能热发电系统的光电转换效率是影响发电成本最重要的因素。通过技术进步,可以提高镜面的反射和吸收器的吸收性能,来提高镜场效率;更好的支架结构设计以用来降低重量和成本;HTF(热交换介质)性能的提高,储热性能的提高,提高光热发电项目经济性。

从热力学的角度,发电工质的参数(温度、压力)会对系统效率产生重要影响,发电工质参数与聚光、光热转换、储热过程中的材料问题、热学问题和力学问题等密切相关。基于以上考因素虑,以系统年平均发电效率为引领,以发电工质温度和换热介质种类为主线,太阳能热发电技术主要分为四代。

图表

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:光热发电四代技术路线图

资料来源: 《中国可再生能源发展路线图 2050》启信通数据

从国内光热发电发展阶段看,仍处于第一代技和第二代技术示范阶段。从聚光技术路线看,塔式、槽式将是国内主流技术。《中国可再生能源发展路线图 2050》认为,塔式和槽式技术路线能够在2030年前后实现商业化。

国家能源局文件(国能新能[2015]355号)《国家能源局关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》提出,新建太阳能光热发电示范项目以塔式和槽式为主。相比之下,碟式技术光热发电效率最高,可达到30%以上,但无法储能且斯特林机造价高;菲涅尔技术工作温度低,发电效率低于其他三种技术。 三、国内光热发电存在的限制因素和风险

1.行业准入技术门槛高,高额初始投资

光热发电聚光、储换热环节技术门槛高,国内光热产业链上关键设备生产商诸多,但光热发电系统集成、商业电站运营仍是空白。区别于传统煤电、光伏发电等行业,光热发电技术约束性强,对于运营商、EPC服务商而言增加了挑战。

光热发电投资规模大,是制约行业规模扩张的一个重要因素。与煤电不同,太阳能集热发电首先要建立大面积的镜场,用以收集太阳能。增加反射镜、镜子支架、控制系统,以及集热管、导热油、储罐等系统。在光热发电项目中,太阳岛系统投资产比高于常规岛投资,同时施工、设计、融资、运营维护难度同步增加。

以西班牙 Andasol1 电站(槽式系统50MW,7.5 小时储能能力)为例,电站总共花费了3.1亿欧元进行兴建,年发电量约为180GWh,由此可得出每千瓦小时的投资成本为1.72/kWh,开发商公布的核算的平准化后的电价(LEC)为0.271/kWh,与西班牙政府给予的0.27/kWh 的上网电价基本相平。而在总投资中,与镜场有关的成本就占了总体费用的37%,如果加上热储存部分,即与太阳能收集和储存有关的成本达到了总体费用的48%。而传统的蒸汽轮机发电部分(包含控制、冷却塔,管路系统等),不过只占到了16%。

2.太阳能间歇性增加运营成本

太阳能发电的不稳定性和间歇性,在影响电厂总发电量,降低其经济性的同时,也增加了发电机组的运行和维护的难度。太阳能的能流密度低,一天之中日照强度的差别就会很大,外加天气情况等很多的不可控因素,给发电系统的运行带来了很多的不稳定因素,发电机系统更是每天都必须经历熄火、系统冷却,然后重新启动的过程。

3.光热电站外送距离长,电网外送存在不配套风险

国内光热资源集中在内蒙、青海、甘肃、新疆等地区。从长远看,随着光热发电规模扩大,若配套输配电网建设不协调,这些地区面临电力外送问题。加之电力需要大规模外送,输送成本增加可能成为未来光热发展的约束条件。

4.光热发电政策依赖性强,存在政策支持退出风险

与风电、光伏等可再生能源相似,光热发电在发展初期,主要依靠国家政策支持、电价补贴、税收优惠政策等起步,随着产业规模扩大政策支持有逐步退出的风险。一旦政府经济补贴政策有变,投资人预期中的资金收益则会受到影响。国家在经济补贴或者扶持政策的制定一定要保持的长期性稳定性和一致性,以保障投资者对投资可再生能源的信心。第五节 (附录一)国内光热发展支持政策 一、含着“金汤匙”降生、成长:光热发电享受政策红利

从“十五”开始,我国863计划,973计划,攻关计划,支撑计划,中小企业创新基金,国家自然科学基金,国家能源能力建设资金及各省市科技计划等都对太阳能热发电给予了支持,且投入逐步加大。装备和技术的突破为光热发电产业化、规模化发展提供了条件,同时也让行业发展坚定信心。

2012年7月,国务院制定《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》,提出要积极推动多元化太阳能光伏光热发电技术新设备、新材料的产业化及其商业化。2015年之前要掌握太阳能发电、热利用关键技术,太阳能利用设备及其新材料的研发制造能力大幅提高,开展太阳能热发电试验示范。规划2020年底完成太阳能发电装机容量5000万千瓦以上,太阳能热发电实现产业化和规模化发展。

2012年8月,国家能源局印发的《太阳能发电发展“十二五”规划》提出,到2015年底太阳能热发电装机达到1000MW,到2020年装机达到3000MW。受多个因素所限,2015年规模目标没有完成,但国家能源局提高了2020年光热发展的目标。《“十三五”可再生能源发展规划》(征求意见稿)提出,2020年建设10GW光热电站。

2014年11月,国务院印发《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,行动计划提出“要稳步实施太阳能热发电示范工程”,并把太阳能热发电列为20项重点创新领域之一。国家发改委在《国家应对气候变化规划(2014-2020年)》中,也将太阳能光热被列入优化能源结构的行动措施之一。

2015年9月,国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》,拉开新一轮光热发电项目示范序幕。2016年3月,“十三五”规划纲要通过全国“两会”审议对外公布。纲要提出建设现代能源体系,继续推进风电、光伏发电发展,积极支持光热发电。这是保障未来五年光热发电发展的高层级政策,为光热发电政策定下基调。

图表

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:光热发电政策红利密集而至

资料来源:启信通数据二、政策红利释放:光热发电第二个十年启程

从时间序列上看,2012年国内首座MW级塔式太阳能热发电站“八达岭1MW太阳能热发电技术及系统示范”工程并网发电;1.5MWth线性菲涅尔太阳能热发电与燃气蒸汽联合循环互补发电机组在海南三亚南山电厂投入运行。

2013年,首座商业化运营的太阳能热发电站10MW塔式太阳能热发电机组在青海德令哈并网运行;国内第一个槽式太阳能热发电项目-中广核太阳能德令哈50MW槽式电站已开工建设,预计2017年投入运行。

2015年9月国家能源局下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》,启动第一批光热示范项目审批,规模1GW,计划2015年9月前全部开工,2017年建成投产。这是光热发电第二个十年的开始,是光热发电从实验到工程示范的开端。

在本轮项目申报过程中,共有 109 个项目入围最后的申报名单,总装机为 8.8GW,央企中除国电以外的中信、华电、国华、国电投、大唐、华能、国华等均有项目申报,民营企业中,中海阳、中控、兆阳光热、中核龙腾、首航、大成、成都博昱等光热企业和英利等企业参与,外企rightSource、Abengoa 等也有上报。

根据cspplaza统计,按技术路线划分,申报项目中槽式项目 60 个,塔式项目 36 个,碟式项目 8 个,菲涅尔项目 7 个。申报电价集中在 1.18~1.25 元,平均申报电价为 1.2418元。

按省划分,甘肃省申报项目最多为32个,内蒙古23个,青海16个,新疆11 个,河北7个,宁夏6个,新疆建设兵团5个,西藏3个,山西省2个,云南2个,山东1个,陕西1个、四川1个、黑龙江省1个。

图表

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:国内光热发电项目列表(不完全统计)

资料来源:行业调研启信通数据 第六节 (附录二)四种光热发电技术路线比较

根据聚光方式的不同,光热发电技术主要分为四种:塔式、槽式、碟式和线性菲涅尔。光学聚光比是区别四种聚光型太阳能热发电技术的主要指标。光学聚光比是聚集到吸热器采光口平面上的平均辐射功率密度与进入聚光场采光口的太阳法向直射辐照度之比。聚光比和太阳能热发电的系统效率(光-电转换效率)密切相关。

一般来讲,聚光比越大,太阳能热发电系统可能实现的集热温度就越高,整个系统的发电效率也就越高。碟式-斯特林太阳能热发电系统的聚光比最高,在600~3000之间,塔式太阳能热发电系统的聚光比在300~1000之间,线性菲涅尔式太阳能热发电系统的聚光比在150以下,而槽式太阳能热发电系统的聚光比在80-100之间。 一、槽式太阳能热发电:技术成熟、商业化程度高

太阳能槽式发电通过抛物面槽式聚光集热器跟踪太阳,使得直射太阳光聚集到吸热管表面,以加热吸热管内传热流体,进而参加热力循环发电的系统。槽式太阳能热发电系统一般由抛物面槽式聚光器、吸热管、储热单元、蒸汽发生器和汽轮发电机组等单元组成。槽式太阳能热发电站中,抛物面槽式聚光集热器通过串联和并联方式相互连接,并通过模块化布局形成集热场。

导热油是抛物面槽式太阳能热发电系统中广泛采用的传热流体。抛物面槽式集热器将收集到的太阳能转化为热能加热吸热管内的导热油,并通过导热/水-蒸气发生器产生高温高压的过热蒸汽,送至汽轮机发电机组做功发电。

图表

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:槽式太阳能集热系统

资料来源:行业调研启信通数据 二、塔式太阳能热发电:高温运行、转化效率高

太阳能塔式发电是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,把太阳辐射能转换为传热工质的热能,通过热力循环转换成电能的太阳能热发电系统。塔式太阳能热发电系统主要由聚光系统、吸热系统、储热系统和发电系统构成,包括定日镜场、支撑塔、吸热器、储热器、换热器和发电机组等核心装备。按照传热工质的种类,塔式太阳能热发电系统主要有水/蒸汽、熔融盐(60%硝酸钠和40%的硝酸钾)和空气等形式。

水/蒸汽太阳能塔式热发电系统以水/蒸汽作为传热工质,水经过吸热器直接产生高温高压蒸汽,进入汽轮发电机组发电;熔融盐太阳能塔式热发电系统以熔融盐作为传热介质,在吸热器内加热后,通过熔融盐/蒸汽发生器产生蒸气,并推动汽轮机发电;空气太阳能塔式热发电系统以空气作为传热工质,空气经过吸热器加热后形成高温热空气,进入燃气轮发电机组发电的太阳能热发电系统。

图表

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:水/蒸汽太阳能塔式热发电系统

资料来源:行业调研启信通数据

图表

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:熔融盐太阳能塔式热发电系统

资料来源:行业调研华创证

图表

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:“空气太阳能塔式热发电系统

资料来源:行业调研华创证三、碟式太阳能热发电系统:全球只有一座商业化电站

碟式太阳能热发电系统是利用碟式聚光器将太阳光聚集到焦点处的吸热器上,通过斯特林循环或者布雷顿循环发电的太阳能热发电系统。系统主要由聚光器、吸热器、斯特林或布雷顿热机和发电机等组成。

碟式太阳能热发电系统通过驱动装置,驱动碟式聚光器像向日葵一样双轴自动跟踪太阳。碟式聚光器的焦点随着碟式聚光器一起运动,没有余弦损失,光学效率可以达到90%,吸热器工作温度可以达到800℃以上,系统峰值光-电转化效率可以达到29.4%。

目前全球只有一座投入商业化运行的碟式斯特林热发电站Maricopa(马里科帕),位于美国Arizona州,总装机容量为1.5MWe,由60台单机容量为25kW的碟式斯特林太阳能热发电装置组成。

图表

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:碟式太阳能光热发电站示意图

资料来源:行业调研启信通数据 四、菲涅尔式集热发电:实验示范阶段、转化效率低

线性菲涅尔式太阳能热发电系统是通过跟踪太阳运动的条形反射镜将太阳辐射聚集到吸热管上,加热传热流体,并通过热力循环进行发电的系统。系统主要由线性菲涅尔聚光集热器、发电机组、凝汽器等组成。线性菲涅尔式太阳能热发电系统通常以水/蒸汽作为传热流体。菲涅尔聚光集热器将收集到的太阳能转化为热能并产生高温高压蒸汽,送至汽轮机发电机组做功发电,汽轮机出口低温低压蒸汽经过凝汽器冷凝后,返回菲涅尔聚光集热器,形成闭合的水/蒸汽回路。

图表

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:菲涅尔式太阳能光热发电站基本原理图

资料来源:行业调研启信通数据

图表

44

:槽式、塔式、碟式系统对比

资料来源:行业调研启信通数据

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2018年中国光热发电行业市场投资分析报告 目录 第一节 千亿光热发电市场启动在即,新兴能源战略价值提升 ................................ 7 一、光热发电自带储能,摸准新能源产业“弃风弃光”痛点............................... 7 二、光热发电战略价值重大,助力能源结构调整、经济增长 ........................ 11 三、槽式、塔式是光热发电主流技术路线 ........................................................ 13 第二节 全球光热发电进入快速增长期,装机规模近 5GW ..................................... 14 一、光热发电始于上世纪 80 年代,美国、西班牙是主力 .............................. 14 二、受益资源条件、政策驱动:国内光热发电步入商业化前夕 .................... 18 第三节 光热发电产业链蕴藏千亿市场空间,聚光、储换热系统集体掘金 .......... 22 一、光热发电市场投资规模 3000 亿元,装备制造业率先受益 ...................... 22 二、光热发电产业链:开发运营+设备材料+监测审批 .................................... 24 第四节 中国光热发电商业化路线图 .......................................................................... 26 一、中国光热发电“四步走”战略:从实验电站到商业电站............................. 26 二、中国光热发电规模化发展实现路径 ............................................................ 29 三、国内光热发电存在的限制因素和风险 ........................................................ 35 第五节 (附录一)国内光热发展支持政策 .............................................................. 36 一、含着“金汤匙”降生、成长:光热发电享受政策红利................................. 36 二、政策红利释放:光热发电第二个十年启程 ................................................ 38 第六节 (附录二)四种光热发电技术路线比较 ...................................................... 41 一、槽式太阳能热发电:技术成熟、商业化程度高 ........................................ 42 二、塔式太阳能热发电:高温运行、转化效率高 ............................................ 42 三、碟式太阳能热发电系统:全球只有一座商业化电站 ................................ 44 四、菲涅尔式集热发电:实验示范阶段、转化效率低 ..........................


  • 与《2018年中国光热发电行业市场投资分析报告》相关:
  • 2018年中国光热发电行业市场前瞻与投资战略规划分
  • 2018年版中国光热发电行业市场前瞻与投资战略规划
  • 中国光热发电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告20
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