電力設備及新能源行業光熱發電專題報告2：解剖光熱發電結構和運行機制尋找影響發電效率和成本的核心因素-230523（22頁）.pdf

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1、 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。電力設備及新能源行業 行業研究|深度報告 2023 年 4 月 7 日，國家能源局發布國家能源局綜合司關于推動光熱發電規?；l展有關事項的通知，爭取在“十四五”期間全國光熱發電每年新增開工規模達到300 萬千瓦左右。政策出臺助力行業發展，光熱規?；l展有望提速。政策出臺助力行業發展，光熱規?；l展有望提速。此前我們撰寫了新視角下，光熱電站的價值發現報告，梳理了光熱發電的潛在價值。本本文，我們以文，我們以熔鹽熔鹽塔式為例，從運行機理入手，詳細塔式為例，從運

2、行機理入手，詳細拆解光熱發電系統架構。拆解光熱發電系統架構。塔塔式光熱電站聚光、式光熱電站聚光、吸熱、吸熱、儲熱、換熱發電系統儲熱、換熱發電系統聯合運行保證電站持續穩定發電。聯合運行保證電站持續穩定發電。1）聚光系統控制系統根據太陽光情況計算并控制定日鏡的傾斜角度，保證每一束光都能精準打在吸熱器上。2）當吸熱系統開始工作時：低溫熔鹽儲罐中的低溫熔鹽泵將 290的熔鹽打到吸熱塔頂部的吸熱器，依次流經各吸熱管，吸收熱量升溫，最終流出吸熱器，經管道流入高溫熔鹽儲罐。電站會根據光照情況，通過調整低溫熔鹽泵流速來控制熔鹽在吸熱器的時間，保證熔鹽從吸熱器出來時溫度達到 565。3）熔鹽罐一方面通過低溫熔鹽

3、泵連接吸熱器，實現熱量的收集，另一方面通過高溫熔鹽泵與換熱系統相連，實現高溫熔鹽的放熱。4）在光熱電站中，蒸汽換熱+發電系統的運行及維護與常規火電廠相似，通過高溫熔鹽與水工質之間的熱交換，產生過熱蒸汽以驅動汽輪機做功，發電機將機械能轉化為電能?；谀芰渴睾?，光熱電站運行時各系統之間的運行功率、時長和能量流轉存在定量關系。以裝機容量以裝機容量 100MW，儲熱時長，儲熱時長 10h 的的光熱光熱電站為例，電站為例，計算各系統容量配置計算各系統容量配置如下如下：1）儲熱容量 2222MWh，熔鹽 1.9 萬噸，熔鹽罐體積為 10278m3，吸熱器功率 533MW，吸熱器容量為 2667MWh，鏡場

4、聚光功率為 1333MW，鏡場面積 139 萬平方米；2）此時電站太陽倍數為2.4，容量因子為45%，年發電量為3.96億kWh。儲熱時長、鏡場面積儲熱時長、鏡場面積、光伏棄電利用及光光伏棄電利用及光-電轉換效率等是電站設計的主要參數，對電轉換效率等是電站設計的主要參數，對電站的整體性能和發電成本有重要影響。電站的整體性能和發電成本有重要影響。1）當儲熱時長上升時，電站發電量、投資成本均會提升，度電成本會先降后升，存在一個最優值。儲熱時長的確定取決于沒有太陽時段的滿發時數和電力價格的經濟性，目前主要集中在 812h。2）鏡場面積在一定范圍內增大可以增加集熱量和發電量，但會受到投資和儲熱容量的限

5、制，使得發電量增加的趨勢逐漸變緩直至為0，度電成本呈先下降后上升趨勢。在10h儲熱時長時，熔鹽塔式電站最優太陽倍數大多處于 2.53 區間。3）光熱電站與光伏風電形成多能互補，能量來源多了一個途徑，因此鏡場面積和吸熱器功率下降，投資成本降低，度電成本下降。4）當光-電轉換效率上升時，電站的發電量會提高，度電成本下降；或者同等發電功率和時長下，投資成本下降，度電成本下降。投資建議投資建議 隨著 2021 年各地光熱發電政策陸續發布，尤其今年國家能源局發文明確了光熱發電的重要地位以來，國內光熱發電項目的熱度不斷提升，項目的招標和建設進度逐步加快。2021 年以來，我國公布了 48 個光熱發電項目，

6、披露規模共計 5535MW，其中 24 個項目已開工（共計 2695MW），5 個項目已定標（共計 440MW）。光熱光熱發電行業發展提速，發電行業發展提速，產業鏈眾多產業鏈眾多企業有望受益。建議關注企業有望受益。建議關注：首航高科(002665，未評級)、西子潔能(002534，未評級)、安彩高科(600207，未評級)、振江股份(603507，未評級)、上海電氣(601727，未評級)、東方電氣(600875，未評級)、耀皮玻璃(600819，未評級)、三維化學(002469，未評級)、東華科技(002140，未評級)、凱盛新能(600876，未評級)、錫裝股份(001332，未評級)。風

7、險提示風險提示 多種儲能路線的發展具有不確定性；光熱行業政策不及預期；光熱項目推進不及預期；光熱發電項目統計存在遺漏風險；光熱電站實際參數和理論計算值有存在差異的風險。投資建議與投資標的 核心觀點 國家/地區 中國 行業 電力設備及新能源行業 報告發布日期 2023 年 05 月 23 日 盧日鑫 021-63325888*6118 執業證書編號：S0860515100003 顧高臣 021-63325888*6119 執業證書編號：S0860520080004 施靜 021-63325888*3206 執業證書編號：S0860520090002 香港證監會牌照：BMO306 梁杏紅 嚴東 新

8、視角下，光熱電站的價值發現：光熱發電專題報告 1 2023-04-12 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 光熱發電專題報告 2 看好（維持）電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。2 目 錄 塔式光熱電站基礎架構詳解.4 聚光系統：跟蹤太陽，聚光成點.4 集熱系統：收集熱量，加熱熔鹽.6 儲熱系統：實現熱能儲存，是靈活調控發電的基礎.7 換熱+發電系統：熱能機械能電能.8 光熱

9、電站設計思路和能量流計算.10 光熱發電各系統之間的定量關系.10 電站設計思路及案例解讀.11 變量匯總：尋找影響發電量和發電成本的關鍵因素.14 為什么儲熱時長常見 10h 配置？.14 最優鏡場面積怎么確定？.15 光-電轉換效率如何提高？.18 投資建議.19 風險提示.20 VX8ZvVkZnVmOoMrM8ObPaQsQoOnPmPfQoOtOjMsQmQ8OoOuNvPrMrMwMoMoP 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并

10、請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。3 圖表目錄 圖 1：塔式光熱電站示意圖.4 圖 2：定日鏡結構示意圖.5 圖 3：定日鏡傳動系統工作示意圖.5 圖 4：定日鏡跟蹤系統工作原理.6 圖 5：光熱電站吸熱塔結構.6 圖 6：吸熱器工作時熔鹽流動回路圖.7 圖 7：青海中控德令哈 50MW 光熱電站熔鹽儲熱系統及熔鹽罐細節圖.7 圖 8：換熱、發電環節能量流動情況.8 圖 9：換熱系統中熔鹽與蒸汽的能量交換過程.8 圖 10：光熱電站發電系統構造：汽輪機+發電機.9 圖 11：光熱電站能量流動過程.10 圖 12：熔鹽塔式光熱電站設計思路.11 圖 13：上網電價與太陽輻照量的關系.15

11、圖 14：儲熱時間與度電成本之間的關系.15 圖 15：容量因子隨太陽倍數與儲熱時長的變化關系.16 圖 16：度電成本隨太陽倍數與儲熱時長的變化關系.16 圖 17：帶有電加熱裝置的光伏-光熱互補系統示意圖.17 圖 18：光熱電站能量損失圖.18 表 1：電站系統參數假設.12 表 2：電站關鍵指標計算結果.13 表 3：電站各系統優化配置考慮因素.14 表 4：電站配置變化對電站性能的影響.14 表 5：50塔式電站在不同太陽倍數下的參數.16 表 6：單獨光熱電站項目與光伏+光熱電站項目的鏡場面積對比.17 表 7：工程角度建議的熔鹽塔式技術優化項.18 表 8：2021 年以來光熱電

12、站建設情況（截至 2023 年 5 月 14 日）.19 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。4 2023年年 4月月 7 日，國家能源局發布日，國家能源局發布國家能源局綜合司關于推動光熱發電規?；l展有關事項的國家能源局綜合司關于推動光熱發電規?；l展有關事項的通知通知，提出應結合沙漠、戈壁、荒漠地區新能源基地建設，盡快落地一批光熱發電項目，爭取在“十四五”期間全國光熱發電每年新增開工規模達到 30

13、0 萬千瓦萬千瓦左右。同時提出應充分發揮光熱發電在新能源占比逐步提高的新型電力系統中的作用，助力實現碳達峰碳中和目標。政策出臺助政策出臺助力行業發展，光熱規?；l展有望提速。力行業發展，光熱規?；l展有望提速。此前我們撰寫了新視角下，光熱電站的價值發現報此前我們撰寫了新視角下，光熱電站的價值發現報告，梳理了光熱發電的潛在價值告，梳理了光熱發電的潛在價值。本文，我們本文，我們以以熔鹽熔鹽塔式為例，塔式為例，從運行機理入手，詳細拆解光熱從運行機理入手，詳細拆解光熱發電系統架構。發電系統架構。塔式光熱電站塔式光熱電站基礎架構基礎架構詳解詳解 光熱發電（Concentrated Solar Power

14、，簡稱“CSP”）是一種太陽能聚光熱發電技術，其主要由聚光系統、吸熱系統、儲換熱系統、發電系統四個模塊構成。聚光系統跟蹤太陽的運行軌跡將太陽輻射能反射至吸熱塔頂的吸熱器上，實現太陽能的聚集；吸熱系統表面吸收太陽能能量，加熱其內部的吸熱介質，將太陽能高效轉換為熱能；儲換熱系統將加熱后的熔鹽進行儲存，在需要發電時熔鹽與水進行熱交換，以產生高溫高壓的蒸汽；發電系統利用過熱蒸汽推動汽輪發電機組發電。圖 1：塔式光熱電站示意圖 數據來源：塔式熔鹽太陽能光熱發電技術許利華等，東方證券研究所 聚光系統：跟蹤太陽，聚光成點 聚光系統聚光系統是光熱發電的前端子系統，為整個電站提供“燃料”。塔式太陽能聚光系統通過

15、成千上萬臺定日鏡組成的陣列在跟蹤控制裝置的驅動下跟蹤太陽的運動，將太陽光反射聚集至吸熱器。定日鏡在結構上定日鏡在結構上由聚光由聚光鏡面、鏡面、反射鏡反射鏡支架、基座支架、基座、傳動裝置、傳動裝置以及控制柜等部分等部分組組成成。電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。5 圖 2：定日鏡結構示意圖 數據來源：塔式太陽能熱發電系統的多級反射式聚光鏡場的研究胡葉廣，東方證券研究所 聚光系統工作時，太陽光會經定日鏡

16、反射后匯聚到吸熱器上，只有對定日鏡的精準定位才能有效地發電，跟蹤技術的優劣主要取決于傳動系統和控制系統的質量。傳動系統安裝在立柱的頂部，主要由直流電機、雙回轉減速器、定日鏡傳動箱構成，具備水平和俯仰旋轉功能，從而實現雙軸跟蹤。圖 3：定日鏡傳動系統工作示意圖 數據來源：庫伯勒官網，大型定日鏡驅動系統高精度雙電機消隙控制系統研究白國博，東方證券研究所 鏡場控制系統根據太陽光情況計算并控制定日鏡的傾斜角度，不間斷“追日”，保證每一束光都能打在吸熱器上并被高質量吸收。具體運行原理是：1）首先根據天文學公式計算出太陽位置太陽位置，在知道太陽位置與定日鏡位置定日鏡位置后，便可得到太陽入射光線的方向；2）

17、根據定日鏡與吸熱器吸熱器的位置的位置可得到太陽反射光線的方向；3）根據光的反射原理可解得定日鏡鏡面法線的目標角度。此時定日鏡傳動系統便會帶動定日鏡鏡面旋轉，通過水平旋轉及仰俯旋轉水平旋轉及仰俯旋轉后，定日鏡鏡面法向會與計算得出的法線目標角度一致。聚光比是衡量鏡場聚光性能的重要指標，是聚集到吸熱器孔徑平面的平均輻射功率密度與進入聚光系統的太陽法向輻射功率密度的比值，塔式光熱發電系統的聚光比在 3001000 之間。電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表

18、聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。6 圖 4：定日鏡跟蹤系統工作原理 數據來源：中國能建，東方證券研究所 集熱系統：收集熱量，加熱熔鹽 吸熱系統中的介質接收到高聚光比的光束照射，吸熱系統中的介質接收到高聚光比的光束照射，溫度升高，并傳導給吸熱介質溫度升高，并傳導給吸熱介質，以此完，以此完成了熱量成了熱量的的匯集匯集，在泵的驅動下，高溫吸熱介質流動到儲熱罐保存，在泵的驅動下，高溫吸熱介質流動到儲熱罐保存。光熱電站吸熱和儲熱介質主要是熔鹽，由 60%NaNO3和 40%KNO3組成。熔鹽熔點為 210 C230 C，接近熔點會凝固阻塞管道，當溫度超過 600 C 時，熔鹽腐蝕性較大，

19、會造成設備和管道等的減薄甚至破裂等，因此熔鹽的工作溫熔鹽的工作溫度區間一般為度區間一般為 290565。吸熱器由吸熱管并排組成?？紤]到吸收效率、傳熱速度、耐高溫、耐強腐蝕等特性，吸熱管選用吸熱管選用鎳基合金，外表面涂有太陽能選擇性吸收涂層鎳基合金，外表面涂有太陽能選擇性吸收涂層，可吸收 95%的入射太陽輻射。熔鹽的熔點較高，吸熱器的上下部分必須設置耐火及保溫材料，防止吸熱塔結構受損。在太陽落山后，主要依靠電伴熱使吸熱器及管路保持高溫以避免熔鹽凝固。Solar Two 試驗電站為外圓柱面形管壁式吸熱器，采用熔鹽中間回路，吸熱器管壁上共布置了 24 塊管板，每塊管板有 32 根吸熱管。圖 5：光熱

20、電站吸熱塔結構 數據來源：首航節能敦煌 100MW 熔鹽塔式光熱電站建設與運行報告，塔式太陽能熱發電聚光集熱系統優化與涂層老化試驗研究周志偉，東方證券研究所 當當電站電站開始工作時開始工作時，低溫熔鹽儲罐低溫熔鹽儲罐中的中的低溫熔鹽泵低溫熔鹽泵將將罐罐中中 290的熔鹽打到吸熱塔的吸熱器，依的熔鹽打到吸熱塔的吸熱器，依次流經各吸熱管，次流經各吸熱管，吸收熱量升溫，吸收熱量升溫，最終流出吸熱器最終流出吸熱器，經管道流入，經管道流入高溫熔鹽儲罐高溫熔鹽儲罐。電站會根據光照。電站會根據光照 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，

21、見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。7 情況，通過調整情況，通過調整低溫熔鹽泵低溫熔鹽泵流速流速，來控制熔鹽在吸熱器的時間，保證吸熱器來控制熔鹽在吸熱器的時間，保證吸熱器出口的出口的熔鹽熔鹽溫度達到溫度達到565。圖 6：吸熱器工作時熔鹽流動回路圖 數據來源：塔式太陽能吸熱器的光-熱-力耦合模擬及能流匹配特性研究賈朋森，東方證券研究所 儲熱系統：實現熱能儲存，是靈活調控發電的基礎 儲熱系統由高、低溫儲熱系統由高、低溫 2 個儲熱罐，個儲熱罐，1 個個疏疏鹽罐、熔鹽泵、鹽罐、熔鹽泵、儲熱介質、儲熱介質、電伴熱和

22、電伴熱和保溫層等保溫層等構成構成。熔鹽罐用來儲存高低溫熔鹽，其工作環境比較惡劣，需從抗氯離子、熱疲勞性、防腐及絕熱等方面綜合考慮，熱熔鹽儲罐一般選擇低碳奧氏體不銹鋼，熱熔鹽儲罐一般選擇低碳奧氏體不銹鋼，低溫熔鹽儲罐低溫熔鹽儲罐選擇碳鋼選擇碳鋼。罐體底部、頂部以及側壁外表面均包裹保溫層，同時配置了電加熱器，在停運階段對熔鹽進行加熱，保證熔鹽罐內熔鹽處于液相，目前的技術水平可使得熔鹽罐熱損失低于 0.5%。圖 7：青海中控德令哈 50MW 光熱電站熔鹽儲熱系統及熔鹽罐細節圖 數據來源：可勝技術官網，東方證券研究所 光熱電站熔鹽罐一般配置 3 臺低溫熔鹽泵(2 開 1 備用)、2 臺高溫熔鹽泵(1

23、開 1 備用)和輔助功能用泵。高溫、低溫熔鹽泵的作用皆為抽出熔鹽并運送。熔鹽泵液下長軸放置于儲熱罐頂部，通過電機帶動長軸工作。熔鹽罐一方面通過熔鹽罐一方面通過低溫熔鹽泵低溫熔鹽泵連接吸熱器，實現熱量的收集，另一方面通過連接吸熱器，實現熱量的收集，另一方面通過高高溫熔鹽泵溫熔鹽泵與換熱系統相連，實現高溫熔鹽與蒸汽的換熱。與換熱系統相連，實現高溫熔鹽與蒸汽的換熱。電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。8 熔

24、鹽儲罐、熔鹽換熱器、熔鹽泵及管道的合理設計是決定熔鹽儲換熱系統性能的關鍵。當儲熱系當儲熱系統工作時：統工作時：低溫熔鹽儲罐中的熔鹽經低溫熔鹽泵打入吸熱器，吸熱升溫后經導管流入高溫熔鹽儲罐，以此儲熱過程完成；高溫熔鹽罐中的熔鹽經高溫熔鹽泵打入蒸汽發生系統，與水發生換熱，溫度下降，經管道流向低溫熔鹽罐，以此放熱過程完成。換熱+發電系統：熱能機械能電能 在光熱電站中，換熱+發電系統實現熱能向電能的轉換，其運行及維護與常規火電廠相似。換熱系統由蒸汽發生裝置構成，包括預熱器、蒸發器、過熱器和再熱器四個關鍵部件，通過高溫熔鹽與水工質之間的熱交換，產生過熱蒸汽以驅動汽輪機做功。隨后發電機將汽輪機所做機械功轉

25、化為電能。圖 8：換熱、發電環節能量流動情況 數據來源：國際能源網，東方證券研究所 換熱系換熱系統統工作過程工作過程：1）高溫熔鹽泵將高溫熔鹽儲罐的熔鹽抽出，分成兩部分，一部分流經過熱器過熱器，為飽和水變成水蒸氣提供熱源（在過熱器中，熔鹽溫度從 550+降至 430450，蒸汽從 340上升至540+，形成過熱蒸汽）；另一部分進入再熱器再熱器將部分排出汽輪機的低溫蒸汽再次加熱，提供給汽輪機二次利用（在再熱器中，熔鹽溫度由 550+降至 440+，被加熱的再熱蒸汽溫度從 300+上升至 540+）。2）從過熱器和再熱器出來的 400+熔鹽匯合到一起，并依次流經蒸發器和預熱器。熔鹽從預熱器出來時，

26、溫度下降到 300左右，經管道流回低溫熔鹽儲罐，從而完成整個換熱過程。3）給水泵加壓后的給水首先通過預熱器預熱器，在預熱器里與蒸發器流出的熔鹽換熱后成為飽和水。之后進入蒸發器蒸發器后進一步吸熱，變為水蒸氣。圖 9：換熱系統中熔鹽與蒸汽的能量交換過程 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。9 數據來源：光熱電站儲熱系統熔鹽量設計優化及工程應用孫云昊，東方證券研究所 光熱電站光熱電站發電系統主要由發電系統主

27、要由汽輪機、發電機汽輪機、發電機及輔助設備構成及輔助設備構成。發電系統利用蒸汽驅動汽輪發電機組發電：1）蒸汽發生器出來的主蒸汽進入高壓缸高壓缸做功，排汽進入蒸汽發生器的再熱器與熔鹽進行換熱后，再進入低壓缸低壓缸進行做功。2）低壓缸低壓缸的排汽進入冷凝器冷凝器中凝結成水后，經過凝結水泵升壓后進入高低壓高低壓加熱器加熱器，加熱后再進入蒸汽發生器，在這期間除氧器除氧器會除去給水中的氧氣和其他不凝結氣體。3）同時，汽輪機汽輪機做功時其轉子會發生旋轉，汽輪機轉子轉子將轉矩傳遞到發電機的轉子帶動發電機一起旋轉，此時發電機內部的線圈會受到磁場的影響，從而產生電流進行發電。圖 10：光熱電站發電系統構造：汽輪

28、機+發電機 數據來源：利刃觀察眼，東方證券研究所 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。10 光熱光熱電站設計電站設計思路和能量流計算思路和能量流計算 光熱發電各系統之間的定量關系 光熱發電系統光熱發電系統遵循能量守恒，遵循能量守恒，基于光熱發電運行機理分析，基于光熱發電運行機理分析，各系統運行功率和時長之間存在定量各系統運行功率和時長之間存在定量的關系的關系。1）在聚光系統中，總輻照功率 Ptsola

29、r為太陽表面單位面積上所發射的總輻射能，其中部分能量不能被鏡場利用，從而產生棄光功率 Ptcurt。聚光系統能量守恒公式可表示為：鏡場聚光功率 1=總輻照量功率 棄光功率 2）從集熱系統的能量來源看，鏡場聚光功率 Pt1（t1）經過光-熱轉換形成吸熱功率 Pt2（t1），光-熱轉換效率 SF為 40%43%左右。聚光、吸熱系統能量守恒公式可表示為：吸熱功率 2=鏡場聚光功率 1 光 熱轉換效率 吸熱器吸熱量=吸熱功率 2 鏡場聚光時長 1 關于集熱系統能量去向，在白天鏡場工作時時，一部分以儲熱功率 Pt3（t2）進行儲熱，另一部分直接以放熱功率 Pt4（t3）進行即時發電。此時吸熱熱系統能量守

30、恒公式又可表示為：吸熱功率 2 鏡場聚光時長 1=直接放熱功率 4 即時發電時長 3+儲熱功率 3 儲存熱量時長 2 3）在儲熱系統中，在白天鏡場工作時，以儲熱功率 Pt3吸收熱能（t2），在鏡場不工作時以功率Pt5進行放熱（t4）。儲熱系統在運行時會產生部分熱量損失Pt loss，在實際運行中，可忽略不計。儲熱容量=儲熱系統儲熱功率 3 儲熱時長 2=儲熱系統放熱功率 5 放熱時長 4 4）在發電系統中，發電性能 P6（t5）是由直接放熱功率 Pt4（t3）和儲熱系統放熱功率 Pt5（t4）決定的。此時發電系統能量守恒公式可表示為：發電量 =發電功率 6 電站工作時長 5=(直接放熱功率 4

31、 即時發電時長 3+儲熱系統放熱功率 5 放熱時長 4)熱 電轉換效率 其中熱-電轉換效率 PB為 40%45%左右。圖 11：光熱電站能量流動過程 數據來源：太陽能熱發電站設計王志鋒，東方證券研究所 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。11 容容量因子量因子是衡量光熱電站發電性能的指標之一，其定義是規定時間段內實際輸出的電量與滿負荷條件下輸出電量的比值，時間段一般為年。我國 8 座已投運的光熱示范電

32、站的設計發電小時數為29204280 小時，設計容量因子處于 33.3%48.9%。電站設計思路及案例解讀 光熱電站設計時需要根據業主方的需求，綜合各系統之間的配置關系來確定各項參數。只要給出設計點 DNI、裝機容量、儲熱時長及電站全功率工作時長需求，就能確定各環節參數。就能 1）根據裝機容量及儲熱時長可推算出儲熱系統配置需求，即所需熔鹽噸數、儲熱罐體積所需熔鹽噸數、儲熱罐體積；2）根據裝機容量及電站全功率工作時長，可推算出透平機所需熱量，進而推算出吸熱器的吸熱量，得到吸熱器的吸熱功率需求吸熱器的吸熱功率需求；3）根據吸熱器的吸熱能量又可計算出鏡場聚光能量，進而得出鏡場聚光功率以及所需配置的鏡

33、鏡場面積場面積。圖 12：熔鹽塔式光熱電站設計思路 數據來源：太陽能熱發電站設計王志鋒，東方證券研究所 設計點太陽法向直射輻照度（設計點 DNI）是當地某年、某日、某時刻以及對應的氣象條件的DNI。設計點設計點 DNI 是是光熱光熱電電站設計的首要參數，可根據其確定聚光場面積、吸熱器功率、儲熱容站設計的首要參數，可根據其確定聚光場面積、吸熱器功率、儲熱容量、發電機組額定容量、電站年發電量和各個設備的效率等關鍵參數量、發電機組額定容量、電站年發電量和各個設備的效率等關鍵參數，因此設計點，因此設計點 DNI 的的時間時間選選擇尤為重要。擇尤為重要。當設計點 DNI 選值偏小時，吸熱器額定功率偏小，

34、當太陽直射光照強度大于此設計點 DNI 時，出現棄光需要控制關閉部分定日鏡，而避免吸熱器的超溫運行；當設計點 DNI 選值偏大時，吸熱器額定功率偏大，全年大部分時間吸熱器實際功率低于額定功率，兩種情況下電站經濟性均沒有達到最優。我國光熱項目的設計點 DNI 大多處于 700W/m2950W/m2區間。電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。12 我們以裝機容量（P6）100MW、儲熱時長 10h的熔鹽塔式

35、光熱電站為例，計算電站各系統容量配置。關鍵假設如下：1）假設其所處地點 DNI 值 950W/m2，年運行天數 330 天；2）假設鏡場工作時長為 5h/天；3）假設電站光-熱轉換效率 40%，熱-電轉換效率 45%；4）假設電站全功率發電時長為 12h/天。表 1：電站系統參數假設 參數參數 數值數值 裝機容量（P6）100MW 電站全功率發電時長（t5）12h 鏡場全功率工作時長（t1）5h 儲熱時長（h）10h 年工作天數 330 天 設計點 DNI 值 950W/m2 光-熱轉換效率 40%熱-電轉換效率 45%數據來源：塔式太陽能光熱發電站設計關鍵技術許繼剛，塔式太陽能熱發電站設計點

36、 DNI 優化研究李博等，太陽能熱發電站設計王志鋒，東方證券研究所 基于電站設計思路，熔鹽量、鏡場面積等關鍵參數的計算結果如下：1）儲熱容量：儲熱容量：儲熱罐所儲存的能量能夠滿足發電機全功率全等效時長運行，因此，儲熱容量=額定發電功率 6(100MW)熱 電轉換效率 (45%)儲熱時長 (10h)=2222MWh 2）儲熱熔儲熱熔鹽用量和儲熱罐體積：鹽用量和儲熱罐體積：單位熔鹽儲熱量由熔鹽工作時的溫差決定。熔鹽在吸熱器吸收熱量，溫度達到 565，進入高溫熔鹽儲罐，放熱時，與水進行熱交換，溫度降為 290，溫差275，則單位熔鹽儲熱能力為：單位噸熔鹽儲熱量=熔鹽溫差(565 290)比熱容（1.

37、53/()）=420.75J/g=0.1109h/噸 此處不考慮為保證系統正常運行而留在熔鹽罐、管道中熔鹽量，僅考慮為滿足儲熱時長所需的熔鹽量為：熔鹽噸數 =儲熱容量(2222MWh)單位噸熔鹽儲熱量（0.1109h/噸）=19014 噸 僅考慮為滿足儲熱時長所需的熔鹽的體積為：熔鹽罐體積=熔鹽噸數（19014 噸）液態熔鹽密度（1850kg/m3）=102783 3）吸熱器功率：吸熱器功率：吸熱器接收鏡場光照吸收能量，電站運行所需的熱量都從此來，因此吸熱器容量為：吸熱器容量=額定發電功率 6(100MW)電站全功率工作時長 5(12h)熱 電轉換效率 (45%)=2667 電力設備及新能源行

38、業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。13 吸熱器功率 2=吸熱器容量(2667MWh)鏡場全功率聚光時長 1(5h)=533 4）鏡場面積：鏡場面積：鏡面接收太陽輻射并反射匯聚至吸熱器，滿足吸熱功率 533MW 需要的鏡場用量為：鏡場聚光功率 1=吸熱器功率 2(533MW)光 熱轉換效率(40%)=1333 鏡場面積 A=鏡場聚光功率 1(1333)設計點(0.95kW/m2)=139 萬平方米 5）太陽倍數太陽倍數

39、：吸熱器功率（Pt2）與透平機功率的比值，反應了集熱系統容量與發電系統容量之間的差別：太陽倍數=吸熱器功率（2）透平機功率=吸熱器功率（2）（電站額定發電功率 6(100)熱 電轉換效率 (45%)）=533 （100 45%）=2.4 6）年發電量年發電量：電站額定發電功率（P6）與電站全功率工作時長（t5）的乘積，再乘以工作天數330 天，為全年發電量 3.96 億 kWh；年發電量=電站額定發電功率 6(100)電站全功率工作時長 3(12h)=100 12 330 100000=3.96 億 kWh 7）發電小時數和容量因子：發電小時數和容量因子：此時對應的該電站年發電小時數（全功率）

40、是 3960 小時，平均日發電小時數（全功率）是 10.8 小時，電站容量因子為 45%：平均日發電小時數(全功率)=電站全功率工作時長 3(12h)工作天數(330 天)365 天=12 330 365=10.8 小時 容量因子=平均日發電小時數（全功率）24 小時=10.8 24=45%綜上，通過上述對案例電站的定量計算可知，裝機容量（P6）100MW，儲熱時長 10h，鏡場全功率聚光時長 5h 的電站，需配置的核心設備參數如下：1）儲熱容量為 2222MWh，熔鹽19014噸，熔鹽罐體積為10278m3，吸熱器功率為 533MW，吸熱器容量為 2667MWh，鏡場聚光功率為 1333MW

41、，鏡場面積 139 萬平方米；2）此時電站太陽倍數為 2.4，容量因子為 45%，年發電量為 3.96 億 kWh。表 2：電站關鍵指標計算結果 參數參數 具體數值具體數值 額定發電功率 100MW 儲熱容量 2222MWh 熔鹽噸數（僅包括滿足儲熱時長的最低用量）19014 噸 熔鹽罐體積 10278m3 吸熱器功率 533MW 吸熱器容量 2667MWh 鏡場聚光功率 1333MW 鏡場面積 139 萬平方米 太陽倍數 2.4 容量因子 45%年發電量 3.96 億 kWh 數據來源：東方證券研究所測算 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心

42、因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。14 變量匯總：尋找影響發電量變量匯總：尋找影響發電量和發電成本和發電成本的關鍵因素的關鍵因素 聚光集熱系統、儲換熱系統與發電系統之間的匹配度，是決定光熱電站性能表現的前提。聚光集熱系統、儲換熱系統與發電系統之間的匹配度，是決定光熱電站性能表現的前提。光熱電站設計時需要綜合考慮多個因素，以實現各個系統的最優化匹配，提升各系統效率并降低投資成本。表 3：電站各系統優化配置考慮因素 考慮因素考慮因素 優化目標優化目標 鏡場規模與鏡場布置 綜合考慮士地利用

43、率與鏡場效率 吸熱塔高度 綜合考慮投資與鏡場效率 吸熱器熱功率 綜合考慮投資、效率、光資源利用率 儲熱時長與儲熱容量 綜合考慮調峰能力、風光棄電、系統投資 換熱功率 換熱面積、換熱器設計(單列、雙列)裝機規模與運行模式 兼顧發電系統效率與儲能調峰能力 數據來源：可勝技術，東方證券研究所 儲熱時長、鏡場面積（太陽倍數）、光伏棄電利用及光-電轉換效率等是電站設計的主要參數，對電站的整體性能和發電成本有重要影響。1）當儲熱時長上升時，電站發電量、投資成本均會提升，度電成本會先下降后上升，存在一個最優值。儲熱時長的確定取決于沒有太陽時段的滿發時數和電力價格的經濟性，目前配置主要集中在 812h。2）太

44、陽倍數在一定范圍內增大可以增加集熱量和發電量，但會受到投資和儲熱容量的限制，使得發電量增加的趨勢逐漸變緩直至為 0，度電成本呈先下降后上升趨勢。在 10h 儲熱時長時，熔鹽塔式電站最優太陽倍數大多處于 2.53 區間。3）光熱電站與光伏風電形成多能互補，能量來源多了一個途徑，因此鏡場面積和吸熱器功率下降，投資成本降低，度電成本下降。4）當前通過技術、運維等多種途徑，系統效率有 6.8%15.2%的提升空間。當光-電轉換效率上升時，電站的發電量會提高，度電成本下降；或者同等發電功率和時長下，投資成本下降，度電成本下降。表 4：電站配置變化對電站性能的影響 變量變量 電站發電量電站發電量 投資成本

45、投資成本 度電成本度電成本 儲熱時長 存在最優值 鏡場面積 存在最優值 光伏棄電利用 光-電轉換效率 不變 數據來源：塔式太陽能熱發電太陽倍數及儲熱時長優化研究羅彥，東方證券研究所 為什么儲熱時長常見 10h 配置？電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。15 新能源固定電價機制已成為歷史，參與電力現貨交易已成必然趨勢。儲熱時長的確定儲熱時長的確定取決于沒有取決于沒有太陽時段的滿發時數和電力價格的經濟性太

46、陽時段的滿發時數和電力價格的經濟性，可通過兩個步驟確定：步步驟一驟一：根據上網電力價格和太陽落山的時間差初步確定儲熱時間。根據太陽能熱發電站設計實例，該地太陽落山后高電價的時段有 6h 左右，因此可初步設定儲熱時間為 6h。圖 13：上網電價與太陽輻照量的關系 數據來源：太陽能熱發電站設計王志峰等，東方證券研究所 步步驟驟二二：計算不同儲熱時間對發電成本的影響。儲熱時間越長，光熱電站的初投資成本越大，因此儲熱時長會影響到發電成本的變化。以 50MW槽式光熱電站為例，電站 LCOE 值隨儲熱時長的增大呈先減小后增大的趨勢，存在最低 LCOE 值。當儲熱時長為當儲熱時長為 10h，該電站的，該電站

47、的 LCOE 值最低可達值最低可達 1.24 元元/kWh。圖 14：儲熱時間與度電成本之間的關系 數據來源：中國太陽能熱發電產業政策研究報告，東方證券研究所 通過以上兩步，基本確定該地光熱電站的儲熱時長宜配置在 610h 之間。當前從披露配儲時長的15 個大型在建光熱電站來看，其配置的儲熱時長也主要分布在 812h。最優鏡場面積怎么確定？國家能源局發布國家能源局綜合司關于推動光熱發電規?；l展有關事項的通知指出：原則上每 100MW 電站的鏡場面積不應少于 80 萬平方米。鏡場是電站的能量來源，投資成本占到系統整體的 50%左右，對系統的穩定性及經濟性有著重要影響。1.571.381.321

48、.271.241.271.291.21.31.31.41.41.51.51.61.60 h4 h6 h8 h10 h12 h16 h度電成本（元/kwh）電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。16 鏡場越大，聚光集熱功率越大，可支撐電站裝機規模越大；但同時，隨著鏡場面積的增加，其半徑逐漸增大，定日鏡距離吸熱塔越遠，聚光效率越低，導致鏡場光熱轉換效率降低。根據華北電力大學劉洋研究，當鏡場面積從 18.92

49、 萬 m2擴大至 46.02 萬 m2時，平均單位定日鏡面積的集熱功率由 6.08/萬 m2下降至 5.05/萬 m2。因此，一味的提高鏡場面積可能會降低電站系統因此，一味的提高鏡場面積可能會降低電站系統的整體效率，降低經濟性。的整體效率，降低經濟性。表 5：50塔式電站在不同太陽倍數下的參數 指標指標 配置配置 1 配置配置 2 配置配置 3 太陽倍數太陽倍數 2.3 3.64 4.65 鏡場總面積萬鏡場總面積萬 m2 18.92 33 46.02 定日鏡個數個 1577 2750 3835 集熱場輸出總熱量 115.10 182.28 232.28 集熱場輸出集熱場輸出熱熱功率與鏡場面積的

50、比值（功率與鏡場面積的比值（/萬萬 m2）6.08 5.52 5.05 數據來源：塔式光熱電站熱電聯供系統性能研究及優化劉洋，東方證券研究所 當系統裝機容量一定時，太陽倍數取值的增大代表集熱場規模的增大，即定日鏡數量增加。在初在初步設計步設計時確定恰當的太陽倍數，進而時確定恰當的太陽倍數，進而對對定日鏡數量及其定日鏡數量及其排列布置進行合理設計排列布置進行合理設計，對系統投資成本對系統投資成本以及運行效率以及運行效率有重要有重要影響。影響。當儲熱時長一定時，太陽倍數的增加使集熱場輸出的等價功率增加，即進入汽機的主汽流量增加。而當太陽倍數一定時，儲熱時長的增加使儲熱系統最大容量提高、減小了熱量溢

51、出的損失，二者都使電站年發電量、年容量因子提升。儲熱時長確定后，太陽倍數在一定范圍內增大可以增加集熱量和發電量，但會受到投資和儲熱容量的限制，使得發電量增加的趨勢逐漸變緩直至為 0。當當保持保持儲儲熱時長不變時，熱時長不變時，LCOE 的值均會隨著太陽倍數的增加先減小后增加。對于任一固定的值均會隨著太陽倍數的增加先減小后增加。對于任一固定儲熱儲熱時時長，均存在最優的太陽倍數可以使長，均存在最優的太陽倍數可以使 LCOE 值最低，且最優值太陽倍數的值會隨著值最低，且最優值太陽倍數的值會隨著儲熱儲熱時長的增大時長的增大而增大而增大。圖 15：容量因子隨太陽倍數與儲熱時長的變化關系 圖 16：度電成

52、本隨太陽倍數與儲熱時長的變化關系 數據來源：塔式太陽能熱發電太陽倍數及儲熱時長優化研究羅彥，東方證券研究所 數據來源：塔式太陽能熱發電太陽倍數及儲熱時長優化研究羅彥，東方證券研究所 近年來，我國西部地區風電、光伏發電規模高速增長，在風光大發階段，甚至出現了負電價。在風光+光熱互補系統中，在風光大發階段，風光發電就可滿足電網需求，光熱電站可降低即時發光熱電站可降低即時發電電電量電量，白天白天以以最最低功率運行，將熱量儲存起來，選擇高電價時段進行發電。在這種情況下，所低功率運行，將熱量儲存起來，選擇高電價時段進行發電。在這種情況下，所 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找

53、影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。17 需集熱功率降低，可達到需集熱功率降低，可達到降低降低鏡場面積鏡場面積、提高提高電站電站經濟性的目的。經濟性的目的。近期規劃的光熱光伏一體化項目，相較于我國 8 個已建成的單獨運行的光熱示范項目，同等光熱裝機規模下鏡場配置面積大大降低，降幅約 50%。在獨立光熱電站中鏡場面積成本占到電站初始投資的在獨立光熱電站中鏡場面積成本占到電站初始投資的 50%，而而光伏光熱打捆光伏光熱打捆運行可大幅降低鏡場面積，運行可大幅降低鏡場面

54、積，或或可解決當下光熱電站不經濟的問題?？山鉀Q當下光熱電站不經濟的問題。表 6：單獨光熱電站項目與光伏+光熱電站項目的鏡場面積對比 項目名稱項目名稱 光熱規模光熱規模 是否配置光伏是否配置光伏 鏡場面積鏡場面積 首航節能敦煌 100MW 熔鹽塔式光熱發電項目 100MW 否 140 萬平方米 烏拉特中旗 100MW 導熱油槽式光熱發電項目 100MW 否 115 萬平方米 中控德令哈 50MW 熔鹽塔式光熱發電項目 50MW 否 54.27 萬平方米 中廣核德令哈 50MW 導熱油槽式光熱發電項目 50MW 否 62 萬平方米 魯能海西 50MW 熔鹽塔式光熱發電項目 50MW 否 61 萬平

55、方米 中電建青海共和熔鹽 50MW 塔式光熱發電項目 50MW 否 60 萬平方米 中電工程哈密 50MW 熔鹽塔式光熱發電項目 50MW 否 69.68 萬平方米 中廣核青海德令哈光儲熱一體化 200 萬千瓦項目（一期 80 萬千瓦光伏+20 萬千瓦光熱）200MW 是 117.4 萬平方米 中電建共和 100 萬千瓦光伏光熱項目 100MW 是 50 萬平方米 三峽能源海西基地格爾木 100 萬千瓦光伏+10 萬千瓦光熱項目 100MW 是 74.75 萬平方米 吐魯番市托克遜縣烏斯通光熱+光伏一體化項目 100MW 是 44.04 萬平方米 吐魯番鄯善七克臺 1GW“光熱儲能+光伏”一體

56、化示范項目 100MW 是 65.59 萬平方米 若羌縣 10 萬千瓦光熱（儲能）+90 萬千瓦光伏示范項目 100MW 是 60 萬平方米 數據來源：太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟，CSPPLAZA，中國太陽能熱發電行業藍皮書 2022，東方證券研究所 在風光在風光+光熱互補的新能源發電體系中，通過在光熱電站部分配置熔鹽電加熱器，適時進行電熱光熱互補的新能源發電體系中，通過在光熱電站部分配置熔鹽電加熱器，適時進行電熱轉換，有助于解決棄風棄光問題，同時降低鏡場面積，降低光熱初始投資。轉換，有助于解決棄風棄光問題，同時降低鏡場面積，降低光熱初始投資。增設電加熱器，將風光部分或全部棄電轉化為熱能存

57、入塔式電站的儲熱系統中，以低成本的方式進行棄電熱儲存，選擇高電價時段發電，從而實現光伏和光熱電站之間深度耦合。熔鹽電加熱器是風光+光熱系統進一步優化調峰和儲能作用的關鍵，或將成為未來新能源發電的主流模式。我國吉電股份吉西基地魯固直流 140 萬千瓦外送項目 1 中的 100MW 光熱項目就配備了 40MW 電加熱器，用于加熱熔鹽儲存風電或光伏的棄電。圖 17：帶有電加熱裝置的光伏-光熱互補系統示意圖 數據來源：光伏光熱互補發電系統多目標容量優化研究張博智等，東方證券研究所 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后

58、部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。18 光-電轉換效率如何提高？光-電轉換效率反映了光熱電站在一段時間內將光能轉換成電能的比例，是光是光-熱轉換熱轉換效率和熱效率和熱-電電轉換轉換效率的乘積效率的乘積。塔式光熱電站塔式光熱電站的的光光-電轉換效率約在電轉換效率約在 16%20%之間。之間。1）光光-熱轉換過程熱轉換過程中的效率損失主要來自定日鏡在接收和反射太陽能的過程中存在的鏡面損失、余弦損失、陰影和阻擋損失、大氣衰減損失和溢出損失等，能量合計損失大約為 4548%左右。此外，考慮到吸熱器的啟動、吸收率、溢出損失等會產

59、生10%左右損耗，因此因此光光-熱轉換熱轉換效率效率大約大約為為 40%44%之間。之間。2）熱熱-電轉換過程電轉換過程中的效率損失主要來自汽輪機組做功損耗，與常規火電廠效率無較大差異，光光熱電站的熱熱電站的熱-電轉換電轉換效率效率約約在在 4045%左右左右。根據根據美國麻省理工學院美國麻省理工學院研究研究，如果初始的光照能量為 100%的話，光熱系統真正吸收的熱量只有42%，這 42%的熱量轉化為電能后只余下 17%，最終凈發電效率為 16%，也就是說，多達 84%的能量沒有得到利用，因此光熱電站光因此光熱電站光-電轉換效率約為電轉換效率約為 16%左右。左右。圖 18：光熱電站能量損失圖

60、 數據來源：國際能源網，東方證券研究所 提高光熱發電效率在于提高光-熱轉換效率和熱-電轉換效率，國內外的研究也大都集中于這兩個過程。通過通過改進改進現現有熔鹽塔式的定日鏡清潔技術、云預測、定日鏡鏡面有熔鹽塔式的定日鏡清潔技術、云預測、定日鏡鏡面工藝、汽輪機技術工藝、汽輪機技術等等，棄棄光率、光率、鏡面鏡面反射率反射率、吸熱器吸收率、吸熱器吸收率等等指標可大幅指標可大幅優化，優化，預計預計可實現可實現光熱光熱發電系統效率發電系統效率約約6.8%15.2%的增幅。的增幅。表 7：工程角度建議的熔鹽塔式技術優化項 技術技術 優化項優化項 提升提升環節環節 系統效率系統效率提升值提升值(,)定日鏡清潔

61、技術 定日鏡聚光效率 光-熱 2%6%云預測技術 太陽光利用 光-熱 2%4%定日鏡鏡面工藝 定日鏡聚光效率 光-熱 0.4%1%鏡場排布優化 鏡場效率、成本 光-熱 0.4%0.7%吸熱器涂層 吸熱效率 光-熱 1%2%汽輪機效率 汽輪機效率 熱-電 1%1.5%數據來源：中國太陽能熱發電行業藍皮書 2022，東方證券研究所 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。19 投資建議投資建議 我國光熱發電技

62、術成熟度在 2016-2019 年集中建設光熱示范項目時得到大幅提升，8 個示范項目并網運行至今也積累了大量運維經驗?，F階段，光熱的長時儲能價值得以發掘，光熱與風光深度融合，光熱發電需求潛力巨大。隨著2021年各地光熱發電政策陸續發布，尤其今年國家能源局發文明確了光熱發電的重要地位以來，國內光熱發電項目的熱度不斷提升，項目的招標和建設進度逐步加快。2021 年以來，我國公布了 48 個光熱發電項目，披露規模共計 5535MW，其中 24 個項目已開工（共計 2695MW），5個項目已定標（共計 440MW）。表 8：2021 年以來光熱電站建設情況（截至 2023 年 5 月 14 日）序號序

63、號 項目名稱項目名稱 光熱規模光熱規模 項目最新進展項目最新進展 1 海南基地青豫直流二期 340 萬千瓦外送項目、海西基地青豫直流二期 190 萬千瓦外送項目 1 標段 100MW 2021/10/15 開工 2 海南基地青豫直流二期 340 萬千瓦外送項目、海西基地青豫直流二期 190 萬千瓦外送項目 2 標段 100MW 2021/10/15 開工 3 海南基地青豫直流二期 340 萬千瓦外送項目、海西基地青豫直流二期 190 萬千瓦外送項目 3 標段 100MW 2021/10/15 開工 4 中廣核青海德令哈光儲熱一體化 200MW 萬千瓦項目 200MW 2022/3/23 開工

64、5 青海眾控德令哈 135MWMW 塔式光熱發電項目 135MW 2021/3/26 開工 6 格爾木烏圖美仁多能互補項目 300MW 2021/9/17 開工 7 中電建共和 100 萬千瓦光伏光熱項目 100MW 2023/3/23 開工 8 三峽能源海西基地格爾木 100 萬千瓦光伏+10 萬千瓦光熱項目 100MW 2023/3/28 開工 9 金塔中光太陽能“10 萬千瓦光熱+60 萬千瓦光伏”項目 100MW 2022/3/25 開工 10 恒基偉業(三峽集團)瓜州“10 萬千瓦光熱+20 萬千瓦光伏+40 萬千瓦風電”項目 100MW 2021/10/1 開工 11 阿克塞匯東新

65、能源有限公司 75 萬千瓦光熱+示范項目 110MW 2021/10/15 開工 12 中核集團玉門“10 萬千瓦光熱+20 萬千瓦風電+40 萬千瓦光伏”項目 100MW 2023/3/21 開工 13 敦煌 70 萬千瓦“光熱儲能+光伏”試點項目 100MW 2021/10/12 開工 14 吉西基地魯固直流白城 140 萬千瓦外送項目 1 號(光熱 100MW)100MW 2021/10/28 開工 15 吉西基地魯固直流白城 140 萬千瓦外送項目 2 號(光熱 100MW)100MW 2021/10/28 開工 16 中廣核阿里雪域高原“零碳”光儲熱電示范項目 50MW 2023/5

66、/10 開工 17 吐魯番市托克遜縣烏斯通光熱+光伏一體化項目 100MW 2022/7/10 開工 18 國家電投集團河南電力有限公司光熱+光伏一體化項目 100MW 2022/7/20 開工 19 吐魯番鄯善七克臺 1GW“光熱儲能+光伏”一體化示范項目 100MW 2022/7/20 開工 20 若羌縣 10 萬千瓦光熱（儲能）+90 萬千瓦光伏示范項目 100MW 2022/7/9 開工 21 新華水力發電有限公司博州 10 萬千瓦儲熱型光熱配建 90 萬千瓦新能源項目 100MW 2022/7/18 開工 22 精河新華新能源有限公司“光熱儲能新能源”一體化基地項目 100MW 20

67、22/7/18 開工 23 唐山海泰新能科技股份有限公司光熱+光伏一體化項目 100MW 2023/2/10 開工 24 魯能阜康市多能互補（暨新能源市場化并網）項目 100MW 2022/7/8 開工 25 中廣核阿里雪域高原“零碳”光儲熱電示范項目 50MW 2023/5/10 發電機組定標 26 哈密北 90 萬千瓦光伏發電+10 萬千瓦光熱發電項目 100MW 2022/12/19EPC 定標 27 國投若羌縣 10 萬千瓦光熱儲能配套 90 萬千瓦光伏市場化并網發電項目 100MW 2022/12/22EPC 定標 28 中能建哈密“光（熱）儲”多能互補一體化綠電示范項目 150MW

68、 2023/2/20EPC 定標 29 西藏扎布耶鹽湖綠色綜合開發利用萬噸電池級碳酸鋰供能項目 40MW 2022/12/27EPC 定標 30 玉門油田 2022 水電廠玉門油田光熱+風光發電示范項目 100MW 2022/5/24 可研定標 31 華能高臺縣 70 萬千瓦光熱光伏示范項目 100MW 2021/12/14 可研定標 電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。20 32 三峽新能源哈密 1

69、00 萬千瓦“光熱+光伏”一體化綜合能源示范項目 100MW 2023/3/1 可研定標 33 大唐石城子 100 萬千瓦“光熱+光伏”一體化清潔能源示范項目 100MW 2022/9/21 可研定標 34 華能阿克塞 70 萬千瓦光熱+示范項目 100MW 2022/5/23 可研定標 35 哈密市 10 萬千瓦光熱配建 55 萬千瓦風電項目 100MW 2022/4/18 可研招標 36 若羌縣 10 萬千瓦光熱配建 55 萬千瓦風電項目 100MW 2022/4/18 可研招標 37“疆電入渝”哈密 410 萬千瓦新能源項目 200MW 2023/2/27 可研招標 38 國投那曲市色尼

70、 250MWMW 光伏+50MWMW 光熱一體化項目 50MW 2023/3/16 可研定標 39 國投那曲市聶榮 00MWMW 光伏 50MWMW 光熱項目 50MW 2023/3/16 可研定標 40 西藏公司那曲安多光熱+風光電一體化項目 100MW 2022/8/30 可研定標 41 中能建江蘇設計院/江蘇美科共和 100 萬千瓦源網荷儲項目 100MW 2022/10/12 獲批 42 阿拉善盟新春“綠電招商”集中簽約，含 20 萬千瓦光熱項目 200MW 2023/2/4 簽約 43 華能烏拉特后旗風光熱儲一體化項目 30 萬千瓦光熱發電項目 300MW 2022/9/22 簽約

71、44 首航節能光熱和靜縣“光熱儲能+光伏”調峰電站（市場化并網）項目 2023/2/16 簽約 45 200MWMW 光熱+800MW 風電+520MW 光伏多能互補一體化大基地項目 200MW 2022/8/3 簽約 46 270 萬牧光互補+30 萬光熱儲能一體化能源示范項目 300MW 2023/3/21 簽約 47 華能雄飛米東區基地 1.8GW 光伏項目 200MW 2023/3/21 簽約 48 風光熱儲一體化綜合能源示范基地 2023/1/11 簽約 注：以上均為手工統計，不排除存在遺漏、誤差等問題的可能 數據來源：太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟，CSPPLAZA，內蒙古太陽能行

72、業協會，陽光工匠光伏網，北極星電力網，東方證券研究所 光熱光熱發電行業發展提速，產業鏈眾多企業有望受益。建議關注發電行業發展提速，產業鏈眾多企業有望受益。建議關注：首航高科(002665，未評級)、西子潔能(002534，未評級)、安彩高科(600207，未評級)、振江股份(603507，未評級)、上海電氣(601727，未評級)、東方電氣(600875，未評級)、耀皮玻璃(600819，未評級)、三維化學(002469，未評級)、東華科技(002140，未評級)、凱盛新能(600876，未評級)、錫裝股份(001332，未評級)。風險提示風險提示 多種儲能路線的發展具有不確定性。多種儲能路線

73、的發展具有不確定性。電化學儲能、壓縮空氣、抽水蓄能、氫能等其他儲能方式或對光熱儲能存在擠出效應，若某種儲能方式技術取得突破，憑借其明顯優勢，迅速搶占儲能市場，從而有可能減小光熱儲能市場份額。光熱行業政策不及預期。光熱行業政策不及預期。國內儲能行業受政策影響較大，2021 年來，青海、新疆、甘肅等地相繼發布光熱發電的支持政策，推動了光熱電站的發展。2022 年 3 月，國家能源局發布文件，力爭十四五期間，力爭光熱項目每年新開工規模達到 3GW。若后續政策推進力度不及預期，光熱發電的市場空間有可能不及預期。光熱項目推光熱項目推進不及預期。進不及預期。光熱發電項目招投標推進不及預期將會影響國內裝機增

74、速和行業廠商盈利。光熱發電項目統計光熱發電項目統計存在存在遺漏風險。遺漏風險。報告中所涉及的項目均為手工統計，不排除存在遺漏和錯誤的可能。光熱電站實際參數和理論計算值光熱電站實際參數和理論計算值有有存在差異的風險。存在差異的風險。在定量計算光熱電站參數的過程中，為簡化計算，忽略了鏡場布置、塔高、熔鹽罐死鹽量、管道熔鹽量等變量的影響，直接對光-熱轉換效率、設計點 DNI 等關鍵參數進行了合理的假設，因此理論計算值可能與實際電站配置存在一定的差異。電力設備及新能源行業深度報告 解剖光熱發電結構和運行機制，尋找影響發電效率和成本的核心因素 有關分析師的申明，見本報告最后部分。其他重要信息披露見分析師

75、申明之后部分，或請與您的投資代表聯系。并請閱讀本證券研究報告最后一頁的免責申明。21 分析師申明 每位負責撰寫本研究報告全部或部分內容的研究分析師在此作以下聲明：每位負責撰寫本研究報告全部或部分內容的研究分析師在此作以下聲明：分析師在本報告中對所提及的證券或發行人發表的任何建議和觀點均準確地反映了其個人對該證券或發行人的看法和判斷；分析師薪酬的任何組成部分無論是在過去、現在及將來，均與其在本研究報告中所表述的具體建議或觀點無任何直接或間接的關系。投資評級和相關定義 報告發布日后的 12 個月內的公司的漲跌幅相對同期的上證指數/深證成指的漲跌幅為基準；公司投資評級的量化標準公司投資評級的量化標準

76、 買入：相對強于市場基準指數收益率 15%以上；增持：相對強于市場基準指數收益率 5%15%；中性：相對于市場基準指數收益率在-5%+5%之間波動；減持：相對弱于市場基準指數收益率在-5%以下。未評級 由于在報告發出之時該股票不在本公司研究覆蓋范圍內，分析師基于當時對該股票的研究狀況，未給予投資評級相關信息。暫停評級 根據監管制度及本公司相關規定，研究報告發布之時該投資對象可能與本公司存在潛在的利益沖突情形；亦或是研究報告發布當時該股票的價值和價格分析存在重大不確定性，缺乏足夠的研究依據支持分析師給出明確投資評級；分析師在上述情況下暫停對該股票給予投資評級等信息，投資者需要注意在此報告發布之前

77、曾給予該股票的投資評級、盈利預測及目標價格等信息不再有效。行業投資評級的量化標準行業投資評級的量化標準：看好：相對強于市場基準指數收益率 5%以上；中性：相對于市場基準指數收益率在-5%+5%之間波動；看淡：相對于市場基準指數收益率在-5%以下。未評級：由于在報告發出之時該行業不在本公司研究覆蓋范圍內，分析師基于當時對該行業的研究狀況，未給予投資評級等相關信息。暫停評級：由于研究報告發布當時該行業的投資價值分析存在重大不確定性，缺乏足夠的研究依據支持分析師給出明確行業投資評級；分析師在上述情況下暫停對該行業給予投資評級信息，投資者需要注意在此報告發布之前曾給予該行業的投資評級信息不再有效。免責

78、聲明 本證券研究報告（以下簡稱“本報告”）由東方證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）制作及發布。本公司不會因接收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶。本報告的全體接收人應當采取必要措施防止本報告被轉發給他人。本報告是基于本公司認為可靠的且目前已公開的信息撰寫，本公司力求但不保證該信息的準確性和完整性，客戶也不應該認為該信息是準確和完整的。同時，本公司不保證文中觀點或陳述不會發生任何變更，在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測不一致的證券研究報告。本公司會適時更新我們的研究，但可能會因某些規定而無法做到。除了一些定期出版的證券研究報告之外，絕大多數證券研究報告是在分析師認為適當的

79、時候不定期地發布。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議，也沒有考慮到個別客戶特殊的投資目標、財務狀況或需求?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或建議是否符合其特定狀況，若有必要應尋求專家意見。本報告所載的資料、工具、意見及推測只提供給客戶作參考之用，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向人作出邀請。本報告中提及的投資價格和價值以及這些投資帶來的收入可能會波動。過去的表現并不代表未來的表現，未來的回報也無法保證，投資者可能會損失本金。外匯匯率波動有可能對某些投資的價值或價格或來自這一投資的收入產生不良影響。那些涉及期貨、期權及其它衍生工具的交易，因其包括

80、重大的市場風險，因此并不適合所有投資者。在任何情況下，本公司不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任，投資者自主作出投資決策并自行承擔投資風險，任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效。本報告主要以電子版形式分發，間或也會輔以印刷品形式分發，所有報告版權均歸本公司所有。未經本公司事先書面協議授權，任何機構或個人不得以任何形式復制、轉發或公開傳播本報告的全部或部分內容。不得將報告內容作為訴訟、仲裁、傳媒所引用之證明或依據，不得用于營利或用于未經允許的其它用途。經本公司事先書面協議授權刊載或轉發的，被授權機構承擔相關刊載或者轉發責任。不得對本報告進

81、行任何有悖原意的引用、刪節和修改。提示客戶及公眾投資者慎重使用未經授權刊載或者轉發的本公司證券研究報告，慎重使用公眾媒體刊載的證券研究報告。HeadertTable_Address東方證券研究所 地址：上海市中山南路 318 號東方國際金融廣場 26 樓 電話：傳真：021-63325888 021-63326786 東方證券股份有限公司經相關主管機關核準具備證券投資咨詢業務資格，據此開展發布證券研究報告業務。東方證券股份有限公司及其關聯機構在法律許可的范圍內正在或將要與本研究報告所分析的企業發展業務關系。因此，投資者應當考慮到本公司可能存在對報告的客觀性產生影響的利益沖突，不應視本證券研究報告為作出投資決策的唯一因素。