（报告出品方/作者：东北证券，韩金呈）

1.光热发电

1.1.什么是光热发电？

光热发电是将太阳能转化为热能、通过热功转换发电的过程。光热电站运行时，聚光器跟踪太阳将直射幅射光聚焦并反射至吸热器上，加热吸热器内的传热流体，将太阳能转化为热能；热能或直接与水换热产生高温高压的蒸汽驱动汽轮机发电，也可以被储存在储罐中，在需要发电时释放热能进行发电。光热发电站一般由聚光与集热系统、储热系统、蒸汽系统及发电装置四个部分组成。

聚光与集热系统是光热发电的基础。主要由聚光镜场、镜场控制系统、吸热器、吸热塔等构成。聚光镜场的投资占整个光热发电系统的60%以上。聚光镜场吸收的太阳能与镜场布局、镜片反射率、太阳辐射度有关，而吸热器则将聚光镜场聚集的太阳辐射能直接转化为热能，加热其中的导热油、熔盐等工质。吸热器的性能直接决定了吸热介质的出口温度。受太阳能热源的间歇性以及熔盐工质的腐蚀性等因素影响，吸热器对选材、优化设计和可靠性方面的技术工艺要求很高。

光热发电24h的连续稳定运行与储热系统密不可分。储热系统包括传热流体熔盐和导热油、熔盐储罐、熔盐泵、熔盐阀、电加热器、电伴热器等。在聚光镜将太阳光聚焦反射到集热管（槽式）、吸热器（塔式）以后，其中的熔盐作为传热流体和太阳能产生的热量进行换热形成高温熔盐，高温熔盐形成后将返回至高温熔盐罐中，保证在没有阳光的情况下能够推动汽轮发电机组运行，以此满足一定时间的发电需求。电加热器，一方面能够助力光热机组顺利启动，另一方面又能避免机组设备出现熔盐冻堵问题。电站启动运行前，电加热器提前对熔盐进行加热；电站停止运行后，集热系统暂无热量输送至熔盐罐，熔盐罐内的熔盐温度也将随之降低，电加热设备可保证熔盐温度始终在其凝固点之上，避免设备出现冻堵。

电伴热器，是光热电站传储热介质在超长管道回路中保持流动状态的“良药”。与位于熔盐罐底部、短时间内快速加热大量介质的电加热器不同，电伴热器的主要目的在于持续“保温”。它通过加装在传储热介质外部，用电能来补偿介质、设备的热损失，保持介质、设备等长时间处于工作温度，促使熔盐循环流动，保证光热电站传储热系统的安全运行。在建造储能系统时，需综合考虑储热量、储热时长与发电经济性等因素之间的关系。储热量和电场年发电量、聚光镜场规模以及电站总投资息息相关，储热时长和聚光镜场规模呈现正向关系，更长的储热时长也需要更多的熔盐用量进行支撑，电站的投资成本也会相应地提高。

蒸汽发生系统是实现光热发电的关键环节。一般由预热器、蒸发器、过热器、再热器、汽包等主设备和相应的汽水、熔盐连接管道，以及配套的泵、阀门、仪表等组成。蒸汽发生系统通过实现熔盐、导热油等传热介质与水工质之间的热交换，产生过热蒸汽来推动汽轮机做功。具体原理表示为，高温熔盐从高温盐罐流出后分别进入过热器和再热器，经换热后在出口混合，再依次进入蒸汽发生器和给水预热器，最后变为低温熔盐返回低温盐罐。而来自高压加热器的给水则依次流经给水预热器、蒸发器、过滤器，实现熔盐与水工质的热交换，产生符合汽轮机运行要求的过热蒸汽，又称主流蒸汽。除主流蒸汽以外，进入汽轮机的还有再热蒸汽，系主流蒸汽在汽轮机高压缸做功后排汽进入再热器，经再热器熔盐加热后产生。再热蒸汽随后进入汽轮机中低压缸继续做功，最后排入凝汽器。

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。但是相比于常规的火电机组，光热发电系统需要具备更好的调节性能，故对光热发电系统快速启动、频繁启停的能力，以及对负荷变化的适应性、汽轮机运行的高效稳定性，都提出了更高的要求。具体而言，光热发电系统启动时间一般要求极热态启动15min，热态启动20min，温态启动30min，冷态启动60min，远高于常规火电机组启动时间要求；启停频率上，在光热发电机组25年的寿命周期内，基本上每天都需要启停；负荷调节上，要求光热机组能够在15-%的范围内稳定调节运行；最后，由于汽轮机循环效率对整个系统光电转化效率有显著的影响，光热汽轮机需要能够高效运行，并且具备较好的稳定性。

1.2.光热发电的技术路线

按照聚光方式来划分，光热发电分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式四种技术路线。其中塔式和碟式为点聚焦，槽式和线性菲涅尔式为线聚焦。目前，应用较为广泛的为槽式和塔式技术路线。在全球主要国家和地区的光热发电装机中，槽式占比77%，塔式占比20%；我国光热装机则采用塔式技术较多，占比63%，槽式占比26%

1.2.1.槽式

槽式光热发电技术是将平行于槽形抛物面主轴线的太阳辐射聚焦到集热管中，并将多个槽形抛物面聚光集热器经过串并联组合构成聚光集热系统，以此吸收太阳辐射能，产生过热蒸汽驱动发电机组发电。槽式技术的优点在于聚光与集热系统部件简单、能量收集跟踪控制简便，但其聚光较低、散热面积较大，从而导致光热转化效率和系统工作温度较低。

槽式太阳能发电系统包括导热油槽式太阳能发电系统和熔盐槽式太阳能发电系统，其主要区别在于传热介质分别采用导热油和熔盐。导热油的工作温度在℃左右，这决定了经过蒸汽发生系统后主蒸汽的温度在-℃，因此采用的中温高压汽轮机热效率约为38%。而熔盐的最高使用温度可达℃，因此当传热介质采用熔盐时，主蒸汽温度在℃左右，此时汽轮机热效率提升至45%。除此之外，油槽系统储罐的储热温差为90℃（℃-℃），盐槽系统储罐的储热温差为℃（℃-℃），故盐槽储罐比油槽储罐具有更大的储热空间，在储罐容量相同的情况下，储能系统投资更少。因此，熔盐槽式光热电站更适合作为储热型光热电站。

1.2.2.塔式

塔式发电技术是一种集中型光热发电技术。通过将成千上万台定日镜布局成圆周形，并在镜场中心安置一座几百米高的吸热塔。定日镜包含安装在钢结构支架上的反射镜，以及俯仰角和回转角的跟踪驱动。定日镜场独立跟踪太阳光，将太阳光聚集到吸热塔顶部的接收器中以产生高温，加热熔盐，熔盐与水换热，产生高温蒸汽，带动汽轮发电机做功发电。塔式系统中，熔盐为传储能介质，换热后主蒸汽温度可达℃。除此之外，其聚光与集热系统的控制较为复杂，维护成本较高。但塔式系统聚光倍数高、光热转化效率高、热量传递路径短，非常适合大规模、大容量的商业化应用，因此塔式光热发电系统被认为是未来主流技术路线，具备良好的发展前景。

线性菲涅尔式的聚光系统由抛物面式聚光系统演化而来，其工作原理与槽式系统类似，但其镜面无需保持抛物面形状，而是采用了菲涅尔结构的聚光镜来代替抛物面。在运行过程中，太阳辐射通过一次平面反射镜聚焦到塔杆顶后再经二次反射镜到线性集热器上，以此加热工质，工质与水换热后产生高温蒸汽，推动汽轮机发电。菲涅尔式系统采用的菲涅尔结构聚光镜虽然降低了聚光镜生产的技术难度和成本，但系统的总体效率有待提高。目前国内采用线性菲涅尔式技术的光热电站只有兰州大成敦煌50MW的光热发电项目。

1.2.4.碟式

碟式太阳能发电系统采用碟式聚光系统，太阳辐射反射面布置为碟形。太阳光将通过碟形抛物面反射镜反射聚焦到接收器上，产生的热能通过推动安装在焦点处的斯特林发动机做功发电。碟式发电作为一种点聚焦的发电技术路线，具有高聚光比、高集热温度、集热器损失小的特点，目前光电转换效率最高可达30%左右。但其单机容量受制于价格因素，单体发电容量规模较小，适用于分布式发电。

1.3.光热发电的优势

1.3.1.作为新能源发电+提高可再生能源消纳比例

光热电站不仅能够独立发电，实现不间断运行，同时也能够利用大容量储热系统双向连接电网，将网上的峰值电力转化为热能储存发电，从而实现与风光发电的互补，提高间歇性可再生能源消纳比例。

通过仿真模拟青海省电网光热发电的跨日调节及储热放热过程，根据光热电站是否参与调峰和参与调峰运行时的储能时长进行三种不同情形的模拟，得到如下结论：光热电站不参与调峰时，万kw-万kw的光热装机使得煤耗降低万吨万吨，电力系统总的新能源消纳电量增加，但风电、光伏弃电率增加；光热电站参与调峰运行后，万kw-万kw储能时长为12h的光热装机使得煤耗降低万吨-万吨，新能源弃电率从4.9%下降到4.2%；同装机储能时长为10h的模拟情形下，煤耗降低万吨-万吨，新能源弃电率从5.1%下降到4.7%。同时，在光热电站参与调峰运行后，总的新能源消纳电量也有所增加。由此可见，光热发电能过逐步替代火电等高碳能源，作为可再生能源的入网调节手段，以及可再生能源高占比电网的重要支撑。

1.3.2.光热储能（熔盐储能）相较于电化学储能的优势

相较于电化学储能，光热发电配套的熔盐储能系统具有储能规模更大、使用寿命更长、经济效益更优、安全环保等诸多优势。尤其在可贵的长时储能方面，光热电站的综合储能优势更加突出。除此之外，和常规的火力发电机组相比，光热发电机组具有启停时间更短、负荷调节范围更广、负荷调节速率更快等优点，具备更优良的调节性能。电网必需一定的转动惯量以支撑系统稳定运行，过去转动惯量由煤电机组提供，随着风光占比提升，转动惯量的缺乏会影响系统安全，而光热可以给系统提供电化学储能无法提供的转动惯量。

1.4.光热发电的发展

1.4.1.光热发展历史悠久

我国光热发电自立项研发开始，至今已有十几年的时间。年，国家能源局正式确定首批20个光热发电示范项目，并和国家发改委共同提出了“十三五”期间5GW的光热发电装机目标。

年，逾期投运项目电价退坡机制出台，昭示光热发电电价补贴力度将有所减小，光热项目资方的盈利空间面临压缩困境，投资热情随之减弱。-年，受疫情的影响，光热项目的施工进度和投资进入停滞状态，导致大部分项目无法在年底前完成并网。截至年底，我国太阳能热发电累计装机容量MW（58.8万千瓦），其中年新增光热装机50MW，规划的20个首批太阳能热发电示范项目已有8座完成并网发电，其中除了鲁能格尔木的塔式光热电站是采取风光热储调荷于一体的形式进行开发（光热发电+光伏发电+风电+电化学储能），其余的均为单体光热电站。从示范项目已建设完成的数量和发电装机目标的完成情况看，我国光热发电发展情况整体不及政策预期。

1.4.2.进展偏慢受多方因素拖累

价格退坡机制和度电成本是导致光热装机不及政策预期的重要原因。平价上网时代，光热作为独立发电的形式已经难以实现盈利。年，全球光热LCOE为0.美元/kwh，而根据已经出台新能源上网电价的省份来看，新疆为0.元/kwh，青海为0.元/kwh，相比于财政补贴时代1.15元/kwh的上网电价，光热项目投资方的盈利空间被严重压缩，光热的度电成本阻碍了光热装机的持续推进。和风电、光伏的度电成本和装机成本相比，光热发电项目的成本也处于较高的水平。根据IRENA的统计，-年间，全球光伏LCOE和装机成本呈现持续下行趋势。年全球光伏LCOE为0.美元/kwh，而年LCOE为0.美元/kwh，仅为年的1/8；全球光伏装机成本由年的.85美元/kw降至年的.51美元/kw，降幅达到了82.19%。

为什么光热发电的成本如此之高？我们认为重要的原因是定日镜仍存在较大的降本空间。定日镜约占光热电站总建造价值量的50%左右，其成本分为材料成本、加工成本和运输成本三部分，分别占其成本的50%、40%、10%。材料方面，反射镜镜片厚度的降低可以提高反射率并降低原片成本，镜面重量的减轻也对镜架、动力设备和镜座的要求降低。目前反射镜的镜面厚度一般为4mm，未来若降至2mm以下，镜片原片的用量将相应减半；同时，定日镜的轻便化导致镜架的用钢量以及基座的钢材和水泥用量都有所下降，对光热项目的资方来讲投资成本将大大降低。目前，国内光热玻璃尚处于起步阶段，未实现大批量投产，主要供货商溢价较高，光热玻璃的高投资成本成为光热项目发展的一大阻碍。

目前，国内光热玻璃的玩家主要包括大连旭硝子、安彩高科、大明，其中旭硝子作为一家日商企业，基本占据先前国内该领域的所有市场；国内玩家中，安彩的产品正在进行下游客户的导入，目前已经完成了多个项目的产品交付，供客户验证。从玻璃原片的售价来看，旭硝子的单位售价高出国内玩家的70%左右，存在较高的溢价。预计随着国产光热玻璃良率提升，光热玻璃将逐渐完成国产替代，叠加后续玻璃原片的薄片化以及产能的进一步提升，光热项目资方的投资成本将进一步。

加工成本方面，定日镜的加工费包括镜架加工费和动力设备加工费，加工费用涵盖设备、模具、场地、水电等公摊成本以及人工和管理成本。未来随着定日镜制造工艺的成熟以及相关原件批量化生产的形成，定日镜的生产将逐渐发挥规模效应，加工费中的公摊成本和管理成本将因产能的提高得到大幅平摊。

1.4.3.重新定位，光热有望加速

由于光伏和风电的随机性以及系统调峰能力的限制，弃风、弃光的问题在风光发电中日益突出。光热发电配有储能系统，使得光热发电能够在不增加风电、光伏等新能源弃电率的情况下，提升电力系统新能源消纳占比。具体内容包括，一方面，利用光伏、风电的弃风弃光所产生的电力通过电加热器加热熔盐储热，即实现电能向热能的转换；另一方面，根据热力学原理-朗肯循环，光热的熔盐储能仅有40%左右的光电转化效率，所以一体化项目同时利用光热发电的镜场聚热实现储能和发电，达到补能的效果，提高光电转化效率。近年来，我国相继出台一系列政策文件，强调推动建设风光热储一体化能源基地的重要性，为新时期我国光热项目的发展指明了方向。

除此之外，在光热的电价补贴机制退出后，独立的光热发电已不再具备经济性，而风光热储的一体化能够降低光热系统的投资额和度电成本，提升盈利空间。前文提到，定日镜为光热项目的一大投资组成部分，在聚光镜场的面积和发电量呈正比的情况下，光热玻璃高昂的成本是光热装机量难以快速提升的一大原因。在多能一体化项目中，光热主要在晚高峰期间发电，白天和夜间低谷负荷期分别为光伏和风电的发电时间，相比于光热全天独立发电，此种情况下光热的发电量将有所减少，因此聚光镜场可以适当缩小，减少项目的投资额。

1.5.光热发电空间测算

测算模型：光热装机需求量=风光总体规划*光伏容量比例*配置光热作为配套储能的光伏容量比例*光热发电配置容量比例。风光总体规划：年风光大基地规划约GW（十四五GW、十五五GW）（发改委、能源局《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》规划）。风光大基地光伏容量比例：“十四五”期间为56%，“十五五”期间为60%。从已公布的项目中来看，光热均与光伏发电形成配套，且在风光大基地中光伏的重量占比56%。考虑到未来光热发电持续降本、多能互补项目中光热比例逐渐提高，我们预计这一数字在“十五五”期间升至60%。

2.光热发电产业链拆分

光热发电系统中，聚光系统和吸热系统由定日镜场和吸热器组成，约占太阳能热发电站价值量的60%左右。其中，成本占比最大的部分是定日镜，约占光热电站总价值量的50%左右。定日镜由反射镜、镜架、跟踪装置组成，并由自动控制系统操控。自动控制系统将会根据定日镜和太阳的方位来调整定日镜的转动，使定日镜随着太阳转动，以保证定日镜可以将太阳光反射到固定的位置上。

2.1.聚光集热系统

2.1.1.反射镜

反射镜由玻璃层、银层、铜层、油漆层、背板组成，其玻璃层由超白玻璃制成。鉴于我国西北地区风沙大、昼夜温差大等气候特点和光热发电的技术特点，用于反射镜制作的超白玻璃必须具有高透过性、高耐候性和低自爆率、抗风化的性能，以保证反射镜在大温差、多风沙、多雨雪等恶劣气候环境下能够稳定运行。

光热超白玻璃具有极高的透光率，杂质含量低，三氧化二铁含量小于0.%，且机械强度高，钢化后自爆率可以降到0.01%以下（普通玻璃在0.3-0.5%），抗弯强度是普通玻璃镜的3-5倍，抗冲击强度是普通玻璃镜的5-10倍，钢化玻璃的耐冷耐热性质较普通玻璃镜有2-3倍的提高，可承受度以上的温差变化。玻璃透过率每提高1%，反射率可以提高1.5%。随着厚度增加，太阳光到达反射镜反射层的光损越多，透光率会下降，而且重量也越重。但如果厚度过低，玻璃的机械强度会变小。

目前，光热玻璃厚度要求是2mm-4mm。生产高透过率的玻璃需要长周期置换玻璃熔窑内的玻璃熔液、精细的熔化工艺控制及独特的窑炉设计。另一方面，耐候性差的玻璃透过率衰减明显。以华强兆阳15MW数据为例，在项目地正常资源条件下，平均每日灰尘污染造成的镜面直射光反射率下降远超2%，常规沙尘天气一次可以造成50%的反射率下降。玻璃要获得高耐候性，需要精细的熔化工艺控制、独特窑炉涉及和创新料方设计等。反射镜领域的玩家主要有首航高科能源技术股份有限公司、成都禅德太阳能电力有限公司、甘肃凯盛大明光能科技有限公司。三家企业均具备一定的光热反射镜产能，产品技术储备涵盖塔式平面镜、槽式抛物面镜、菲涅尔式平面镜和二次反射镜。在此基础上，成都禅德还具备碟式镜的技术储备。

提高玻璃反射镜面精度能够提高聚光质量。反射镜迎风面积大、结构质量重，在恶劣条件下易产生结构变形，使得镜面光学形面偏离原设计曲面，产生聚焦偏差。因此，反射镜厚度减薄、降低重量是未来产品提高反射率、降低整体投资的路径，减薄玻璃厚度、减少支架用钢量是重点。目前，光热玻璃领域的主要玩家有AGC集团艾结旭特种玻璃（大连）有限公司（简称“旭硝子”）、安彩光热（安彩高科子公司）、甘肃凯盛大明光能科技有限公司（简称“大明”），三家厂商的光热玻璃日产能均为吨/日；其中，旭硝子的产品应用最为广泛，已供应国内MW光热发电及太阳能热利用项目；大明有一条吨/日的光热玻璃产线处在规划中。

除了玻璃层以外，银和铜的含量对反射镜的反射率也存在重要影响。银价格昂贵，要尽可能控制厚度，目前银层厚度仅为几十到上百纳米，但是如果不均匀就会导致部分光透射银层，影响反射率。当银含量增加到1mg/平方米，反射率达到95.2%，反射率不再随着银的含量提高而提高。在银含量较小的情况下，铜层能够对银层的缺陷起到补偿的作用，从而保证银镜的反光性能，且多层涂料可以防止里面各涂层的腐蚀氧化剥落。

2.1.2.支架

光热支架约占光热电站总投资13%左右，其安装精度决定了其集热装置的聚光精度，安装精度取决于设计精度、加工精度和人的因素。除此之外，光热支架的设计强度和材料性能也会对集热系统的使用寿命和在风载较大情况下的聚光精度产生重要影响，毫米级的误差都有可能使集热装置无法将捕获的阳光聚集到集热管或吸热器上。总而言之，光热支架制造过程中的技术难点主要集中在集热器零部件加工的精度控制与最终组装的精度控制、焊接与镀锌热变形问题以及规模化生产效率和良品率的控制。能够精准把控上述不确定因素及硬性要求的支架企业，才能生产出强度、精度、使用寿命和稳定性均质量过关的光热支架。

2.1.3.跟踪装置

镜场控制系统不仅可以控制太阳能发电系统中的太阳集热器不间断“追日”，更重要的是可以通过控制集热器的倾斜角度和温度，保证每一束打在集热器上的能量都被光热电站高质量吸收。由于太阳跟踪技术需要实时跟踪太阳的位置，并且需要根据太阳位置的变化来控制镜片的反射方向。因此，镜场控制系统如何做到精准控制集热器跟踪太阳是一大技术难点；其次，集热器的反射方向受到多种因素影响，比如：太阳辐射强度、外界环境温度等。所以，控制集热器镜面的反射方向也是一项挑战。

国内的控制器玩家主要有浙江可胜技术股份有限公司（简称“浙江可胜”）、东方电气集团东方锅炉股份有限公司（简称“东方锅炉“）、江苏鑫晨光热技术有限公司等。其中，浙江可胜的镜场控制系统已在国内多个项目上进行了验证；东方锅炉曾参与哈密塔式熔盐5万千瓦光热发呆呢项目聚光集热系统和蒸汽发生器的供货；江苏鑫晨则是全球唯一的二次反射光热发电系统集成商。

2.1.4.吸热器

在塔式光热电站中，吸热器将集中起来的太阳照射能量转化为高温热能，承担着吸收太阳热能的重要作用。按照传热方式的不同，吸热器可分为容积式吸热器和管式吸热器。从结构上来看，容积式吸热器由耐高温材料制成空腔，空腔一面开口装有透光好耐高温的石英玻璃，腔内壁有金属网以增大吸热与交换面积；管式吸热器由若干直管排成圆筒状，每根管上端接上联管、下端接下联管，所有直管通过联管并联，排管表面涂覆吸热材料。

容积式吸热器的腔内似绝对黑体，吸热性能优秀。吸热器运行时，会聚的阳光透过石英玻璃窗口，传热的工作介质（一般用高压空气）通过腔内被加热成0多度的高温气体输出；导热介质从下联管进入通过排管从上联管出，会聚的阳光加热排管，导热介质也就被加热了。管式吸热器运行时，导热介质从下联管进入通过排管从上联管出，会聚的阳光加热排管，导热介质也随之被加热。

对于容积式吸热器而言，由于其腔体内有保温层，故热损失小，同时因空气价格便宜，运行成本较低。但容积式吸热器也存在空气热容量小、导热系数低的问题，未来需要克服如何高效传热的难题。且容积式吸热器目前多只有一面开窗，故接受阳光的角度有限（一般不超过度），镜场布局受限；另一边，管式吸热器为外部受光型接收器，可四周受光，故管式吸热器和大规模镜场较为适配，是目前应用最广泛的吸热器形式。但其热管直接暴露容易产生热量散失，由于接收器体积太大，像普通集热器那样加上玻璃外套来抽真空也较为困难。另一方面，其吸热工质的温度要比管壁温度低，吸热工质所能达到的最高温度受管壁材料的限制，从而导致管式吸热器的光热转换效率相对较低。

国内的吸热器玩家包括首航高科能源技术股份有限公司（简称“首航高科”）、西子清洁能源装备制造股份有限公司（简称“西子洁能”）、东方电气集团东方锅炉股份有限公司（简称“东方锅炉”）、江苏鑫晨光热技术有限公司（简称“鑫晨光热”）等。其中，首航高科经过多年的探索实践，形成了MW级电站用吸热器核心工艺设计包；西子洁能凭借10余年光热研发积累的经验，已在10MW、50MW光热项目上积累了丰富的业绩；鑫晨光热生产的直接式熔盐吸热器利用二次反射技术，使高倍辐射流投射于吸热器内对介质进行加热，相较于常规塔式结构，吸热、储热更加安全高效。

2.2.熔盐储换热系统

光热发电的储换热系统主要由储热工质熔盐、熔盐储罐、熔盐泵、熔盐阀、蒸汽发生器、电加热器和电伴热器等组成。为实现不间断发电，需要储热工质在太阳光充足的时期将热能通过比热容高的储热工质进行存储，在需要发电时，再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。

2.2.1.熔盐

传统的储热工质包括熔盐、导热油、混凝土、水蒸汽等。但鉴于塔式光热发电系统中传热介质的温度较高，而导热油和混凝土使用温度低、水蒸汽传热能力差，所以一般采用传热性能好、工作温度高、低粘度的熔盐作为光热发电的储热工质。目前，光热发电系统通常采用二元熔盐（60%NaNO3+40%KNO3）作为储热工质，其熔点为℃，最高工作温度可达℃。熔盐的价值量约占光热电站总价值量的15%左右。根据以下公式，在其他参数一定的情况下，光热发电系统所需熔盐的质量跟以储热时长满功率做功释放的电能（即光热电站发电功率和储热时长的乘积）有关。从已建成的光热电站来看，同技术路径的光热电站测算系数是接近的，故在测算光热项目的熔盐用量时可采用已建成项目测算系数的均值进行估计。

国内的熔盐玩家包括山西沃锦新材料股份有限公司（又称“并盛化工”）、新疆硝石钾肥有限公司（简称“新疆硝石”）、青海联大化工科技有限公司（简称“联大化工”）、上海盐湖文通化工有限公司（简称“盐湖文通”）。其中，新疆硝石是国内目前工业化、规模化达到稳定生产太阳能光热发电熔盐级硝酸钠的龙头企业，在行业中享有优异口碑；联大化工目前年产硝酸钾和硝酸钠25万吨，其自主研发的颗粒状硝酸钾产品填补了国内空白；盐湖文通则运用图特的高塔高温熔融造粒技术，填补了国内圆型造粒硝酸钾的空白，其所生产的颗粒硝酸钠硝酸钾的造粒工艺均为高塔高温熔融造粒，具有性能稳定、含水量低、流动性好、不易结块等优点。

2.2.2.熔盐储罐

熔盐储罐是储能性光热电站的核心，具备高储热能力和高稳定性。在光热电站中，可采用单罐、双罐和多罐系统。相比于冷热熔盐共处一室的单罐，光热电站储热系统在设计时通常会优先选择双熔盐罐系统。在双熔盐罐系统中，高温熔盐罐起着蓄热、缓冲的作用。当阴天或者太阳光照不强时，可以利用罐内的熔盐维持系统继续运行几个小时；另一方面，当有云层经过集光器上面时，太阳能高温吸热器将停止工作，在重新启动前的几分钟时间里面，可以利用高温罐内的熔盐维持系统正常运行。低温熔盐罐通常起着熔化固体盐、储存液态熔盐等作用。它将固态的盐熔化为液态熔盐，以便于用泵输送并在整个系统管路中循环；在系统停止运行时，全部熔盐要回到熔盐罐，要求熔盐罐能有好的保温效果，使熔盐始终处于液体状态，以便更好的让熔盐重新进行循环。

在双罐的基础上，还可进一步增加储罐数量，形成多罐系统，增大储热量。如哈密50MW熔盐塔式光热发电项目首创了双热罐、一冷罐的系统配置，提高了机组的可靠性和灵活性。就具体的运行过程来说，在熔盐塔式光热电站中，低温熔盐罐内的熔盐通过冷熔盐循环泵将罐内熔盐送至吸热塔内进行吸热，吸热至所需温度后，熔盐回流至热熔盐罐进行储存。此后通过热熔盐循环泵将将高温熔盐输送至蒸汽发生系统进行做功生产电力。而熔盐槽式光热电站的不同之处则在于，冷熔盐循环泵将低温熔盐罐内的熔盐送至熔盐换热器进行吸热。

在储热系统中，如果出现熔盐管道保温设备不科学、施工不当、管路局部位置散热过大、温度过低或停运时疏盐不及时等问题时，熔盐管道会出现凝固、冻堵现象。冻堵问题会影响集热器内热量的传输，进而影响光热电站的运行；发生冻堵的设备会缩短使用寿命，进而增加电站设备投入；此外，冻堵问题发生需要尽快处理，这就意味着需要专业的运维人员进行维护，从而增加运维成本。

2.2.3.电加热器

电加热器在光热系统的快速启动以及解决熔盐冻堵问题上发挥着重要的作用。由于阴雨天气或设备检修等因素，光热电站长期运行中会不可避免的出现启停情况。电站启动运行前，电加热提前加热熔盐可为系统顺利启动创造条件。电站停止运行后，由于集热岛暂无热量输送至熔盐罐，熔盐罐罐壁温度逐渐下降，罐内熔盐温度也将随之减低。

电加热设备可保证熔盐温度始终在凝固点之上，避免设备出现冻堵问题，提高电站抗风险能力。在哈密熔盐塔式50MW光热发电项目中，电加热系统应维持熔盐管道、阀门和罐体的温度在°C以上。电加热器还有助于提高光热电站的旋转备用能力。在风光热储一体化、新型电力系统背景下，风电等新能源电力大量入电网，对火电市场造成一定程度挤压。而其中高比例的风电接入更导致电力系统的备用需求增加，由火电机组单独提供的系统旋转备用也压缩了火电的调峰空间，从而影响了风电消纳。因此如何提高电网的调峰能力、减少风电等高比例接入电网的清洁电力弃电率成为了新型电力系统亟需解决的重难点。

目前，已经有相关研究（《高比例风电接入系统光热发电-火电旋转备用优化方法》）探讨电加热器消纳多余的风电和光伏电能，使其成为解决高比例风电接入系统光热发电-火电旋转备用的优化方法。光热电站与电加热器联合运行结构示意图如下图所示，相比于传统光热电站，加入电加热器后，储热装置中的导热熔盐在由低温熔盐罐向高温熔盐罐流动过程中，除了吸收光场光热转换得到的热能，还会吸收电加热器通过风电制热产生的热能。所以，电加热器能够使光热的旋转备用由发电旋转备用扩展为发电+用电的旋转备用，有效地降低了风电的弃电率，提高了光热电站的旋转备用能力。

国内电加热器的主要玩家包括华能无锡电热器材有限公司（简称“华热”）、杭州佐帕斯工业有限公司、安徽华瑞电气有限公司等。其中，华热自主研发生产的熔盐储罐具有维护方便、安全可靠、高效节能的优良品质；杭州佐帕斯自主研发生产的熔盐储罐用加热器具有高度定制化、加热稳定均匀、耐熔盐腐蚀能力强等特性；华瑞电气年生产工业电热产品能力约为4套/台，作为电加热器专业制造商，已同各家EPC建立合作。

2.2.4.电伴热系统

与短时间内快速加热大量介质的电加热器不同，电伴热的主要目的在于持续“保温”。它通过加装在被伴热介质外部（熔盐管道、换热器），用电能来补偿介质、设备的热损失，保持介质、设备等长时间处于工作温度，促使熔盐循环流动，保证光热电站传储热系统安全运行。电伴热宜冗余配置。在吸热器不能被阳光照射的部位也应设置电伴热。在太阳能光热发电系统中，熔盐凝固点温度较高，而且系统运行温度也很高，所以，电伴热系统的预热温度必须达到~℃以上。

在哈密熔盐塔式50MW光热发电项目中，系统启动前，电伴热系统应满足使空熔盐管道、阀门和罐体在24h内从环境温度预热至°C。除此之外，电伴热系统需要具备在°C以上的使用温度下长期稳定工作的性能。因此，光热发电系统对电伴热系统的耐温性能和可靠性提出了严格要求。选型时，电伴热补偿的热量不小于设备和管线的实际最大散热量。根据设备及管线的操作温度和设计温度，参照伴热带的维持温度及最高暴露温度来选择合适的伴热带，其功率宜为设备及管线理论热损失值的1.2倍以上。

国内电伴热器玩家主要包括久盛电气股份有限公司、重庆川仪自动化股份有限公司、沈阳市中色测温仪表材料研究所有限公司、宁波奥崎自动化仪表设备有限公司等。其中，久盛电气不仅可以提供符合中国标准（GB）生产的电缆，还可以提供电缆国际电工标准（IEC）下，美国、英国等国家的生产标准的电缆；宁波奥崎作为一家专业的电伴热系统供应商，历经10年潜心研究，通过制造工艺的不断改进，成功研发出了MI电缆（矿物质绝缘高温加热电缆）

2.2.5.蒸汽发生器（熔盐换热器）

光热电站中的蒸汽发生系统（SGS）一般由预热器、蒸发器、过热器、再热器、汽包等主设备和相应的汽水、熔盐连接管道，以及配套的泵、阀门、仪表等组成，约占光热电站总投资的5%左右。其基本运行原理为，来自热盐罐的高温熔盐分两路分别进入过热器与再热器，经换热后在出口混合，再依次进入蒸汽发生器和给水预热器，最后变为低温熔盐后返回低温储罐。而来自高压加热器的给水则依次流经给水预热器、蒸发器和过热器，从而实现熔盐与水工质的热交换，产生符合汽轮机运行要求的过热蒸汽。过热蒸汽在汽轮机高压缸做功后，排汽进入再热器，经再热器熔盐加热后进入汽轮机中低压缸继续做功，最后排入凝汽器。也就是说，蒸汽发生系统中有两个蒸汽流进入汽轮机：主流蒸汽和再热蒸汽。

光热发电与火力发电的技术基本相同，均通过加热水产生热蒸汽推动汽轮机做功实现机械能到电能的转化。从元件上看，光热发电系统也主要由发电机、汽轮机等部分构成。汽轮机作为光热发电系统的重要装备之一，在光热电站总投资中占比在5%左右，其性能对光热电站的经济性影响较大。浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥曾在表示，汽轮机效率每提升10%，成本电价下降9%，差不多是1比1。提升汽轮机效率，可以显著提升光热电站的投资回报率。

太阳能环保高效，取之不尽，但是也受到昼夜变化、气候问题、雨雪天气等因素的制约，所以相比于常规火电汽轮机，光热发电技术对其汽轮机提出了以下更高方面的要求：具备快速启动的能力。从经济性角度考虑，启动越快则可以在有限发电小时数内更快速达到额定发电功率，获得更多发电量，这是实现电站收益最大化的一个关键影响因素。

能够频繁启停。由于夜晚缺乏光照，一般储热条件不足的电站会停止运行，所以对机组提出了启停能力要求。负荷变化适应性强。由于光照条件会随着时间和气候的改变受到影响，而光热发电汽轮机需要在运行过程中可以升降符合，所以对于光热汽轮机的负荷波动适应能力具有较高的要求。（15%-%）效率高、稳定性好。汽轮机效率从28%提升到38%，就可带来差不多30%的发电量提升。所以，汽轮机的循环效率对整个系统光电转化效率影响显著。

国内的光热汽轮机主要玩家包括东方电气集团东方汽轮机有限公司、上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司、杭州汽轮机股份有限公司、西门子、通用电气（GE）等。其中，东方电气是中国第一大工业汽轮机企业，年市占率接近40%，可提供槽式、塔式、菲涅尔式等不同技术路线50MW、MW、MW、MW等级高效、性能稳定可靠的太阳能光热汽轮机发电机组；哈气公司目前具备了槽式太阳能光热电站的整体技术能力，同时掌握了除镜场之外的塔式太阳能光热电站设计能力。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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