世界观点：电力设备及新能源行业深度报告：光热发电专题报告2-解剖光热发电结构和运行机制，寻找影响发电效率和成本的核心因素

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2023年4月7日，国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，争取在“十四五”期间全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。政策出台助力行业发展，光热规模化发展有望提速。此前我们撰写了《新视角下，光热电站的价值发现》报告，梳理了光热发电的潜在价值。本文，我们以熔盐塔式为例，从运行机理入手，详细拆解光热发电系统架构。

塔式光热电站聚光、吸热、储热、换热发电系统联合运行保证电站持续稳定发电。1）聚光系统控制系统根据太阳光情况计算并控制定日镜的倾斜角度，保证每一束光都能精准打在吸热器上。2）当吸热系统开始工作时：低温熔盐储罐中的低温熔盐泵将290℃的熔盐打到吸热塔顶部的吸热器，依次流经各吸热管，吸收热量升温，最终流出吸热器，经管道流入高温熔盐储罐。电站会根据光照情况，通过调整低温熔盐泵流速来控制熔盐在吸热器的时间，保证熔盐从吸热器出来时温度达到565℃。3）熔盐罐一方面通过低温熔盐泵连接吸热器，实现热量的收集，另一方面通过高温熔盐泵与换热系统相连，实现高温熔盐的放热。4）在光热电站中，蒸汽换热+发电系统的运行及维护与常规火电厂相似，通过高温熔盐与水工质之间的热交换，产生过热蒸汽以驱动汽轮机做功，发电机将机械能转化为电能。

基于能量守恒，光热电站运行时各系统之间的运行功率、时长和能量流转存在定量关系。以装机容量100MW，储热时长10h的光热电站为例，计算各系统容量配置如下：1）储热容量2222MWh，熔盐1.9万吨，熔盐罐体积为10278m3，吸热器功率533MW，吸热器容量为2667MWh，镜场聚光功率为1333MW，镜场面积139万平方米；2）此时电站太阳倍数为2.4，容量因子为45%，年发电量为3.96亿kWh。

储热时长、镜场面积、光伏弃电利用及光-电转换效率等是电站设计的主要参数，对电站的整体性能和发电成本有重要影响。1）当储热时长上升时，电站发电量、投资成本均会提升，度电成本会先降后升，存在一个最优值。储热时长的确定取决于没有太阳时段的满发时数和电力价格的经济性，目前主要集中在8~12h。2）镜场面积在一定范围内增大可以增加集热量和发电量，但会受到投资和储热容量的限制，使得发电量增加的趋势逐渐变缓直至为0，度电成本呈先下降后上升趋势。在10h储热时长时，熔盐塔式电站最优太阳倍数大多处于2.5~3区间。3）光热电站与光伏风电形成多能互补，能量来源多了一个途径，因此镜场面积和吸热器功率下降，投资成本降低，度电成本下降。4）当光-电转换效率上升时，电站的发电量会提高，度电成本下降；或者同等发电功率和时长下，投资成本下降，度电成本下降。

投资建议

随着2021年各地光热发电政策陆续发布，尤其今年国家能源局发文明确了光热发电的重要地位以来，国内光热发电项目的热度不断提升，项目的招标和建设进度逐步加快。2021年以来，我国公布了48个光热发电项目，披露规模共计5535MW，其中24个项目已开工（共计2695MW），5个项目已定标（共计440MW）。光热发电行业发展提速，产业链众多企业有望受益。建议关注：首航高科(002665，未评级)、西子洁能(002534，未评级)、安彩高科(600207，未评级)、振江股份(603507，未评级)、上海电气(601727，未评级)、东方电气(600875，未评级)、耀皮玻璃(600819，未评级)、三维化学(002469，未评级)、东华科技(002140，未评级)、凯盛新能(600876，未评级)、锡装股份(001332，未评级)。

风险提示

多种储能路线的发展具有不确定性；光热行业政策不及预期；光热项目推进不及预期；光热发电项目统计存在遗漏风险；光热电站实际参数和理论计算值有存在差异的风险。

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