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本报告的风险等级为中高风险。本报告的信息均来自已公开信息，关于信息的准确性与完整性，建议投资者谨慎判断，据此入市，风险自担。请务必阅读末页声明。电力设备及新能源行业超配（维持）电力设备及新能源行业之光热发电专题报告云开见日，碧空万里2023 年 8月 1 日投资要点分析师刘兴文SAC执业证书编号 S0340522050001电话 0769-22119416 邮箱 liuxingwendgzq.com.cn研究助理苏治彬SAC执业证书编号 S0340121070105电话 0769-22110925邮箱 suzhibindgzq.com.cn行业指数走势资料来源东莞证券研究所， Wind相关报告  新型电力系统加快建设，新能源发电消纳日趋重要。 2011-2022年，太阳能、风电的发电装机容量占总装机容量的比重逐年提升，截止2022年，太阳能、风电的发电装机容量占总装机容量的比重达 29.6，较 2021年提高 2.9个百分点。截至今年 6月，太阳能累积发电装机容量达到 471GW，为仅次于火电的第二大装机容量的电源。随着太阳能、风电装机规模的不断快速提升，将给电网安全性和稳定性带来挑战，随着大规模新能源装机并网发电，新能源电力消纳问题不可避免。 光热发电关键设备基本实现国产化，政策推动行业规模化发展。 2016年国家能源局启动的首批 20个光热发电示范项目推动了我国光热发电技术产业化发展，也带动了相关企业通过自主创新突破了多项光热发电的核心技术，根据国家能源局，截至 2022年底，我国并网发电光热发电示范项目共 9个，总容量 55万千瓦。在我国第一批光热发电示范项目中，设备、材料国产化率超过 90，相关技术及装备具备较好的可靠性和先进性。 2023年 4月，国家能源局发布关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知，提出，结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目。力争 “ 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。我国光热发电行业在 “ 十四五 ” 期间有望重新迎来规模化发展机遇。 今年光热发电项目落地有望提速，未来风光大基地光热发电有望呈联合发展趋势。光伏与风电配置一定比例的储热型光热发电有利于进一步发挥新疆风光资源优势，加快大型清洁能源基地建设，推进新能源与关联产业集群高质量发展，未来国内的光伏（风电）光热组成的可再生能源基地模式有望向呈联合发展趋势。今年 4月，国家能源局发文称，力争 “ 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。近期光热项目招标和中标公告陆续增多，根据 CSPPLAZA不完全统计， 2023年 6月已有 11个光热项目共计 20个相关标的已完成招标，今年光热发电项目落地有望提速。 投资建议。截至 2022年，我国光热发电累计装机规模已达 588MW，在全球光热发电累计装机容量中占 8.3，根据目前已公布的项目，按照在 2024年年底前并网进行统计，则到 2024年年底我国光热发电累计装机容量有望达 3948MW,2022-2024年年均复合增速有望达到159，光热发电行业将迎来规模化发展机遇，可关注相关具备领先技术优势的核心设备企业及大型的项目开发建设企业。 风险提示原材料价格大幅波动风险；新型电力系统建设不及预期风险；光热发电行业发展不及预期风险；市场竞争加剧风险。投资策略行业研究证券研究报告电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 2请务必阅读末页声明。目录1.新型电力系统加快建设，新能源发电消纳日趋重要 .41.1 国内风电、光伏装机占比持续增长 41.2 光热发电能够提供长周期调峰能力 82. 光热发电有望迎来规模化发展 92.1 光热发电主要有 4种类型，塔式光热发电技术应用最广 .92.2 海外塔式光热发电起步较早，国内政策推动行业规模化发展 .112.3 光热发电产业链较长，关键设备基本实现国产化 .153. 光热发电行业市场空间广阔，未来有望迎来快速发展期 .203.1 未来风光大基地光热发电有望呈联合发展趋势 .203.2 光热发电行业迎来规模化发展机遇，今年光热发电项目落地有望提速 .214.投资策略和重点公司 24 5.风险提示 26 mNwPtRoOyRmOoPwPqQrOvN7NbP7NoMpPnPnOlOqQxPlOnNnO6MmNtNxNrRpRMYnOsO 电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 3请务必阅读末页声明。插图目录图 1 2013-2022年中国风电新增装机容量 . 4图 2 国内年度累计风电装机量（万千瓦） .4图 3 国内月度风电新增装机量（万千瓦） .4图 4 国内年度累计光伏装机量（万千瓦） .5图 5 国内月度光伏新增装机量（万千瓦） .5图 6 2013-2023年 H1中国集中式、分布式光伏新增装机量占比情况 6图 7 2021-2023年各季度地面电站光伏新增装机（ GW） . 6图 8 2021-2023年各季度分布式光伏新增装机（ GW） . 6图 9 我国各类型发电装机容量占总装机容量比重 .6图 10 全国弃风率月度变化情况 7图 11 全国弃光率月度变化情况 7 图 12 主要储能形式的储能容量和储能时长 8图 13 熔盐塔式太阳能热发电系统示意图 .12图 14 太阳能热发电产业链 .16图 15 12 小时储热 100MW塔式太阳能光热电站投资成本构成 17图 16 新型电力系统建设 “ 三步走 ” 发展路径 .21图 17 中国光热发电累计装机容量 .21图 18 全球和中国光热发电累计装机容量 .23图 19 中国光热发电行业规模测算 .24表格目录表 1 光热电站类型 .9表 2 四种太阳能光热发电技术比较 10表 3 国家能源局公布的首批 9 个塔式光热示范项目 . 11表 4 国外部分代表性的光热电站 12表 5 近年光热发电相关政策文件 14表 6 我国太阳能热发电关键部件和材料生产线及产能情况 16表 7 我国某 50MW 熔盐塔式光热电站相关设备和材料使用及供应情况 18表 8 显热储热材料的特性比较 19表 9 风光大基地规划光热装机容量与占比 22表 10 2023年 6月部分中标光热项目清单 22表 11 公司盈利预测及投资评级（截至 2023年 7 月 28 日） .26 电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 4请务必阅读末页声明。 1.新型电力系统加快建设，新能源发电消纳日趋重要1.1 国内风电、光伏装机占比持续增长随着 2020-2021 年国内陆上风电和海风风电国补陆续退出， 2022 年国内风电行业降本压力较大，同时受疫情等因素影响，去年国内风电项目建设和并网进度缓慢， 2022 年风电新增装机规模为 37.63GW，同比下滑 20.9，其中陆上风电新增装机 32.58GW，海上风电新增装机 5.05GW。截至 2022 年，风电累计并网装机容量为 365.44GW，同比增长 11.3。其中，陆上风电累计装机容量 334.00GW、海上风电累计装机容量 31.44GW，国内风电累计装机结构中以陆上风电为主，装机占比约 91.4。从国内地区分布看，内蒙古、河北和新疆为代表的 “ 三北 ” 地区是国内陆上风电装机的主要地区，江苏、山东和广东等沿海地区则是重要的海上风电装机区域。今年上半年国内风电装机量加快提升。 2023年 1-6月，国内风电新增装机 22.99GW，同比增长 77.7，较 1-5月加快 26.5pct，其中， 2023年 6月，风电新增装机 6.63GW，同比增长 212.7，环比增长 206.9。截至 2023年 6 月，全国发电装机容量约为 27.08 亿千瓦，较去年同期增长 10.8，其中，风电累计装机容量 389.21GW，较去年同期增长 13.7，高出全国发电装机容量增速 2.9个百分点。图 2 国内年度累计风电装机量（万千瓦）图 3 国内月度风电新增装机量（万千瓦）图 1 2013-2022年中国风电新增装机容量资料来源国家统计局，中国电力企业联合会，东莞证券研究所电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 5请务必阅读末页声明。资料来源 iFinD，国家能源局，东莞证券研究所资料来源 iFinD，国家能源局，东莞证券研究所今年国内光伏装机方面， 2023 年 1-6 月，国内光伏新增装机 78.42GW，同比增长154.0。截止 2023年 6 月，国内光伏累计装机容量达 470.67GW，较去年同期增长 39.8。图 4 国内年度累计光伏装机量（万千瓦）图 5 国内月度光伏新增装机量（万千瓦）资料来源 iFinD，国家能源局，东莞证券研究所资料来源 iFinD，国家能源局，东莞证券研究所2022 年，受光伏产业链价格上涨影响，集中式电站装机需求受到抑制，在 2022年国内新增光伏发电并网装机中，分布式光伏新增约 51GW，约占 2022年新增光伏发电装机量的 58，较 2021年高出 5pct。2023 年上半年，全国地面电站光伏新增装机 37.5GW，同比增长 233.7；全国分布式光伏新增装机 41.0GW，同比增长 108.4。 2023 年第二季度，全国集中式光伏新增装机 21.9GW，同比增长 218.6；全国分布式光伏新增装机 22.8GW，同比增长 117.7，其中工商业光伏和户用光伏二季度新增装机分别同比增长 98和 132。从今年上半年数据看，光伏新增装机占比中分布式略高于集中式，其中，第二季度分布式光伏新增装机季环比增长 25.9，相比之下，受益于光伏产业链价格的大幅回落，对组件价格变动更为敏感的集中式光伏电站在二季度加速建设并网，新增装机提速明显， 2023Q2 集中式光伏新增装机量环比一季度增长 41.3。根据国家能源局，截至今年 4 月底，国内第一批 97.05GW 基地项目已全面开工，计划今年年底前全部建成并网，第二批基地项目已陆续开工建设，第三批基地项目清单也已正式印发实施。今年上半年集中式光伏新增装机占比已回升至 48，较 2022H1 同期提电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 6请务必阅读末页声明。升 11pct。随着国内的风光大基地电站加快开工，从全年来看，预计今年集中式光伏新增装机占比相较去年将明显回升，再次成为推动国内光伏新增装机量快速增长的主力军。在装机量方面， 2011-2022 年，太阳能、风电的发电装机容量占总装机容量的比重逐年提升，截止 2022 年，太阳能、风电的发电装机容量占总装机容量的比重达 29.6，较 2021 年提高 2.9个百分点。截至今年 6 月，太阳能累积发电装机容量达到 471GW，为仅次于火电的第二大装机容量的电源。图 9 我国各类型发电装机容量占总装机容量比重图 6 2013-2023年 H1中国集中式、分布式光伏新增装机量占比情况资料来源国家能源局，中国电力企业联合会， CPIA，东莞证券研究所图 7 2021-2023年各季度地面电站光伏新增装机（ GW）图 8 2021-2023年各季度分布式光伏新增装机（ GW）资料来源国家能源局，东莞证券研究所资料来源国家能源局，东莞证券研究所电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 7请务必阅读末页声明。资料来源国家能源局，东莞证券研究所2023 年 1-5 月，全国弃风率为 3.4。今年 1 月由于春节假期因素，弃风率同比有所提高，今年 2、 3月弃风率处于近 5年相对较低水平， 2-4月弃风率同比有所改善，环比来看则有所提高， 5月全国弃风率为 3.5，环比下降 0.4pct。在光伏发电消纳利用方面， 2023年 1-5 月，全国弃光率为 2.0，与 2022年 1-4月持平。今年 1 月由于春节假期因素，弃光率同比有所提高，今年 2-4月，弃光率同比有所改善，弃光率环比则有所提高， 5月全国弃光率为 1.7，环比下降 0.4pct。光伏发电和风力发电受气象条件制约，具有间歇性、波动性和随机性等特点，对电力系统的安全性和供电可靠性造成了挑战。随着我国大规模新能源机组占比不断提升，火电占比持续降低，西部地区风电和光伏依赖煤电打捆外送模式将不可持续。一些特高压外送通道，由于缺少调节电源，通道的输电功率与设计值相差甚远，发出的风电、光伏电力送不出去，弃风、弃光现象严重，造成了资源浪费。图 10 全国弃风率月度变化情况图 11 全国弃光率月度变化情况数据来源全国新能源消纳监测预警中心，东莞证券研究所数据来源全国新能源消纳监测预警中心，东莞证券研究所电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 8请务必阅读末页声明。风电装机规模的不断快速提升，将给电网安全性和稳定性带来挑战，随着大规模新能源装机并网发电，新能源电力消纳问题不可避免。1.2 光热发电能够提供长周期调峰能力光热发电作为一种清洁能源，其发电过程不会对外产生污染物和温室气体，是一种清洁能源利用形式，在资源利用的开发过程中，具有环境友好的优势。带有储热功能的光热发电站有别于风电、光伏等波动性电源，储热装置可以平滑发电出力，提高电网的灵活性，弥补风电、光伏发电的波动特性，提高电网消纳波动电源的能力。光热发电兼具调峰电源和储能双重功能。带有储热装置的光热发电系统在白天将部分太阳能通过加热熔盐的方式存储一部分热量，保存在特制的保温储罐以转化成热能储，在晚上或电网需要调峰时用以发电以满足电网的需求，同时可以保障电力输出的稳定性和可靠性，以实现连续稳定的发电和调峰发电，有利于电力系统稳定运行。存储在熔盐中的热能可以维持数小时的连续发电，甚至能达到数天。根据国家太阳能光热联盟，我国中广核德令哈 50MW 槽式光热电站在 2021-2022 年曾连续安全运行230.2 天；中船新能乌拉特 100MW 槽式光热电站曾在 6 天多云的情况下，实现无停机连续发电 12 天；带 9 小时储能，装机容量 5 万千瓦的中广核德令哈光热发电示范项目曾连续运行 32.2 天；带有 7 小时储能、装机容量 5 万千瓦的青海中控德令哈光热电站实现了 12.2天的不停机运行。光热电站可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力，是支撑新能源安全可靠替代传统能源的有效手段。根据电力规划设计总院以新疆电网为例模拟计算光热发电调峰作用的结果，假定建设 1GW 至 5GW 不同规模的太阳能热发电机组，可减少弃风弃光电量 10.2至 37.6。图 12 主要储能形式的储能容量和储能时长数据来源国家能源局，东莞证券研究所电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 9请务必阅读末页声明。 2. 光热发电有望迎来规模化发展2.1 光热发电主要有 4 种类型，塔式光热发电技术应用最广光热发电是指利用不同类型的聚光装置，将太阳辐射能转化为热能，然后通过常规的热机或其他发电技术将其转换成电能的技术。光热发电有塔式光热发电、槽式光热发电、蝶式光热发电和线性菲涅尔式光热发电四种发电方式。其中，应用最多的是塔式光热发电和槽式光热发电电站。表 1 光热电站类型类型原理图电站示意图塔式光热发电槽式光热发电蝶式光热发电线性菲涅尔式光热发电资料来源首航高科官网，东莞证券研究所电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 10请务必阅读末页声明。塔式太阳能光热发电系统主要由定日镜场吸热塔、吸热器、储热器、换热器和发电机组等组成。塔式太阳能热发电系统利用中央集热塔作为吸热器的承载基础，集热塔周围布置一定数量的定日镜，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，加热传热流体到 500-1000℃ ，高温传热流体通过蒸汽发生系统产生高温高压的蒸汽推动汽轮发电机组发电。塔式太阳能光热发电系统聚光比高，易于实现较高的工作温度，系统容量大，效率高。塔式熔融盐系统易于实现储热，经济性相对较好，更适应于太阳能独立发电。槽式太阳能光热发电系统结构简单，技术也较为成熟，可以实现较大规模的热发系统，但其聚光比小，系统工作温度相对较低。核心部件真空集热管在运行中易出真空度降低，吸收管表面选择性涂层性能下降等问题。目前，研究可靠、耐久、高效的真空吸热管是槽式发电技术的关键。菲涅耳式太阳能光热发电系统由于聚光倍数只有数十倍，因此加热的水蒸气热品质不高，使整个系统的年发电效率仅能达到 10左右，但由于系统结构简单、直接使用导热介质产生蒸汽等特点，其建设和维护成本也相对较低。碟式太阳能光热发电系统聚光比大，工作温度高，系统效率高，机构紧凑，安装方便，更适合于分布式能源系统，但其核心部件斯特林发动机技术难度较大。国家能源局公布的首批 20 个太阳能热发电示范项目总计装机容量 134.9 万千瓦，表 2 四种太阳能光热发电技术比较特征塔式槽式菲涅耳式碟式对光照资源要求高高低高聚光比 300～ 1000 50～ 80 25～ 100 1000～ 3000运行温度 ℃ 500～ 1400 350～ 550 270～ 550 700～ 900传热介质水、合成油、熔融盐、空气水、合成油、熔融盐水、合成油、熔融盐空气储能可储热可储执可储热否机组类型蒸汽轮机、燃气轮机蒸汽轮机蒸汽轮机斯特林机动力循环模式朗肯循环、布雷顿循环朗肯循环朗肯循环斯特林循环联合运行可可可视具体情况峰值系统效率 23 21 20 31系统年平均效率 10～ 16 10～ 15 9～ 12 16～ 18适宜规模 MW 30～ 400 30～ 200 30～ 150 0.005～ 0.5用地 hm²/MW 2～ 2.5 2.5～ 3 2.5～ 3.5 2水耗 m³/MWh 水冷 1.89～ 2.84,空冷 0.34 水冷 3.03,空冷 0.30 水冷 3.8 基本不需要应用程度已商业化、规模化已商业化、规模化已商业化，尚未规模化已商业化，尚未规模化资料来源塔式太阳能光热发电站设计，东莞证券研究所电力设备及新能源行业之光热发电专题报告 11请务必阅读末页声明。分别分布在青海、甘肃、河北、内蒙古和新疆。在首批 20 个示范项目名单中，塔式光热电站多达 9个，多于槽式和菲涅尔式的 7个和 4 个，塔式光热电站为最主流的应用形式。 2.2 海外塔式光热发电起步较早，国内政策推动行业规模化发展在上世纪 50 年代，苏联提出了塔式太阳能光热发电的设计，到了 70年代，由于石油危机的影响，太阳能发电开始受到关注，但是由于当时太阳能电池成本较高，太阳能热发电技术相对较为成熟，许多发达国家将太阳热发电作为重点方向。 20 世纪 80年代以来，许多国家相继建造了多个塔式太阳能示范装置和电站。法国、德国和意大利于 1981 年联合建造了世界上第一座塔式太阳能光热发电站，额定功率为 1MW。 1982 年，美国在加利锡州南部 Barstow 沙地区附近建造了一座 10MW级别的大型塔式太阳能光热发电站，称为 Solar One，后来 Solar One电站被改造成 SolarTwo电站，并于 1996年 4 月投入并网发电。 Solar Two电站改变了 Solar One电站中原来的水蒸气热传输系统和砂石导热油的储热系统，改用硝酸熔融盐作为传热储热介质。 Solar Two 的成功应用，验证了熔融盐作为介质的可行性和优越性，可以降低建站技术难度和经济风险，使塔式太阳能光热发电系统的发展上升到了一个新的层面，极大推进了塔式太阳能光热发电站的商业化进程。后来，西班牙、德国、瑞士法国、意大利、苏联和日本等也陆续开展这项技术的研究工作。商业化应用方面，西班牙大力推行塔式太阳光能发电技术，在 1983 年完成 CESA1电站的建设后，又建造了 TSA、 Solar Ires、 PS10、 PS20等电站。其中， 2007年 3 月建成的 PS10电站是欧洲首座商业性太阳能光热发电站，采用 624 面 120m 2的双轴定日镜，将太阳光聚焦到约 115m高处的吸热器上，功率达到 11MW。当前世界最大的塔式太阳能表 3 国家能源局公布的首批 9 个塔式光热示范项目电站名称国别容量MW 传热介质储热介质青海中控德令哈项目青海德令哈 50 熔融盐塔式， 6h熔融盐储热青海中控太阳能发电有限公司北京首航敦煌项目甘肃敦煌 100 熔融盐塔式， 11h熔融盐储热北京首航艾启威节能技术股份有限公司中国电建西北院共和项目青海共和 50 熔融盐塔式， 6h熔融盐储热中国电建西北勘测设计研究院有限公司中国能建哈密项目新疆哈密 50 熔融盐塔式， 8h熔融盐储热中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司国电投黄河德令哈项目青海德令哈 135 水工质塔式， 3.7h熔融盐储热国电投黄河上游水电开发有限责任公司三峡新能源金塔项目甘肃金塔 100 熔融盐塔式， 8h熔融盐储热中国三峡新能源有限公司玉门鑫能项目甘肃玉门 50 熔融盐塔式，熔融盐二次反射 6h 玉门鑫能光热第一电力有限公司北京国华电力项目甘肃玉门 100 熔融盐塔式， 10h熔融盐储热北京国华电力有限责任公司达华尚义项目河北尚义 50 水工质塔式， 4h熔