01 行业历史

    1.2 行业分类

光热发电根据聚光方式的不同主要分为：槽式、塔式、线性菲涅尔式和碟式。

塔式光热发电系统：利用定日镜将太阳光聚焦在中心吸热塔顶部的吸热器上，加热吸收工质使其直接产生蒸汽或换热后再产生蒸汽。

槽式光热发电系统：利用串并联排列的槽式抛物面聚光器将太阳光聚到中心焦线上，集热管中的流动热液体将热量连续不断地输送到高压蒸汽发生器中，通过换热器进行热量交换，产生热蒸气。

线性菲涅尔式光热系统：该系统是简化的槽式系统，主要区别在于用平面镜取代槽式中的曲面镜。用一组平板镜代替槽式系统里的抛物面型的曲面镜进行聚焦，通过调整控制平面镜的倾斜角度，将阳光反射到集热管中，实现聚焦加热。

蝶式光热发电系统：利用旋转抛物面反射镜聚焦入射太阳光到焦点上，放置于焦点处的太阳能接收器收集热能加热工质，再驱动斯特林发电机发电。

与光伏、风能发电相比，光热发电的核心竞争力在于并网容易，但如何使成本下行是关键。

1、光热发电的电能质量最好，热能转换这一特有的中间环节使得光热发电可通过储热系统来改善发电出力特性，而储热比储能更容易。储热系统储存白天的多余热量，等到晚上再利用其进行发电，从而实现光热电站24小时的连续供电。储热保证了光热发电输出电流的稳定性，避免了光伏和风力发电难以解决的并网调峰问题。

2、光热发电环保程度高，光热发电相比风能和光伏，在发电生命周期内CO2排放量最低。尤其是和光伏发电相比，光伏发电系统的核心组成太阳能电池的生产过程能耗高、污染大，太阳能电池在其生命周期内节约的能源和生产其本身消耗的资源相比其实并不经济。

目前国家正在大力发展各种储能技术，大容量熔盐储能系统再商业化太阳能热发电站中已经成功运行十余年。与电池蓄电相比，光热发电用大容量熔盐储能优势比较明显。原因如下：

1、熔盐储热的成本非常低，其成本只有电池储能成本的十分之一到三十分之一；

2、熔盐储热效率非常高，损耗低，充放热及储热效率超过98%；

3、熔盐的使用寿命较长且安全可靠，几乎不涉及环保问题，也不存在爆炸隐患。根据最新研究成果，采用锂电池的度电储存成本大致为0.45-0.65元/kWh，采用熔盐的度电储存成本为0.035-0.05元/kWh。

02 行业现状

（b）发电达成率

建成一座光热电站并不难，但让光热电站在较短时间内快速达到设计发电量从而实现预期收益才是最难之处，也最能体现一家公司的综合实力。只有尽早达到发电量设计值后，投资人才有信心，政府有关部门才会下定决心来支持整个行业的发展。

发电量达成率是指的实际发电量与理论发电量之比，即：

中国所有的发电类型均设置标杆上网电价。2016年9月1日，国家发展改革委下发《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上网电价为每千瓦时1.15元，并明确上述电价仅适用于国家能源局2016年组织实施的示范项目。同时，国家鼓励地方政府相关部门对太阳能热发电企业采取税费减免、财政补贴、绿色信贷、土地优惠等措施。

2018年，全球光热发电建成装机容量新增936MW，实现大幅增长。展望2019年以及未来几年，更大规模的装机量增长可以期待。这一信心基础来自于，除沙特外，全球其它主要光热发电新兴市场的发展规划。

中国市场近几年来，一方面，国家和各地方政府相继出台光热发电装机规划，另一方面，各意向投资商在各地储备光热项目以备后续示范项目启动。但多停留在规划层面，如果要计算中国的光热装机规划容量，很难有一个统一标准，也没有太大意义。

同时，考虑到我国目前在建的光热电站主要集中于昼夜温差大且自然环境相对恶劣的西北地区，在DCS系统设计时要充分考虑各项因素。比如，DCS系统设计时要考虑网络搭建及各类防护措施，对于部分室外远端设备要设计好对应的防护等级，针对光热电站通讯数量大等特点应提前做好整体方案设计。

相关线下活动：

第三届光热发电创新大会（2019.10.24-25，中国北京）

第十届光热发电中国聚焦大会（2020.3，中国北京）

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