熔盐储能行业报告：光热发电（28页）

阻碍太阳能光热发电快速发展的最主要障碍是初期投资规模过大。光热电站降本的方向包括降低太阳能光热发电的总投资、运维费用，以及提升净发电量。其中降低总投资依赖于光热产业链零部件国产化、规模化生产；而提升净发电量则可通过提高发电系统效率、降低电厂用电来实现。根据《2021 中国太阳能热发电行业蓝皮书》中浙江可胜公司的数据，12 小时储热100MW 的塔式太阳能光热发电站投资规模在25-30 亿元之间，主要集中刚在聚光（51.4%）、储热（15.7%）、吸热（7.73%）、热力系统（7.1%），设备系统共占82%的投资比例，工程费用约占16-17%。槽式太阳能发电站成本结构类似。根据内蒙古中核龙腾制表数据，我国某装机10 万千瓦、储热10 小时典型的槽式光热电站共投资28 亿元，其中集热系统占比51.8%、储热系统18%、热力系统6.5%，蒸汽发生系统2.2%、其他工程费用占比20%左右。可见成本主要集中在集热系统、吸热系统、储换热系统。

根据可胜公司的降本途径数据，降本空间最大的设备环节是聚光场系统和储换热系统，在理想情况下，由于规模化带来的电站投资总体规模下降可以达到18.42%~27.56%。提高净发电量则是需要将系统发电效率提升。太阳能光热系统总体转换率在16~17%之间。要提升光热系统的净发电量，本质上是从工程角度来提升光热转换效率。例如定日镜的定期清洗可以提升定日镜反光效率，提升转换效率2~6%，目前光热电站大多采用自动清洗车进行每周定时清洗；改进定日镜镜面工艺、提升反射率可以提升光热系统0.4~1%的效率；“光热+光伏”发电组合中，将光伏生产的电力供给光热，降低光热厂用电率也可实现系统整体的转换效率。总体看，通过系统的优化，光热效率有12~27%的提升空间。我们梳理了目前所有规划、签约、开工、在建的光热项目，总计有配套风光4.5GW光热储能项目。新增规划、在建项目的容量超过2021 年底全国并网示范项目容量的8 倍。项目大部分于2022 年年中开启招投标，其主要原因在于新疆、甘肃、青海等地出台了储能配套建设要求，光热电站作为因地制宜的新型储能路径，成为了业主投资的重要选择。已出规划的项目中，技术路线大部分为塔式熔盐，槽式和线性菲涅尔式占比较小。