（报告出品方/作者：西部证券，李华丰、谭鹭）

一、光热行业发展提速

1.1国内市场：承储能之风，光热迎来新一波发展热潮

1.1.1新疆、青海发布第二批大基地项目清单，光热储能占比大幅提升

新疆于7月4日公布了年第二批市场化并网新能源项目清单，总计66个项目，储能总规模.5MW，其中需电网消纳项目储能规模MW。需电网消纳项目中，电化学储能规模MW，占比76.8%，储能时长均为4小时；光热项目共13个，规模合计MW（已按照项目进展记入下列项目统计表，其中6个项目已经开工），占比23.2%，储能时长为8~12小时。同时，新疆发改委在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0版)》中特别指出，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目；鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1规模配建。

青海第二批大基地项目清单含光热MW，在储能中占比约29%。青海于6月17日公布青海省第二批大型风电光伏基地建设项目清单（预备清单），共计7个项目，包含5MW光伏、MW风电、MW光热以及MW/MWh储能，储能类型包括：电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等。这些项目均采取就地消纳，建设工期均为2年，预计年9月开工，年投产。

1.1.2国内光热发展提速，在建规模为已投运规模的4倍

据我们不完全统计，截至年10月15日，我国正处于前期准备/可研/备案阶段的光热项目合计装机规模达到MW，招投标项目规模MW，在建项目规模MW，在建规模为已投运规模MW的4.6倍，光热发展大大提速。新增的在建项目基本为风光热储多能互补项目，总装机规模更大，涉及的资金规模、企业范围更广，在国家政策鼓励、多方合力推动下，落地可能性大大提高。在建项目中，根据目前的项目进度及平均建设周期进行估计，我们预计/年将分别有/MW光热项目建成投运。

1.1.3预计年国内新增光热装机13GW

年国内新增光热装机规模达到13GW。受到光照资源、地理条件等因素的限制，我国适合发展光热的地区主要为内蒙古、新疆、青海、甘肃四省，我们以这四省到年的新增新能源装机规模来测算光热未来的发展空间，计算得到年国内新增光热装机规模将达到13GW。核心假设如下：1）年我国新能源总装机规模达到GW；2）假设这四省新能源装机规模占全国的比重不变；3）风电/光伏与光热按照9：1的比例配建。

1.2国际市场：国内企业项目经验丰富，光热出口大有可为

全球光热市场中，西班牙和美国占比最高，新兴市场近五年快速发展。据CSPPLAZA统计，年全球光热发电总装机规模约MW（并网口径），其中西班牙MW，美国MW，中国MW，摩洛哥MW，南非MW。

从全球整体的光热发展来看，-年是光热的第一波发展热潮，其增量主要来自于美国和西班牙，这两个国家的政策（美国的ITC、西班牙的FIT）推动其光热装机规模出现快速增长，但随着西班牙债务危机停止补贴（）、美国ITC补贴政策终止（），这两个国家的光热市场随之停滞，但它们目前仍是全球光热装机规模最大的两个国家。年之后光热的增长主要来自于一些新兴市场，包括南非、摩洛哥、迪拜等国家，它们具有丰富的光照资源，在国际金融机构的投资支持下，通过竞争性招标，实现了光热的快速发展。

全球各国的光热支持政策大致可分为两个方面：1）投资方面：光热发展的制约因素主要是其高昂的初始投资成本，各国对于投资都有不同的补贴方式，主要有资助和软贷款、部分风险保证、免税和税收抵扣等等。年以前，光热项目的投资补贴主要依赖于地方或者国家财政；但在MENA地区的光热发展实践中，由国际金融机构为其提供软贷款等帮助，减轻了当地的财政压力，大大促进了新兴光热市场的发展。2）建设及发电方面：建设方面主要有竞争性招标和拍卖等机制，政府对项目的开发商/承包商进行公开招投标；发电方面有补贴上网电价（FIT）、绿色证书等。历史经验表明，在光热发展的早期阶段，采用补贴上网电价机制更有效，而在技术基本成熟、建立了较完善的产业链后，就需要过渡到竞争性的招投标，来推动产业链的进一步发展。我国首批光热示范项目的鼓励政策主要是上网电价补贴，新一批光热项目则是取消了补贴，通过竞争性招标促进产业发展。

国内企业参与的国际光热项目合计达到1.2GW，占比达到1/6。虽然西班牙和美国的公司在年之前一直引领光热市场，但中国公司光热技术已经较为成熟，有丰富的出海经验，据我们不完全统计，年至今中国公司作为EPC方参与的国际光热项目规模合计达到MW，占全球光热装机规模（MW）的比例达到1/6。

全球光热市场前景广阔。据国际能源署测算，//年全球光热规模在STEPS情景下分别达到11.16/20.73/55.07GW，在SDS情景下分别达到17.35/51.69/.51GW，导致两种情景差额的内在逻辑是光热项目的全生命周期碳排放极低，是光伏的1/6，因此是一种更为清洁的发电方式。

二、“光伏+光热储能”经济性优于“光伏+锂电池”

2.1单独光热电站成本较高，需依赖补贴

单独光热的度电成本目前在0.55元/度左右，自有资金IRR高达17%~21%。我们按照首批示范项目披露的建造成本和设计年发电量，以6%的折现率计算了光热的度电成本，50MW的项目大约为0.58元/度，MW的项目大约为0.52元/度；由于首批示范项目能够享受1.15元/度的补贴电价，若能够按照设计年发电量运行，项目的自有资金IRR高达17%~21%。

2.2光热行业潜在的降本增效路径

2.2.1降低总投资和运维成本

首先，选取设计优化、加工成熟度高的设备可以降低电站造价。在太阳能热发电站总投资中，聚光、吸热和储热系统成本所占比例较高，设备价格仍有下降空间。在聚光场中，若定日镜用钢量降低、生产效率提高、采用新的传动结构以及镜场控制系统的软硬件成本下降，电站造价可降低10.7%~15.4%；在吸热器系统中，材料国产化、加工优化及产业规模化可以使得电站造价降低1.03%~1.49%；在储换热系统中，通过储罐设计优化等可以使得电站造价降低3.59%~5.66%；在热力发电系统中，通过设计优化、集中采购可以使得电站造价降低1.4%~2.1%。

国际经验证明技术进步、规模化与批量生产均对光热电站降本有显著效果。据中国太阳能热发电行业蓝皮书，国际经验中技术进步对太阳能热发电成本降低的贡献率约42%，规模化的贡献率约37%，批量生产的贡献率约21%。据光热发电蓝皮书，规模化发展带来的电站总投资下降幅度可达18.42~27.56%。

其次，运维成本的下降也能降低电站全生命周期的成本。据IRENA的报告，光热发电站的运维成本主要包括保险和维护两大类，国外光热电站降低运维费用的方式侧重在维护，一种降低维护费用的方法是采用预测分析工具，另一种方法是以最小化清洁成本的方式设计电站。国际上槽式太阳能光热电站平均运维成本约合人民币0.15~0.元/kWh，塔式光热电站约合人民币0.~0.元/kWh。

2.2.2提高效率

光热发电需要经过多个能量转换和传输过程，减少各环节的能量损耗是增效的关键。从光—热—功转化过程来看，光热发电主要包括光的聚集与转换过程、热量的吸收、蓄存与传递过程和热功转换过程。聚光、吸热及热功转换过程是构成系统能量和效率损失的主要部分，约占总损失的97%，因此提高光热发电效率关键在于提高聚光、吸热及热功转换过程的效率。

在现有熔盐塔式技术路线体系下，进行优化后光电转换效率可提升12~27%。其中，提高定日镜清洁技术的清洁度可使得转换率提升2-6%；提高截断效率可提升转化率1-2%；提升汽轮机效率可提升转化率1-1.5%；优化吸热器涂层可提高吸热器表面吸收率，从而使得转换效率提升1-2%。

2.2.3光热与光伏、风电配建，缩小镜场投资可提高投资回报率

风光热一体化项目中，光热凭借其储热系统起到调峰作用，同时可以将弃风弃光的能量通过电加热储存起来；光热通过与光伏、风电配建，可以缩小镜场投资，从而提高项目整体的经济性。1）调峰作用：在电力系统中光伏发电出力较高时，光热发电机组可将太阳能资源以热能的形式储存在储罐中，机组降低出力运行，为光伏发电让出发电空间；晚高峰时段，光热通过储热系统发电，满足电网晚高峰负荷需求；电网夜间进入低谷负荷期间，光热发电机组可以停机，给风电让出发电空间。在多能互补项目中，光热与风电、光伏配合，即白天由光伏作为发电主力，光热主要在晚高峰期间发电，发电量有所减少，因此其聚光镜场可以适当缩小，减少项目投资额。过往单独的MW光热电站需要接近30亿元投资额，而目前多能互补中的MW光热电站通过缩小镜场，仅需要16~20亿元左右的投资额。2）通过电加热储存弃风、弃光的能量：风光热（储）相互调节的大基地项目中的储热，首先是用光热发电的镜场聚热实现储能和发电，其次是用光伏、风电在弃风弃光时段所产生的电力加热熔盐储热，该环节是用弃掉的电力储热。如果电网无弃风弃光，所产生的电力将直接并网销售。电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算，假定建设万千瓦~万千瓦不同规模的太阳能热发电机组，可减少弃风弃光电量10.2%~37.6%。

2.3测算“光伏+光热储能”项目整体度电成本低于“光伏+锂电池”

与目前应用最为普遍的电化学储能对比来看，光热储能的成本低于电化学储能。以新疆为例，新建的新能源项目需要配置装机规模25%*4h的电化学储能，或配置装机规模1/9的光热储能，若新建MW的光伏项目，则需要MW/MWh的锂电池储能系统或MW/MWh的光热系统。

1）初始投资来看，光热高于锂电池：按当前锂电池储能系统元/千瓦时的成本计算，则需要16.2亿元的储能系统投资。而建设一个MW*9小时储能的光热发电项目，投资预估为16~20亿元。2）项目整体度电成本来看，光热低于锂电池：第一，考虑到锂电池充放次数的限制，在电站25年的生命周期内大约需要更换1~2次电芯，更换成本大约为元/kWh；而光热电站的生命周期一般可达25~30年，后期基本无需进行设备、材料的更换，只需要少量的运营维护成本；第二，光热集发电与储能于一身，其发电能够带来一部分收入。在上网电价0.元/度（不考虑调峰电价），折现率6%，自有资金比例20%，贷款利率4.9%，还款周期15年的假设下，计算得到“MW光伏+MW*9h光热”的项目整体度电成本为0.元/度，“MW光伏+MW*4h锂电池”的项目整体度电成本为0.元/度，光热储能比锂电池储能更具有经济性。

三、光热产业链梳理：熔盐、玻璃、保温材料

光热发展提速，产业链众多企业有望受益。按照光热电站的建设过程，可分为研发设计、系统集成、聚光、发电、吸热、储换热五大环节。其中，系统集成环节可再细分为集热、储热、发电系统集成，聚光环节可再细分为超白玻璃（原片）、反射镜、定日镜、槽式聚光器、支架、跟踪装置等，发电环节需要蒸汽发生器、汽轮机、发电机、冷却系统等，吸热及储换热环节需用到吸热器（塔式）/吸热管（槽式）、熔盐、熔盐储罐、电热伴/加热器、换热器和保温材料等。据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，光热发电行业特有的聚光、吸热、传储热系统相关从业企业数量约家，约占目前太阳能热发电行业相关企业总数的60%，以聚光领域从业企业数量最多，约家。

在对光热全产业链进行梳理之后，我们认为值得

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