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储能行业专题报告：兼具清洁性与灵活性，政策支持光热发展。技术聚焦：光热发电及熔盐储能，集发电与储能于一体。光热电站一般由聚光 （集热）系统、吸热系统、储换热系统和发电系统这四个核心环节组成。通过吸 热系统收集热能并加热高温工质输送至储换热系统中的储能罐进行存储，在需要 发电时通过高温工质产生的高温蒸汽驱动汽轮发电机组发电实现从热能经机械 能到电能的转化。光热发电集发电与储能于一体，且可提供转动惯量，具备可储 热、可调峰、可连续发电等优点。

国内发展近况：新型电力系统建设升级，十四五规模化开启。2021 年以来，在 可再生能源高比例接入电网的背景下，光热兼具调峰电源和储能的优势凸显， 《2030 年前碳达峰行动方案》中明确将积极发展太阳能光热发电，一系列光热 发电促进政策相继出台。2023 年 4 月 6 日，《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》明确光热发电作为支撑性能源的意义，力争“十 四五”期间每年新增开工规模 300 万千瓦，推动光热和风光大基地的结合，且 明确每 10 万千瓦装机的镜场面积不少于 80 万平米。根据 CSTA 数据，截至 2022 年底，我国累计投运光热项目 588MW，其中 50MW 以上项目 9 个。我们预计 光热发电，在电网亟需支撑性资源和政策鼓励的双重驱动下，有望开启规模化成 长空间。

产业链发展：太阳岛为成本主体，规模化降本将助力快速成长。根据 CSTA 等 数据及测算：光热发电产业链国产化程度较高。光热电站最核心的成本来源于太 阳岛，以 50MW 塔式光热电站为例，其中太阳岛（含聚光系统和吸热系统）占 总成本 61%，热力发电岛 15%，储能系统 17%，其中定日镜占太阳岛成本 75%。 且随着装机容量增加，太阳岛成本占比持续扩大。据 CSPPLAZA 预测，未来光 热行业规模化发展有望带动聚光集热系统等核心设备降本，预计将促进系统成本 降低 18.42%-27.56%；随着技术的优化，光电转换效率有望获得提升，带动光 热电站加速发展。

“十四五”发展展望：成本有望持续改善，多路线并举将成为长时储能一极。 我国电力系统“大基地+大电网”的跨区域配置模式持续推进，“十四五”期间 约 450GW 风光大基地需配置灵活性能源，结合已落地项目，大基地一般会将电 储能电站及光热（熔盐储热）电站作为灵活性火电或抽水蓄能电站的补充，预计 在现行政策引导及项目储备背景下，“十四五”期间光热电站（熔盐储能）将新 增装机规模 4-5GW，对应 EPC 造价空间约 640-800 亿元，在“十四五”期间 国内新增储能装机中占比约 3-4%，成为重要的长时储能增量。