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光热发电行业研究报告：光热发电，潜力巨大。光热发电是将太阳能转化为热能、通过热功转换发电的过程。光热电站 运行时，聚光器跟踪太阳将直射幅射光聚焦并反射至吸热器上，加热吸 热器内的传热流体，将太阳能转化为热能；热能或直接与水换热产生高 温高压的蒸汽驱动汽轮机发电，在需要发电时释放热能进行发电。按照 聚光方式来划分，光热发电分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式四种 技术路线。目前，应用较为广泛的为槽式和塔式技术路线。在全球主要 国家和地区的光热发电装机中，槽式占比 77%，塔式占比 20%；我国光 热装机则采用塔式技术较多，占比 63%，槽式占比 26%。

光热发电具备两大优势。光热电站不仅能够独立发电，实现不间断运行， 同时也能够利用大容量储热系统双向连接电网，将网上的峰值电力转化 为热能储存发电，从而实现与风光发电的互补，提高间歇性可再生能源 消纳比例。相较于电化学储能，光热发电配套的熔盐储能系统具有储能 规模更大、使用寿命更长、经济效益更优、安全环保等诸多优势。除此 之外，和常规的火力发电机组相比，光热发电机组具有启停时间更短、 负荷调节范围更广、负荷调节速率更快等优点，具备更优良的调节性能。

成本因素阻碍发展，重新定位推动发展。平价上网时代，光热作为独立 发电的形式已经难以实现盈利。2021 年，全球光热 LCOE 为 0.1142 美 元/kwh，而根据已经出台新能源上网电价的省份来看，新疆为 0.262 元 /kwh，青海为 0.2277 元/kwh，相比于财政补贴时代 1.15 元/kwh 的上网 电价，光热项目投资方的盈利空间被严重压缩，光热的度电成本阻碍了 光热装机的持续推进。风光热储的一体化能够降低光热系统的投资额和 度电成本，提升盈利空间。在多能一体化项目中，光热主要在晚高峰期 间发电，白天和夜间低谷负荷期分别为光伏和风电的发电时间，相比于 光热全天独立发电，此种情况下光热的发电量将有所减少，因此聚光镜 场可以适当缩小，减少项目的投资额。

光热空间巨大，产业链各环节潜力可期。一方面，根据测算模型，预计 “十四五”期间新增光热装机容量 5.51GW，“十五五”期间新增 9.56GW， 共 15.07GW。假设“十四五”期间光热发电投资成本为 160 亿/GW，对 应的投资规模为 881.6 亿；假设“十五五”期间这一投资成本下降到 150 亿/GW，对应的投资规模则为 1434 亿，合计 2315.6 亿。另一方面，产 业链各环节光热发电系统中，聚光系统和吸热系统由定日镜场和吸热器 组成，约占太阳能热发电站价值量的 60%左右。我们认为，对应反射镜、 支架、跟踪装置、吸热器、熔盐、熔盐储罐、电加热器、电伴热系统、 蒸汽发生器等主要零部件都具备较大的增量空间。