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光热发电专题报告：新型电力系统重要构成，未来光电建设中坚力量。光热发电可以实现连续、稳定、可调度的高品质电力输出，而熔盐储能是弃 光弃风应用的重要手段。①光热发电利用大量反射镜以聚焦收集太阳直射 光，加热工质并进行储存，再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮 发电机组发电。②而熔融盐储能系统具备填峰调谷的作用，既可通过光热系 统给其充热、储热，也可将网上峰值电力转化为热能存储发电，建设熔盐储 能不仅可以支持光热发电系统，还可以与其他风电/光电/废热系统协同工 作。目前光热发电/熔盐储能均在初步商业化阶段，未来前景广阔。

塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率、较大的成本下降空间，成为 最主流的光热发电技术。太阳能热发电站一般由集热系统、储热换热系统和 热-功-电转换系统三部分组成，集热系统按结构分一般有塔式、槽式、线性 菲涅尔式、碟式等主流路线；而储热换热系统按材质分类，目前主流技术是 第二代熔盐储能系统（第一代技术采用水/导热油），从技术上，塔式结构 兼具高聚光比和更大的降本空间，是目前最优的技术路线。

从示范项目到市场化，光热发电在市场倒逼下有望持续降本。2016 年我国 启动了光热发电示范项目建设，以 1.15 元/千瓦时的固定电价政策，开启 了国内光热发电规模化应用的尝试。首批示范项目最终有 7 个建成投运； 2021 年后中央财政不再补贴新能源发电，“光热+光伏/风电”多能互补模 式兴起；随着各地新能源上网电价逐步市场化，目前各地机制电价为 0.25- 0.55 元/kwh 不等，光热发电也有望在市场作用倒逼下实现进一步的降本。

光热发电/熔盐储能的未来市场空间广阔，较多项目规划在途。①国内市场 方面，截至 2024 年底我国各省/自治区在建/拟建光热项目超过 8GW，过去 几年光热储能处于建设初期，鉴于经济性等原因，实际建设规模有限,随着 技术成熟、规模效应显现、经济性提升，我们保守估计，假设十五五期间光 热发电+储能规划装机量延续 3GW/年建设，按照 140 亿元/GW 的投资计算， 累计投资额将达到 2100 亿元。②国外市场方面，北非、拉美、中东、澳洲 等地区环境接近我国西部地区，光照资源丰富，国内企业亦有较多出海建设 光热电站的案例。光热发电/熔盐储能应用场景丰富，光热项目出口与熔盐 储能项目国内单独配套，体量或接近国内光热发电应用场景。

度电成本：技术进步&规模化驱动度电成本持续下降，2030 年有望达到 0.43 元/kwh。由于目前国内光热电站建成时间较短，建成项目亦存在较大降本空 间，目前各测算口径得到的度电成本差异较大，但未来降本趋势非常明确， 据 2023 年相关研究，塔式光热电站的度电成本可在 2026 年进一步降低至 0.5287-0.5312 元/kWh；而据我们采用 25 年线性折旧估算，若只考虑初始 投资折旧，首批示范项目已有一个案例已经下降至约 0.31 元/kwh。由于光 热电站实际具有更长的寿命，同时目前较多的技术&工程问题解决后，存在 较大的降本空间，未来的度电成本有望进一步向市场化电价靠拢。