《光热储能新模式，发展指日可待》证券研究报告（优于大市，维持）吴杰（公用事业&电力设备及新能源首席分析师）SAC号码：S0850515120001联系人：余玫翰、崔冰睿2022年12月16日概要2请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明双碳目标下，新能源风光发电的装机量和发电量快速发展。2021年风光装机量（6.4亿千瓦）占总装机量（23.8亿千瓦）为26.7%，我们预计2025年风光装机量（11.1亿千瓦）占总装机（30.5亿千瓦）36.3%。预计2020-2025年风光装机量CAGR增速分别为14.3%和17.1%。2021年风光总电量占比总发电量11.8%，我们预计2025年发电量占比为16.5%。储能助力新能源消纳，提供辅助服务。风光不稳定性和波动性催生调峰调频需求，储能将大幅受益。此外，2021年我国风电和光伏利用率分别为96.9%和98%，处于较高水平。但是未来随着风光发电量增大，消纳难度增大，储能是解决问题的优秀方案。光热储能重回视野，度电成本有竞争力。现如今，光热由于其储能的特性、经济性和政府政策的支持，增长势头十分强劲。假设100MW的光热发电项目投资成本为16.5亿元，据我们测算，度电成本在0.66元/kWh。光热储能市场空间广阔。根据假设和测算，未来西北光伏大基地项目，75%左右大基地将配臵光热，配臵比例11%。则十四五光热新增市场容量约为987亿元。投资建议：随着光热储能的发展，我们建议关注已有相关布局的产业链公司，建议关注首航高科。风险提示：光热储能发展不及预期，项目中标进度不及预期，新能源发展不及预期。目录1.储能助力新能源消纳，新型储能高速发展2.光热储能为什么重回视野？3.光热储能市场空间广阔，招投标加速落地4.上市公司梳理5.风险提示3请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.为什么需要储能？减少弃风弃光+提供辅助服务4请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明双碳目标下，新能源风光发电的装机量和发电量快速发展。2021年风光装机量（6.4亿千瓦）占总装机量（23.8亿千瓦）为26.7%，我们预计2025年风光装机量（11.1亿千瓦）占总装机（30.5亿千瓦）36.3%。预计2020-2025年风光装机量CAGR增速分别为14.3%和17.1%。2021年风光总电量占比总发电量11.8%，根据国家能源局预计，2025年发电量占比为16.5%。资料来源：中电联，《中国2030年能源电力发展规划及2060年展望》，海通证券研究所测算我们预计，2020-2025年风光装机量CAGR增速分别为14.3%和17.1%，快速增长“十四五”分电源装机容量预测（万千瓦）煤电气电常规水电抽水蓄能核电风电光伏其他总计增速201910446390223261130294874210052046858942013665.80%202010799298023386731494989281532534367642200599.30%2021110901108593545336395326328483065680102376928.00%2022E113119114023651740035559383483695684112543157.00%2023E115381125423761244035677438484325688312715506.80%2024E116535137963836452845961493484955692732881176.10%2025E117701151763913263416557548485585697363053476.00%5年CAGR1.70%9.10%2.90%15.00%5.60%14.30%17.10%7.60%6.80%1.为什么需要储能？减少弃风弃光+提供辅助服务风光不稳定性和波动性催生调峰调频需求，储能将大幅受益。新能源发电波动性强，不可预测性强。当新能源大量并入电网时，会增加电网的波动，电网安全性或将受到冲击。我们认为，解决方式为：对火电进行灵活性改造、发展调峰气电或开发储能（包括抽水蓄能和新型储能）。根据国家能源局统计结果，2019H1，在电力辅助服务市场中只有火电从辅助服务市场收取的补偿费用高于分摊费用。对于风电、光伏而言，其分摊费用都高于补偿费用，特别是风电。5请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图：补偿后风力发电可与需求匹配图：2019H1电力辅助服务市场补偿和分摊费用资料来源：中国电力网援引国家能源局，《中国电机工程学报》，《风电场储能容量优化的频谱分析方法》——李滨，陈姝，韦化，海通证券研究所1.为什么需要储能？减少弃风弃光+提供辅助服务储能有利于新能源消纳，减少弃风弃光。2021年我国风电和光伏利用率分别为96.9%和98%，处于较高水平。但是未来随着风光发电量增大，消纳难度增大。2021年西藏弃光率达到19.8%。青海的弃风率和弃光率为10.7%和13.8%。弃风弃光问题源于“三北”地区的系统调峰能力、跨省区外送能力无法支撑本地区新能源的大规模开发。我们认为，解决弃风弃光的途径为：（1）储能、（2）电跨区域传输（特高压等）、（3）转变能量形态以达到跨区域传输（氢储能）、（4）在中东部地区等电需求量大的地方发展新能源（存在资源禀赋的桎梏，原因是国内光伏资源较好的地区为“三北”地区）和（5）产业转移，将高耗能行业转移到风光资源好的地方。6请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表：2021年风电和光伏利用率（部分城市）地区风电利用率光伏利用率12月1-12月12月1-12月全国96.90%96.90%98.20%98.00%北京100%100%100%100%蒙西87.40%91.10%90.50%96.50%上海100%100%100%100%江苏100%100%100%100%浙江100%100%100%100%青海94.20%89.30%94.20%86.20%西藏100%100%70.70%80.20%广东100%100%100%100%资料来源：全国新能源消纳监测预警中心公众号，海通证券研究所1.2世界储能市场发展如何？截至2021年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。储能目前主要有：抽水蓄能、新能储能（锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池、液流电池、压缩空气、飞轮储能和氢储能等）和熔融盐储热，2021年全球占比分别为86.2%、12.2%和1.6%。储能技术中抽水蓄能占比最高，但是2021年首次跌破90%的占比（下降4pct）。新型储能高速发展（+67.7%）。新型储能的累计装机规模第二，为25.4GW，同比增长67.7%。2021年新增投运储能装机规模18.3GW，同比增长185%。美国、中国、欧洲、日韩和澳大利亚分别占新增投运储能装机规模的34%、24%、22%、7%和6%。7请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图：2021年全球储能市场比例图：2011-2021年全球新型储能规模（MW）&增速资料来源：《CNESA：2022储能产业研究白皮书》——中关村储能产业技术联盟，海通证券研究所1.3中国储能市场发展如何？抽蓄为主，新型储能快速发展中国储能增速高全球约21pct。2021年底，中国储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%。抽水蓄能装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，所占比重与下降了3个百分点；2021年底，新型储能累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。新型储能中关注锂离子电池和压缩空气。2021年两者均有百兆瓦级项目并网运行。2021年实压缩空气新增投运规模170MW，接近2020年底累计装机规模的15倍。8请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：《CNESA：2022储能产业研究白皮书》——中关村储能产业技术联盟，海通证券研究所图：2021年中国储能市场装机容量比例图：2011-2021年中国新型储能规模（MW）&增速目录9请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.储能助力新能源消纳，新型储能高速发展2.光热储能为什么重回视野？3.光热储能市场空间广阔，招投标加速落地4.上市公司梳理5.风险提示2.光热原理、适用场景10请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：首航高科官网，AET电子应用技术，海通证券研究所图：光热电站发电原理（塔式光热发电系统）光热电站发电原理：•光热发电是一种利用太阳的直接辐射能聚集在吸热器上，加热吸热器中的传热介质；然后产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组做功，输出电能。光热系统的三大核心单元：•镜场：就是镜子，主要的作用就是聚焦太阳光收集太阳能热，分为点聚焦和线聚焦。•储热岛：光热电站区别于其他新能源的核心，可以实现大容量储能。•汽机岛：与燃煤机组的汽机厂房类似，对调节性能要求更高，要求可以进行启停调峰。曾经，光热作为与光伏正面竞争的发电技术，由于度电成本降幅低于光伏，败下阵来。资料来源：IRENARenewableCostDatabase，海通证券研究所2.光热储能为什么重回视野？11请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图：光热&光伏度电成本现如今，光热作为储能技术已不再只以度电成本与光伏竞争，由于其储能的特性、经济性和政府政策的支持，光热的增长势头十分强劲，我们认为足以与各类储能技术竞争，重回市场。长时储能。由于光热发电可以配臵储热系统，因此，光热发电机组可以没有光照的条件下稳定发电。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电，光热电站可以实现与光伏不同的稳定发电。替代部分火电，作基荷能源。2.光热储能为什么重回视野？12请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图：西班牙Gemasolar电厂19.9MW机组(储热15h)一天0:00-23:50(左图)和一周时间(右图)的出力曲线资料来源：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟，海通证券研究所度电成本降。第一批光热示范项目多种技术路线LCOE在1.05~1.10元/kWh之间。首航高科2022年中标了三峡能源青海格尔木100MW光热项目，金额为16.48亿。我们假设100MW的光热发电项目投资成本为16.5亿元，假设利用小时为2000小时（原因为：根据北极星太阳能光伏网，德令哈50MW光热电站利用小时数为2920h），在不考虑资本的时间价值和所得税的情况下，估算得出度电成本为0.66元/kWh。寿命假设：根据搜狐网援引索比光伏网，美国SEGSI&II光热电站运行超30年后正式退役。在测算中，我们保守假设光热储能电站寿命为20年。值得注意的是，此处度电成本无需再加充电成本，而抽蓄和电化学储能现阶段计算的度电成本，还需额外再加充电成本。2.光热储能为什么重回视野？13请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：北极星火力发电网援引国家发改委，《首航高科：关于签订重大合同的公告》，北极星太阳能光伏网援引西北院、CSPPLAZA光热发电平台、搜狐网、Solarbe索比光伏网搜狐号、太阳能光热联盟搜狐号、中国银行官网，海通证券研究所测算投资额亿元16.5寿命年20大小MW100利用小时h2000资本金比例%30%贷款金额亿元11.55利率%4.30%每年利息（粗略计算）万元4966.5度电成本元/kWh0.66表：光热发电度电成本测算未来或为辅助服务市场的优等生。光热可以提供调峰和转动惯量的服务。对比于抽蓄和电化学储能的优点是，无需再额外增加充电成本，在电价高的时候，使用起来或更经济。安全性高。相较于电化学储能而言，光热储能安全性高。2.光热储能为什么重回视野？14请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明资料来源：国家太阳能光热产业技术创新战略联盟，海通证券研究所图：光热电站配合光伏出力特征的“调峰”现如今，光热作为储能技术已不再只以度电成本与光伏竞争，由于其储能的特性、经济性和政府政策的支持，光热的增长势头十分强劲，我们认为足以与各类储能技术竞争，重回市场。政策支持：在新疆，同规模的光热对比4小时储能，可以配臵更多的光伏。根据新疆发改委《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》，配臵新能源规模=4小时以上时长储能规模×4，如：建设10万千瓦/40万千瓦时（4小时时长）储能规模，可配臵新能源规模=10×4=40万千瓦；建设10万千瓦光热发电项目，可配臵90万千瓦光伏项目。但光热也有其弊端，需在光照条件好的地方，同时占地面积大，我们认为，未来主要是在集中式光伏电站旁边建光热储能电站，例如大基地项目。2.光热储能为什么重回视野？15请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图：新疆喀什地区莎车县光伏产业园资料来源：新疆维吾尔自治区发改委，海通证券研究所目录16请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.储能助力新能源消纳，新型储能高速发展2.光热储能为什么重回视野？3.光热储能市场空间广阔，招投标加速落地4.上市公司梳理5.风险提示资料来源：北极星风力发电网，中国能源网援引中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心，海通证券研究所测算3.市场空间17请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明十四五新能源预计新增装机量（万千瓦）新疆4900青海3800甘肃5680内蒙古8377宁夏1850装机量总计24607核心假设，基于新疆第二批市场化新能源装机的统计分析：•风电：根据北极星风力发电网统计，风电装机13.49GW，主要配臵电化学储能。•光伏：根据北极星风力发电网统计，光伏装机27.39GW，其中装机≥90万干瓦的项目有16个，合计装机1615万千瓦，占58.9%（我们假设大基地项目的光伏装机≥90万千瓦）。16个项目中，13个配臵光热，合计装机1215万干瓦，占比75%。根据新疆发改委《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》，建设10万千瓦光热发电项目，可配臵90万千瓦光伏项目。计算得配臵比例为11%(10/90≈11%)。•我们假设，未来西北光伏大基地项目，75%左右大基地将配臵光热，配臵比例11%。测算结果：•十四五上述各省合计新增24607万干瓦，假设一半为光伏项目，其中58.9％为大基地，75％的大基地配臵11％的光热，即246070.558.9%75%11%≈597.86（万千瓦）。•以10万塔式EPC报价16.5亿估算，光热新增市场容量约为987亿元。表：“十四五”新能源预计新增装机量（单位：万千瓦）3.项目进展、竞争格局18请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图：我国太阳能热发电累计装机容量图：全球太阳能热发电累计装机容量资料来源：太阳能光热产业技术创新战略联盟等《2021中国太阳能热发电行业蓝皮书》，海通证券研究所2021年新增光热装机容量较小，2022年开始，光热招投标加速。竞争格局上：主要掌握技术的为首航高科和可胜，分庭抗礼。参与EPC的除这两家外，还有中国电建等。目录19请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.储能助力新能源消纳，新型储能高速发展2.光热储能为什么重回视野？3.光热储能市场空间广阔，招投标加速落地4.上市公司梳理5.风险提示资料来源：各公司官方网站，海通证券研究所4.上市公司梳理20请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明项目开发/EPC首航高科中国电建设备中国动力汽轮机金通灵汽轮机宝色股份蒸汽发生器，换热器宝光股份集热管川润股份液压驱动蓝科高新换热器，储罐振江股份支架哈尔滨电气汽轮机嘉寓股份集热管杭州汽轮汽轮机双良股份空冷，换热器材料鲁阳节能保温材料洛阳玻璃超白玻璃航天晨光金属软管中国重工熔盐阀门盈丰股份热镀锌恒立液压液压上海机电减速器武进不锈钢材川仪股份熔盐阀门久立特材钢管硅宝科技密封，防腐久盛电气电伴热，电缆安彩高科超白玻璃表：上市公司各类业务汇总资料来源：首航高科官网，海通证券研究所4.首航高科21请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明主营业务：光热发电、光热储能+多能互补、氢能利用、电站空冷、余热发电、清洁供暖、海水淡化等领域的研发、设计、制造、设备供应、建设、运维，项目投资及项目总承包等服务。营业收入：光热发电业务收入逐渐提高，到2022年6月30日提高到38%。光热电站业务：分别投资建设了100MW的塔式熔盐光热发电项目——首航高科敦煌100MW塔式熔盐储能光热发电项目获批为国家第一批光热电站示范项目和三峡能源青海格尔木100MW光热项目三峡能源青海格尔木100MW光热项目中标额：16.48亿。2022年已中标和合作项目：300MW，2个项目（100MW+200MW）。图：首航高科100MW级塔式光热电站吸热器目录22请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.储能助力新能源消纳，新型储能高速发展2.光热储能为什么重回视野？3.光热储能市场空间广阔，招投标加速落地4.上市公司梳理5.风险提示5.风险提示23请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明光热储能发展不及预期，项目中标进度不及预期，新能源发展不及预期。分析师声明吴杰公用事业&电力设备及新能源&煤炭本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告所采用的数据和信息均来自市场公开信息，本人不保证该等信息的准确性或完整性。分析逻辑基于作者的职业理解，清晰准确地反映了作者的研究观点，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。电力设备及新能源&公用事业团队：吴杰电力设备及新能源&公用事业首席分析师Tel:(021)23154113Email:wj10521@haitong.com证书:S0850515120001联系人:余玫翰Tel:(021)23154141Email:ywh14040@haitong.com分析师声明和研究团队24信息披露和法律声明投资评级说明法律声明本报告仅供海通证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。市场有风险，投资需谨慎。本报告所载的信息、材料及结论只提供特定客户作参考，不构成投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在法律许可的情况下，海通证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。本报告仅向特定客户传送，未经海通证券研究所书面授权，本研究报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。如欲引用或转载本文内容，务必联络海通证券研究所并获得许可，并需注明出处为海通证券研究所，且不得对本文进行有悖原意的引用和删改。根据中国证监会核发的经营证券业务许可，海通证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。1.投资评级的比较和评级标准：以报告发布后的6个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后6个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期市场基准指数的涨跌幅；2.市场基准指数的比较标准：A股市场以海通综指为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。类别评级说明股票投资评级优于大市预期个股相对基准指数涨幅在10%以上；中性预期个股相对基准指数涨幅介于-10%与10%之间；弱于大市预期个股相对基准指数涨幅低于-10%及以下；无评级对于个股未来6个月市场表现与基准指数相比无明确观点。行业投资评级优于大市预期行业整体回报高于基准指数整体水平10%以上；中性预期行业整体回报介于基准指数整体水平-10%与10%之间；弱于大市预期行业整体回报低于基准指数整体水平-10%以下。25