国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分2022年12月13日行业研究评级：推荐(维持)研究所证券分析师：杨阳S0350521120005yangy08@ghzq.com.cn证券分析师：罗琨S0350522110003luok@ghzq.com.cn熔盐储能：长时储能黄金赛道（上篇-光热发电赛道）——新型电力系统专题七最近一年走势行业相对表现表现1M3M12M中小盘1.98%-4.06%-18.51%沪深3007.26%-3.43%-21.79%相关报告《——汽车传感器行业专题报告二：激光雷达：百家争鸣，量产在即（推荐）中小盘杨阳》——2022-07-22《——中小盘新股研究周报：新股研究-2022年第48周杨阳，罗琨》——2022-12-11《——中小盘行业周报：光庭信息与芯驰科技达成战略合作，助力汽车智能化（推荐）中小盘杨阳》——2022-12-04《——中小盘新股研究周报：新股研究-2022年第47周杨阳》——2022-12-04《压缩空气储能行业报告：经济性媲美抽蓄的长时储能，商用大年将至——新型电力系统专题五（推荐）公用事业杨阳》——2022-12-02投资要点：◼碳中和背景下，随着可再生能源比例提升，我们的电力体系面临着两大矛盾：（1）可再生能源占比超过10%、进入中等比例阶段后：不稳定的电源出力与负荷不匹配。储能可以实现能量在时间尺度上的转移，因此需要找到安全、高效、低成本的储能方式。（2）进入电气化时代，工业体系的能量转换路径的矛盾：减碳减排背景下，原本由燃煤燃气燃烧驱动产生的动力、蒸汽，未来需要通过碳排放更低、便宜的绿电生产。能量转换路径从“燃料化学能-热能-动能”转换为“可再生能源-电能-热能/动能”。熔盐储能是一种可以传递能量、长时间、大容量储能的技术路径，作为传热介质可以实现太阳能到热能的转换，作为储能介质可以实现将热能和电能的双向转换，可以很好的适应和解决以上两大矛盾。◼熔盐作为一种优良的传热、储能介质，具有工作温度区间广、储能密度高、无需高压运行、黏度低流动性好等特性。目前熔盐储能技术已经广泛应用于太阳能光热发电系统等新能源系统，利用了硝酸盐储能特性将太阳热能转换为熔盐的热能来存储和发出能量，实现了能量在时间上的迁移，满足可再生能源的电网调峰需求。除了光热领域外，熔盐储能在智能电网、电熔盐储能供暖、火电机组灵活改造、热电解耦领域有独特的经济和竞争优势。◼2023-2025年光热发电装机规模或将大幅增长。我们认为，随着电源侧、用户侧配储比例加大，光热发电作为三北地区光伏风电基地的配套储能系统非常有竞争力。我们回答了三个问题：第一，为什么电源侧要配储？电源侧配储是可再生能源比例提升后的必然要求。随着可再生能源占比进入中比例阶段后，电网的安全性、稳定性对电源的调峰调频要求提升，配置储能是必然的选择，所以政策支持要求按比例配储，并开始了电力市场化改革。第二，为什么配储要选光热？因为光热发电作为储能模块具有稳定安全、跟电网匹配性更好、爬坡速度快、调峰深度大、储能容量大等优点，从全生命周期考虑，在光热资源丰富的地区，光热发电成本比电化学更有成本优势，也比其他新型储能技术路径更为成熟。第三，光热能有多大的降本空间？光热发电的降本路径清晰，降本速度超出预期。最新的招投标数据显示，光热投资已经从2021年以前22000~40000元/KW下降到了最新的16500~19000元/KW，下降速度较快。我们认为，随着光伏、光热投资成本快速下降，“光热+光伏”发电系统将成为太阳热能资源丰富的西北地区配储的首要选择，2021年以前投运示范项目合计约0.55GW，而2022年新招标、规划/在建的光热发电项目规模接近4.5GW（2023-2025年投运），对应市场规模742~850亿。-0.3500-0.3000-0.2500-0.2000-0.1500-0.1000-0.05000.00000.05000.1000中小盘沪深300证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分2重点关注公司及盈利预测重点公司股票2022/12/13EPSPE投资代码名称股价20212022E2023E20212022E2023E评级002665.SZ首航高科3.91-0.09-43.54未评级002534.SZ西子洁能15.290.580.290.7226.3652.5121.23未评级600875.SH东方电气20.670.730.961.3128.3221.5315.78买入002272.SZ川润股份6.680.1256.13未评级603583.SH捷昌驱动26.370.711.171.6337.1422.5416.18增持603507.SH振江股份31.421.431.492.3621.9721.1413.30未评级600207.SH安彩高科6.370.240.260.4326.2024.7714.75未评级资料来源：Wind资讯，国海证券研究所（为未评级公司，盈利预测来自万得一致预测，空白值为缺失万得一致盈利预测）◼重点关注个股：（1）光热系统集成商：首航高科（2）核心设备：西子洁能、东方电气，关注蓝科高新。（3）定日镜驱动支架：川润股份（液压驱动）、长盛轴承（定日镜转向轴承）、捷昌驱动（电驱动推杆）、振江股份（定日镜支架）。（4）超白玻璃关注安彩高科、电伴热系统建议关注久盛电气，电加热器建议关注东方电热，保温材料建议关注鲁阳节能。◼风险提示：1）政策变动风险，配套储能政策不及预期。2）光热发电降本不及预期，上游原材料涨价幅度较大，建设投产进度不及预期。3）钒电池等新型储能降本速度、推广速度更快，路径上取代光热发电。4）光伏装机不及预期，光热发电作为光伏的配套储能受到影响。5）测算存在主观性，仅供参考。6）若贷款利率上行幅度过大，将影响项目收益率，进而影响业主投资积极性。7）重点关注个股业绩不及预期。aVhVfWlXoXjXjWNBgVmUsMtNpR8OaO7NpNpPnPoMjMoPnPkPqRrN6MqQzRvPmQmOuOpMrO证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分3内容目录1、光热发电：搭配光伏中有潜力的长时储能赛道......................................................................................................51.1、光热发电原理：利用熔盐实现太阳辐射能的吸收、存储和转换......................................................................51.2、四种集热技术路径：塔式、槽式、碟式、菲湿尔式........................................................................................61.3、西北地区：国内最适合光热发电的区域..........................................................................................................81.4、2021年底已投入运行的光热示范项目：共计0.54GW...................................................................................92、“光伏+光热”发电系统的优势和问题.....................................................................................................................102.1、为什么业主要配置电源侧储能？...................................................................................................................102.2、为什么众多储能路径，西北地区要选择光热熔盐储能？...............................................................................122.2.1、优势1：稳定安全，匹配性更好，促进可再生能源消纳.....................................................................122.2.2、优势2：爬坡速度快、调峰深度大，调峰能力强................................................................................132.2.3、优势3：合理的配置可以降低“光热+光伏”系统成本...........................................................................152.2.4、优势4：光热发电政策支持力度大......................................................................................................162.3、光热发电成本拆解：如何降本？...................................................................................................................193、国内市场规模测算：2023-2025年市场空间742~850亿，远期2030年测算装机超过16GW...........................213.1、2022年新增规划梳理：光热发电4.5GW.....................................................................................................213.2、近期市场空间：2023-2025年4.5GW对应投资规模为742~850亿...........................................................233.3、远期市场空间：2030年光热装机有望达到16.2GW，“十五五”期间市场规模超过1400亿.........................244、重点关注个股.......................................................................................................................................................265、风险提示..............................................................................................................................................................26证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分4图表目录图1：塔式熔盐光热发电原理示意图.............................................................................................................................5图2：塔式熔盐光热发电系统........................................................................................................................................6图3：光热发电技术类型...............................................................................................................................................6图4：国内光热发电以塔式为主....................................................................................................................................8图5：海外光热发电槽式占比更高................................................................................................................................8图6：中国潜在光热发电选址（2014年数据）.............................................................................................................9图7：可再生能源不同发展阶段的挑战和解决方案.....................................................................................................11图8：典型频率响应时间轴.........................................................................................................................................12图9：英国1996—2017年的各类电源装机比例趋势变化.........................................................................................12图10：光伏和光热出力对比（相同太阳辐射）..........................................................................................................13图11：不同模式下“光伏+光热”系统出力与负荷的相关性...........................................................................................13图12：上海电气A100型号100MW汽轮机...............................................................................................................14图13：汽轮机组启动时间对比....................................................................................................................................14图14：内蒙乌拉特光热电站的升降负荷速度最快可以达到10%/min.........................................................................14图15：特定太阳倍数下光热发电成本与储热时长的关系............................................................................................15图16：资本金财务内部收益率8%对应的上网电价/（元/MWh）..............................................................................16图17：资本金财务内部收益率6%对应的上网电价/（元/MWh）..............................................................................16图18：塔式太阳能光热电站投资成本结构..................................................................................................................19图19：100MW/10h槽式熔盐光热电站投资成本结构.................................................................................................19图20：典型的塔式太阳能光热发电站能量传递构成图...............................................................................................20图21：光热发电最新规划、签约、在建项目容量按省份划分（单位：MW）............................................................23表1：四种技术的比较...................................................................................................................................................7表2：截止2021年底在运行光热发电示范项目..........................................................................................................10表3：支持光热发展的相关政策梳理...........................................................................................................................17表4：太阳能光热设备购置成本下降路径....................................................................................................................20表5：工程角度建议的熔盐塔式技术优化路径............................................................................................................21表6：2022年光热发电最新规划、签约、在建项目统计共计超过4.5GW.................................................................22表7：目前已公布EPC中标情况项目情况..................................................................................................................23表8：青海、甘肃、新疆、内蒙四省“十四五”可再生能源总体规划（GW）...............................................................24表9：根据风光大基地规划测算的“十四五”、“十五五”期间不同配置比例下的光热配置容量的敏感性（GW）..........25表10：假设“十四五”、“十五五”期间单位投资规模为170、150亿/GW测算的光热发电投资规模（亿元）..............25证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分51、光热发电：搭配光伏中有潜力的长时储能赛道1.1、光热发电原理：利用熔盐实现太阳辐射能的吸收、存储和转换太阳能光热发电指利用聚光装置，将太阳辐射能转化为热能，然后通过常规的热机将热能转化为电能的技术。光热电站包括太阳能集热、储热、热功转换、发电四个模块，其工作原理是将低密度的太阳辐射能通过集热器聚焦之后转换为高密度太阳辐射能，加热吸热器中的传热工质到一定温度，熔盐在换热装置中加热水工质产生高温高压蒸汽，推动热力发电机组发电。图1：塔式熔盐光热发电原理示意图资料来源：浙江可胜官网以塔式熔盐光热发电系统为例说明光热发电系统原理：定日镜将太阳辐射能转换为熔盐的热能：定日镜将太阳光汇聚在吸热器上，冷盐泵将290℃冷盐从冷盐罐输送至塔顶吸热器，冷盐吸热后成为565℃热盐，之后热盐再通过重力作用下塔并存储于热盐罐中。熔盐可以吸收、存储和释放热能：吸热器白天工作时，热盐通过热盐泵输送至蒸汽发生系统与水/水蒸汽换热，产生高温高压过热蒸汽用于发电。放热后的冷盐再回到冷盐罐中，完成整个熔盐循环。常规水/水蒸汽循环发生在蒸汽发生系统和动力发电系统之间。为满足夜间吸热系统停机状态下的电负荷需求，白天时吸热器中熔盐的吸热负荷要大于蒸汽发生系统中的放热负荷。这样就会有富余的热盐逐渐在热盐罐中积累，用于夜间循环发电，这便是储热过程。夜间机组发电小时数越多，白天需求的热盐储存量就越大，冷、热盐罐的容积也就越大。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分6图2：塔式熔盐光热发电系统资料来源：《塔式熔盐太阳能光热发电技术》许利华等1.2、四种集热技术路径：塔式、槽式、碟式、菲湿尔式根据太阳能聚光方式分为4种：槽式、塔式、碟式、线性菲涅尔式。按照聚光方式，太阳能光热发电可以分为点聚焦和线聚焦，点聚焦聚光比较高，包括塔式和碟式，线聚焦聚光比较低，包括槽式和菲涅尔式。目前商业化应用较多的是塔式和槽式两种。图3：光热发电技术类型资料来源：《太阳能光伏光热高效综合利用技术》李英峰等证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分7（a）槽式：槽式光热发电是指用抛物线形式的槽式反射镜，将太阳光聚集到位于焦线的吸热管上，将管内的传热工质（水或者导热油）加热到一定温度，然后经过热交换器实现汽轮机发电。当太阳辐射度较高时，可将部分高温导热油通过换热器，将热量存储在熔盐储热罐内。其优点是结构简单，容易实现批量化生产，但是线性聚光的方式聚光比小，导致系统的工作温度有限，合成导热油工作温度400℃左右，且对于地势平坦有较高要求。（b）塔式：如前文介绍，塔式光热发电是通过多台跟踪太阳运动的定日镜将太阳辐射反射至塔顶的吸热器，把太阳能辐射转换为传热工质的热能，通过热力循环转换为电能。相比其他几种集热技术，塔式集热系统对镜场的跟踪聚光性能要求高，且占地面积更大，因此塔式集热系统的建设成本高、运行维护难度大。然而塔式集热系统在规模化应用中（50~100MW）经济效益更高，而且系统具有更高的聚光比（600-1000）和集热温度（可达1000℃），因而太阳能转换效率的提升潜力更大。（c）碟式：碟式光热发电是利用抛物面反射镜，将太阳光聚焦在焦点上，焦点处放置太阳能斯特林发电装置发电。碟式光热发电的特点在于具有高效率聚光，直接连接斯特林发电机（一种直接加热封闭环境下的气体，使之实现膨胀-收缩做功过程的发电机）可以获得30%以上的太阳辐射能-电效率，非常适合分布式能源系统。但缺点也很明显，单机功率较小、设备维护复杂、价格较高，储能问题无法解决。（d）菲涅尔式：菲涅尔式光热发电系统指多个带有单轴的反射镜，先将太阳光线反射到反射镜上方的二次聚光镜上，经过反射后聚焦至吸热管上，将吸热管中的传热介质加热后直接驱动发电机发电。该系统的优势在于反射镜不用跟踪太阳运动，选址更为灵活，缺点在于由于反射镜不跟踪太阳，早晚聚光效率降低。表1：四种技术的比较项目塔式槽式碟式菲涅尔式聚焦方式点聚焦线聚焦点聚焦线聚焦对光照资源的要求高高高低跟踪方式双轴跟踪单轴跟踪双轴跟踪单轴跟踪聚光比300-100050-801000-300025-100运行温度（℃）500-1400350-550700-900270-550传热介质水、蒸汽、熔盐、合成油水、蒸汽、合成油空气水、合成油、熔盐储热介质熔盐熔盐-熔盐蓄热条件高温蓄热中温蓄热无中温蓄热动力循环模式朗肯循环、布雷顿循环朗肯循环斯特林循环朗肯循环系统峰值效率23%21%31%20%系统年平均效率10-16%10-15%16-18%9-12%适宜规模（MW）30-40030-2000.005-0.5（分布式）30-150用地（hm2/MW）2-2.52.5-322.5-3.5应用程度已商业化、规模化已商业化、规模化分布式小规模发电，示范工程示范工程资料来源：《塔式太阳能光热发电站设计关键技术》许继刚等证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分8图4：国内光热发电以塔式为主图5：海外光热发电槽式占比更高资料来源：《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等，国海证券研究所资料来源：《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等，国海证券研究所国内光热发电技术路径以塔式为主。槽式和塔式是目前最主流的两种集热路线，各自存在着优缺点：槽式集热技术成熟，成本较低，但是真空吸热管、传热工质工作温度范围较低，系统工作温度低于400℃，动力循环、储能容量受到限制；塔式集热系统聚光比高于槽式、运行温度高、储热容量大，但是系统建设门槛高、投资成本高。目前海外光热发电项目，槽式因其较低的成本投入在早期项目中占据光热发电绝大部分比例。全球范围内塔式技术占比20%，槽式技术占比76%。但在国内的早期示范项目中塔式占据了主流，塔式具备较高的能量转换效率、更大的规模容量，或是未来的主流选择。我国已有光热发电系统中，塔式技术约占60%，槽式技术约占比28%，线性菲涅尔技术约占12%。1.3、西北地区：国内最适合光热发电的区域我国西北部太阳能资源丰富，最适合光热发电建设。光热发电建设的选址关键因素是太阳能资源，一般光热电站的选址的最低年DNR（平均太阳法向直射辐照量）在1800kWh/m2以上，我国西藏西南部、青海北部、甘肃西北部、内蒙古北部、新疆东部的太阳能直射资源十分丰富（如图6），基本但东部、东南部地区年DNR普遍小于1000kWh/m2。根据国际可再生能源署的研究结论，年DNR值每增加100kWh/m2，发电成本下降4.5%，因此地址选择时最主要考虑的因素是太阳直接辐射资源情况。60%28%12%塔式槽式线形菲涅尔式20%76%4%塔式槽式线形菲涅尔式其他证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分9图6：中国潜在光热发电选址（2014年数据）资料来源：AnalysisoftheCostandValueofCSPinChina,EllaZhou等中国适宜建设光热发电项目的场址主要位于西北地区，这些地区也是大规模发展光伏发电等新能源发电项目的重要区域。由于西北地区大部分沙漠、高原区域不具备建设抽水蓄能电站、燃气机组等灵活电源的条件，而由于碳减排又难以大规模新增燃煤机组，导致在新能源电力占比持续增加的发展形势下缺少为电力系统提供调峰能力的解决方案，因此有必要在这些地区在电源侧建立配套储能、增加调峰能力。1.4、2021年底已投入运行的光热示范项目：共计0.54GW2016年，《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》确定了首批20个太阳能热发电示范项目。但2018年后，首批示范项目的上网电价补贴政策退坡，2021年底前并网的示范项目上网电价按照1.15元/度执行，之后的项目执行平价上网，由于施工进度、疫情、降本不及预期等原因，2020至2021年运营方对光热发电的投资进入停滞状态，20个示范项目仅有8个实现并网发电。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分10表2：截止2021年底在运行光热发电示范项目项目名称技术路线容量储热时长（h）初始投资（亿）设计年发电量（亿度）所在地项目现状中广核德令哈槽式熔盐50MW917（3.4万/kw）1.975青海德令哈国内第一座大规模的商业化光热示范电站，2021年上网电量同比提升31.6%首航高科敦煌塔式熔盐100MW1130（3万/kw）3.9甘肃敦煌2021年第三季度总发电量7838万kWh，同比同期增长39.7%。目前各项性能指标继续提升。中控德令哈塔式熔盐50MW710.9（2.18万/kw）1.46青海德令哈2019年4月实现满负荷运行，随后逐步解决了冷盐泵振动、电伴热故障率高、吸热屏堵管、汽轮机组热应力故障。2021年年底4个月累计发电量6099万kWh，达到设计理论发电量。中电建共和塔式熔盐50MW612.2（2.44万/kw）1.57青海共和2020年11月实现满负荷运行。项目采用20平方米的定日镜30016面，采用超高压、一次再热、直接冷凝气式汽轮机。中能建哈密塔式熔盐50MW1316.4（3.28万/kw）1.98新疆哈密于2021年6月并网发电、9月全容量发电。聚光场安装48.5平方米的定日镜14500面。兰州大成线性菲湿尔/熔盐50MW1516.9（3.38万/kw）2.14甘肃敦煌全球首个投入商业示范运行的、以熔盐为传热和储热介质的线性菲涅尔式光热电站。2020年6月并网发电。在仅投入50%集热场的情况下，多个月份发电超过800万kWh，项目发电量还有较大提升空间。乌特拉中旗槽式熔盐100MW1028.8（2.88万/kw）3.92内蒙古乌特拉2020年12月实现满负荷发电，实现了24小时持续5天不断高负荷发电，验证了槽式光热电站连续运行作为基础负荷，低负荷稳定运行以及快速调负荷参与调峰的性能。机组升降负荷速率可以达到10MW/min（10%）。鲁能格尔木多能互补塔式熔盐50MW1219.9（3.98万/kw）1.6青海格尔木总装机容量700MW，其中光伏200MW、风电400MW、光热50MW、电储50MW。光热发电承担调峰责任，2021年5月光热电站完成涉网联合试验。资料来源：太阳能光热产业技术创新战略联盟CNSTE，《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等，国海证券研究所截至2021年底，中国建成的光热发电项目的装机容量共计538MW（含兆瓦级以上规模的发电系统），其中大部分为国家首批示范项目，均为单体光热电站，仅有鲁能海西州的多能互补（光伏发电+光热发电+风电+储能）项目是采用类似于“光热+光伏”发电的模式开发的。2、“光伏+光热”发电系统的优势和问题2.1、为什么业主要配置电源侧储能？高比例可再生能源并网带来的挑战，源网荷储一体化的必然要求。全球正在积极推进能源系统低碳化、可持续化，能源系统正在进行一场巨大的技术革命，风电和光伏为代表的非水可再生能源是这场能源革命最主力的能源。中证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分11国提出将在2030年实现碳达峰，努力实现2060年碳中和，并提出在2030年实现风光总容量超过1200GW的目标。根据国家能源局印发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中提出，2021年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到11%左右，后续逐年提高，确保2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20%左右。我国已经进入可再生能源中比例渗透阶段，电力系统面临控制、运行、规划等挑战。以风电、光伏为代表的可再生能源发电机组的发电原理、并网方式、特性均与传统的火电、水电等有较大的差别，高比例的风光发电对于电网的稳定运行、调度运行均有深刻的影响。可再生能源发电量渗透率在10%以下时，电力系统固有的灵活性可以消纳一定量的间歇性可再生能源。但进入中比例（10-30%）、高比例（30-50%）后，电力系统在稳定控制、运行、规划等不同方向都会面临众多挑战。可再生能源出力的随机波动将导致并网线路与并网点周围的电能质量与潮流阻塞问题。电力系统为了保证供需实时平衡，并网地区的调峰调频灵活性资源需求急剧增加，灵活性资源不足带来的问题体现为局部地区的弃风、弃光。图7：可再生能源不同发展阶段的挑战和解决方案资料来源：《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》卓振宇等可再生能源的波动性体现在时间尺度上的不平衡。由于风电、光伏的发电出力具有随机波动性，变化规律与负荷曲线变化不匹配，甚至和负荷呈现相反的调峰属性。因此负荷的波动需要灵活资源、传统能源调峰、储能等电源处理以保证电网平衡。应对这个挑战的根本方法是提高电力系统的灵活性，使得系统的可调节资源适应净负荷曲线的变化。提高系统灵活性的路径包括电源侧灵活性电源、储能配置、灵活市场机制、提升预测精度、用户侧和需求侧响应挖掘等。其中灵活性电源和储能是两条重要路径。电源侧灵活性电源种类多、技术成熟，多种能源可以协调互补；而储能则可以布局在电源、电网、负荷等系统的每个环节，承担调峰、调频、可再生能源波动的消纳等多项辅助任务，实现电量、电能在不同时间尺度上的转移。高比例新能源系统的转动惯量下降影响电力系统稳定。所谓转动惯量即指的常规发电机组的转子所具备的转动惯性，当出现功率缺口、机组电磁功率变化后，转子原本所具备的机械机组保持功率不变，转子转速下降后释放动能，抵抗电力系统的频率下降、保持短时间电力系统稳定。而光伏电池不具备转动惯量，风机证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分12转动惯量则较低。因此新能源高比例替代常规机组，将导致电力系统惯量减小，当出现削弱系统抵御故障的能力。海外高比例新能源国家多次发生大规模脱网事故，例如2019年英国伦敦大停电是由于海风耐受力不足、系统惯量不足，在雷击引发线路停运后诱发了分布式能源脱网、风电场脱网、燃气电站停机等一系列故障。对电源、电网侧而言，现阶段电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足，对电网安全提出严峻挑战。而光热发电通过利用太阳辐射能加热熔盐，由熔盐传递热量加热蒸汽，推动汽轮发电机组发电的特性，使得光热发电系统本身具备了类似于火电的转动惯量，可以有效实现调频。光热既是可再生能源电源又是灵活性电源，同时兼具了灵活性和储能的性质，是非常有潜力的储能、调峰调频的技术路线。图8：典型频率响应时间轴图9：英国1996—2017年的各类电源装机比例趋势变化资料来源：《高比例电力电子电力系统频率响应的惯量体系研究》孙华东等资料来源：《英国“8·9”大停电事故分析及对中国电网的启示》孙华东等2.2、为什么众多储能路径，西北地区要选择光热熔盐储能？2.2.1、优势1：稳定安全，匹配性更好，促进可再生能源消纳光热发电系统稳定安全，可以促进区域内可再生能源的消纳。光热系统由于引入了储热环节可以使得运行具备灵活性和可控性，能够解决太阳能的间歇性和不确定性，实现灵活可控运行，提供了一条“用可再生能源消纳可再生能源”的技术路径。光热电站既可以作为清洁能源提升新能源发电比例，又可以扮演类似于火电的稳定器作用。若在光热发电的熔盐储能系统中加入电加热单元，亦可以实现就地将多余的光伏出力进行就地储能消纳。光热发电可以发挥运行灵活性特性，可以实现光热与风电光伏及其他能源打捆的平滑效益，提升区内消纳和打捆外送中的可再生能源消纳水平。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分13图10：光伏和光热出力对比（相同太阳辐射）图11：不同模式下“光伏+光热”系统出力与负荷的相关性资料来源：《高比例可再生能源电力系统中光热发电的价值发现》康重庆资料来源：CSPPLAZA“光热储能+光伏”体系的思路是合理选择光伏与光热储能容量的配比。“光伏+光热”项目的优势在于依靠光伏发电的低成本，结合光热储能的特性，实现一定调节能力的综合电力生产模式，生产价格不高于项目地火电基准电价的电力。虽然目前光热电站的初期投资、度电成本仍然远高于光伏、风电、火电等，但因其发储一体、爬坡速度快、储能时间长等优势，非常适合在西北风光大基地的源网荷储一体化建设中扮演储能调峰调频的角色。灵活可控的特点使得光热发电并网既具有可再生能源效益又具有灵活性效益。中电工程西北电力设计院和中国电科院的一项研究表明，以出力-负荷相关性为指标，“光伏+光热”对电网的友好性大幅度优于不配置储能、配置电化学储能的配置方式。储能安全性是大容量储能的一个重要方面。光热储能带有二元硝酸盐的储热是一种安全性较高的储热方式，熔盐构成成分硝酸钾、硝酸钠闭环运行，年损耗较小，安全环保。目前，国内单机容量最大的首航高科塔式光热电站储电已达1.7GWh，全球光热电站储电累计达到了1000GWh。自1982年4月美国SOLARONE投运至今，全球669万千瓦的太阳能热发电装机还未发生过类似锂电爆炸的安全性事故，是一种高安全性的储能方式。2.2.2、优势2：爬坡速度快、调峰深度大，调峰能力强光热发电使用的汽轮机与火电汽轮机组有区别，特点包括快速启停、可频繁启停、低负荷运行能力等。光热发电汽轮机因其能量来源的不稳定性与传统火电用汽轮机有多方面的不同，对设计和工艺制造能力的要求也要远高于传统汽轮机。目前大多数光热电站没能实现全天24小时持续发电，汽轮机一般在每天早晨开始启动运转，到晚间无热源时关停或进行低负荷运转。为此，光热汽轮机需满足每天至少一次的频繁启动要求，并尽可能地缩短每次启动的时间。从经济性角度考虑，启动越快则可以在有限发电小时数内更快速达到额定发电功率，获得更多证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分14发电量，这是实现电站收益最大化的一个关键影响因素。整体来看，合格的光热发电汽轮机应满足的总体要求是：热启动迅速、可靠性高、满足每天至少启动一次的启动频率、满足至少30年的使用寿命。按光热汽轮机一般每天启动一次计算，30年寿命周期内需满足的循环启停次数约11000次。图12：上海电气A100型号100MW汽轮机资料来源：《太阳能光热发电汽轮机与常规汽轮机的区别及应用》上海汽轮机厂_刘管仲图13：汽轮机组启动时间对比图14：内蒙乌拉特光热电站的升降负荷速度最快可以达到10%/min资料来源：《太阳能光热发电汽轮机与常规汽轮机的区别及应用》上海汽轮机厂_刘管仲，国海证券研究所资料来源：《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等光热汽轮机爬坡速度比煤电机组快。由于光热电站没有锅炉稳燃环节，机组启停迅速，调节速度快，低负荷运行水平优于常规火电机组。以西北某50MW光热电站为例，汽轮机保持低负荷8MW稳定运行（16%负荷），优于经过灵活改造的煤电20~30%。根据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》梳理，从我国2018年并网的3座商业化太阳能热发电示范项目的运行结果来看，太阳能热发电机组调峰深度最大可达80%；爬坡速度快，正常升降负荷速率可达每分钟3%~6%额定功率，最快速率可以达到10%/min以上，而一般的凝汽式机组每分钟速率仅为1~2%；光热电站冷启动时间为60~80min，仅为常规煤电机组的1/4左右。因此，从调峰角度看，光热电站可部分替代化石类常规发电机组，对保障高比例极热态启动热态启动温态启动冷态启动太阳能汽轮机15203060常规机组4560120240050100150200250300min证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分15可再生能源电网的安全稳定运行具有重要价值。总体来看，光热电站在启停速度、爬坡速度、最小出力方面比传统火电机组都有优势。调峰能力较强，可以负荷压到15%，达到与燃气机组相近的爬坡速度，这种快速爬坡能力进一步提升了可调度特性。火电一般只能压到40%，经过改造后，受制于汽轮机稳定运行要求也只能压到30%左右。2.2.3、优势3：合理的配置可以降低“光热+光伏”系统成本从系统容量配置角度，太阳能热发电站的装机容量、储能时长和镜场面积与电站的经济性密切相关。一般来说，为了储存更长时间的能量，就需要增加聚光场的面积，这种情况下一次投资的成本就会增加；然而由于储能时长的增加，电站发电量将提高，度电成本则会下降。针对不同的太阳能资源、气象条件、可用土地面积和电站设计等存在一个最优化的储热值。对于整个电厂的优化计算将镜场的采光面积（太阳倍数=集热容量/发电容量）与储热时长（储热时长=储热容量/发电容量）同时进行优化计算，最终确定最低的成本电价。如图15中所示，相同储热时长的光热电站，在不同的太阳倍数配置下有一条存在LCOE最低解的成本曲线；因此在可行性方案时可对比不同储热时长下的LCOE最优解，以决定最具备经济性的方案选择。图15：特定太阳倍数下光热发电成本与储热时长的关系资料来源：《高比例可再生能源电力系统中光热发电的价值发现》康重庆中广核新能源控股有限公司的研究《《太阳能光热—光伏互补发电经济性分析》张亚南》（2021）显示：按照光伏电站4元/W、50MW槽式光热电站投资28元/W、储热时长7.5h计算，项目周期27年，建设期2年、运营期25年，在不同的初始投资下降比例、IRR要求下，对应的上网电价在1：9~1:10时可以接近平价上网。目前三北地区大部分光热配比为1:9，根据该研究，在8%、6%内部收益率要求下，以28亿/100MW的初始成本计算，上网电价分别为0.495元/度、0.467元/度。当光热电站初始投资成本下降幅度20%，在8%/6%内部收益率要求下上网电价分别为0.405元/度、0.383元/度。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分16图16：资本金财务内部收益率8%对应的上网电价/（元/MWh）图17：资本金财务内部收益率6%对应的上网电价/（元/MWh）资料来源：《太阳能光热—光伏互补发电经济性分析》张亚南资料来源：《太阳能光热—光伏互补发电经济性分析》张亚南光热储能使用寿命长、储能时间长。对比电化学储能，光热发电作为储能配置的优势在于使用寿命和储能时长更长。目前锂离子储能系统循环寿命仅为7000次，按照每天充放2次计算，使用寿命仅为10年左右，与可再生能源发电站的设计使用年限25年具有较大差距。而熔融盐储热目前设计使用年限为25-30年，与光伏、风电运行年限一致，以欧洲第一个大规模商业化熔盐储热应用的光热电站西班牙Andasol槽式电站为例，从2009年投运，已稳定运行12年，远超目前投运的锂离子储能系统运行年限。光热储能一般可以支持6-12小时，长于目前主流电化学储能时长2-4小时。光热储能和电化学储能应用场景不同，对于小占地面积、小功率短时长、高响应速度的，电化学更优。但是对于大容量级别的，如果考虑到储能时长、同样使用寿命下的更换次数，电化学的初始投资成本也比光热要高。因此在太阳光热资源丰富的三北区域，光热更适合作为光伏电站的大容量、长时长的配套储能。总结来看，在目前主流的储能技术中，西北地区由于地势、水资源、建设成本，无法大规模建设抽水蓄能；锂电池储能则面临安全、回收、锂矿降本困难的问题；新的电化学技术路径钠离子、钒电池等还面临产业化未大规模铺开的问题。而光热电站作为既可以发电又可以储能的成熟技术路径，在光伏、风电快速降本的背景下，光热发电是目前西北风光大基地建设配套储能的优先选择。2.2.4、优势4：光热发电政策支持力度大通过梳理2021年以来国务院、发改委、能源局到地方政府关于光热的支持政策，可以看出几个趋势：1、政策明确了光热发电的定位：将光热发电作为电源侧储能配套系统，鼓励发电企业自建储能或调峰能力，因地制宜发展新型储能应用，推动光热发电与光伏、风电的配套发展。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分172、政策主动以提高并网要求、或以储能规模配套绿电指标的模式，激励业主扩大对新型储能投资积极性：如《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中要求超过保障性以外的规模按照功率的15%挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，20%以上配建比例优先并网。地方政府同样根据这个原则，相应推出了要求对风光投资做储能配套建设的要求，光热资源丰富的省份甘肃、青海、宁夏、内蒙、新疆均有对储能容量配套比例、时长的最低要求。3、光热发电的规划逐步明晰：甘肃、青海作为太阳能光热资源最丰富的省份，意图战略上抓住光热发电发展契机，两省份地方政府层面已经对2025年光热发电容量做了具体规划，规划合计达到2.2GW。其他主要西北省份暂未明确2025年具体的光热发电规模，但具体项目规划、招标已有一定量规模，见后文详细梳理。表3：支持光热发展的相关政策梳理部委/省区时间文件具体内容国务院2021年10月《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。要加快先进适用技术研发和推广应用。其中包含推进熔盐储能供热和发电示范应用。发改委、能源局2021年7月《关于加快推动新型储能发展的指导意见》到2025年，新型储能装机规模达到3000万千瓦以上，健全项目激励机制。发改委、能源局2021年7月《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模、允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模；超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。发改委、能源局2022年2月《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用；完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。发改委、能源局2022年3月《“十四五”现代能源体系规划》在增强电源协调优化运行能力方面，将因地制宜建设天然气调峰电站和发展储热型太阳能热发电，推动气电、太阳能热发电与风电、光伏发电融合发展、联合运行。灵活调节电源方面，按照规划，十四五时期将在青海、新疆、甘肃、内蒙古等地区推动太阳能热发电与风电、光伏发电配套发展。能源局2022年3月《2022年能源工作指导意见》的通知指出将积极发展能源新产业新模式，积极探索作为支撑、调节性电源的光热发电示范。加快电力系统调节能力建设方面，将扎实推进在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型风电光伏基地中，建设光热发电项目。能源局、科技部2022年4月《“十四五”能源领域科技创新规划》十四五时期，将集中攻关开展热化学转化和热化学储能材料研究，探索太阳能热化学转化与其他可再生能源互补技术；将应用推广开发光热发电与其他新能源多能互补集成系统，发掘光热发电调峰特性，推动光热发电在调峰、综合能源等多场景应用。甘肃2021年5月《关于“十四五”第一2021-2022年，甘肃新增风电光伏发电项目规模12GW，河西地区最证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分18批风电、光伏项目开发建设有关事项的通知》低按照电站容量10%配置储能，其他地区最低按照5%配置储能，连续储能时长不低于2h2022年1月甘肃省“十四五”能源发展规划的通知到2025年甘肃光热发电装机计划由2020年的16万千瓦增长至2025年的100万千瓦，年均增长44.27%。大力发展风电、光伏发电、太阳能光热发电等非化石能源电力，形成可再生能源多轮驱动的能源供应体系。青海2021年1月《关于印发支持储能产业发展的若干措施（试行）的通知》新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。2022年3月《青海省“十四五”能源发展规划的通知》到2025年青海光热发电装机计划由2020年的21万千瓦增长至2025年的121万千瓦，年均增长41.94%。重点任务方面，十四五期间将示范推进光伏、与水电、光热、天然气一体化友好型融合电站，实现可再生能源基地的安全稳定运行。新疆2022年5月《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0版)》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。配置新能源规模=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，可配置新能源规模=10×4=40万千瓦；建设10万千瓦光热发电项目，可配置90万千瓦光伏项目。宁夏2021年7月《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见》新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。2022年1月《2022年光伏发电项目竞争性配置方案》2022年宁夏保障性光伏并网规模为4GW，需配套10%、2小时储能。内蒙古2022年3月《关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见建议的公告》新增负荷所配置的新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的15%（4小时）。2022年3月《关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展》通过新增抽水蓄能、化学储能、空气储能、气电、光热电站等储能或调峰能力，多渠道增加可再生能源并网规模。2022年4月《蒙西新型电力系统建设行动方案（1.0版）》（征求意见稿）》将有序推进太阳能热发电发展。发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力，在阿拉善、巴彦淖尔、鄂尔多斯，布局建设长时储热型太阳能热发电项目，推动太阳能热发电与风电、光伏发电基地一体化建设运行，提升新能源发电的稳定性可靠性。到2030年，太阳能热发电装机规模达300万千瓦左右。资料来源：中国政府网、中华人民共和国国家发展和改革委员会官网、国家能源局、甘肃省政府官网、新疆维吾尔族自治区发展和改革委员会官网、宁夏回族自治区发展和改革委员会官网、内蒙古新能源网、内蒙古政府网、青海省发展和改革委员会官网、海东市人民政府官网、CSPPALZA、国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分192.3、光热发电成本拆解：如何降本？阻碍太阳能光热发电快速发展的最主要障碍是初期投资规模过大。光热电站降本的方向包括降低太阳能光热发电的总投资、运维费用，以及提升净发电量。其中降低总投资依赖于光热产业链零部件国产化、规模化生产；而提升净发电量则可通过提高发电系统效率、降低电厂用电来实现。根据《2021中国太阳能热发电行业蓝皮书》中浙江可胜公司的数据，12小时储热100MW的塔式太阳能光热发电站投资规模在25-30亿元之间，主要集中刚在聚光（51.4%）、储热（15.7%）、吸热（7.73%）、热力系统（7.1%），设备系统共占82%的投资比例，工程费用约占16-17%。图18：塔式太阳能光热电站投资成本结构资料来源：浙江可胜、《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等槽式太阳能发电站成本结构类似。根据内蒙古中核龙腾制表数据，我国某装机10万千瓦、储热10小时典型的槽式光热电站共投资28亿元，其中集热系统占比51.8%、储热系统18%、热力系统6.5%，蒸汽发生系统2.2%、其他工程费用占比20%左右。图19：100MW/10h槽式熔盐光热电站投资成本结构资料来源：内蒙古中核龙腾新能源有限公司，《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分20可见成本主要集中在集热系统、吸热系统、储换热系统。根据可胜公司的降本途径数据，降本空间最大的设备环节是聚光场系统和储换热系统，在理想情况下，由于规模化带来的电站投资总体规模下降可以达到18.42%~27.56%。表4：太阳能光热设备购置成本下降路径设备成本下降途径电站造价降低（绝对值）聚光场定日镜：降低用钢量、生产效率提升、新的传动结构、竞争效益；镜场控制系统：软件、硬件成本下降10.7~15.4%吸热器系统材料国产化、加工优化、产业规模化1.03~1.49%储换热系统储罐设计优化、加工成熟、集中采购；熔盐阀门、熔盐泵国产化；熔盐规模化发展3.59~5.66%热力发电系统由于运行经验不足，存在运行达不到预期发电量的问题，需要运行方式进行优化设计优化、集中采购1.4~2.1%资料来源：《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等，《国内光热发电现状及应用前景综述》童家麟等提高净发电量则是需要将系统发电效率提升。太阳能光热系统总体转换率在16~17%之间。要提升光热系统的净发电量，本质上是从工程角度来提升光热转换效率。例如定日镜的定期清洗可以提升定日镜反光效率，提升转换效率2~6%，目前光热电站大多采用自动清洗车进行每周定时清洗；改进定日镜镜面工艺、提升反射率可以提升光热系统0.4~1%的效率；“光热+光伏”发电组合中，将光伏生产的电力供给光热，降低光热厂用电率也可实现系统整体的转换效率。总体看，通过系统的优化，光热效率有12~27%的提升空间。图20：典型的塔式太阳能光热发电站能量传递构成图资料来源：《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分21表5：工程角度建议的熔盐塔式技术优化路径技术优化项提升值（>=，绝对值）定日镜清洁技术清洁度2~6%云预测技术弃光率2~4%定日镜镜面工艺反射率0.4~1%镜场排布优化镜场效率0.4~0.7%截断效率优化截断效率1~2%吸热器涂层吸热器表面吸收率1~2%汽轮机效率汽轮机效率1~1.5%设备的可靠性模型研究设备可考虑1~2%全场优化运营技术发电量1~2%光伏替代部分厂用电厂用电率4~6%改进系统的保温效果厂用电、储热效率/最佳规模带来经济性的改善成本2分钱资料来源：《中国太阳能热发电行业蓝皮书2021》杜凤丽等3、国内市场规模测算：2023-2025年市场空间742~850亿，远期2030年测算装机超过16GW3.1、2022年新增规划梳理：光热发电4.5GW我们梳理了目前所有规划、签约、开工、在建的光热项目，总计有配套风光4.5GW光热储能项目。新增规划、在建项目的容量超过2021年底全国并网示范项目容量的8倍。项目大部分于2022年年中开启招投标，其主要原因在于新疆、甘肃、青海等地出台了储能配套建设要求，光热电站作为因地制宜的新型储能路径，成为了业主投资的重要选择。已出规划的项目中，技术路线大部分为塔式熔盐，槽式和线性菲涅尔式占比较小。证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分22表6：2022年光热发电最新规划、签约、在建项目统计共计超过4.5GW项目名称省份类型路线总装机容量（MW）光伏（MW）风电（MW）光热（MW）时长（h）光热投资规模鲁能阜康90万千瓦光伏+10万千瓦光热多能互补项目新疆光伏+光热塔式熔盐10009001008中能建哈密“光（热）储”多能互补一体化绿电示范项目新疆光伏+光热150013501508三峡新能源哈密100万千瓦光热+光伏一体化综合能源示范项目新疆光伏+光热10009001008新疆丝路坤元公司哈密北90万千瓦光伏+10万千瓦光热发电项目新疆光伏+光热10009001008大唐石城子100万千瓦光热+光伏一体化清洁能源示范项目新疆光伏+光热塔式熔盐10009001008吐鲁番市托克逊县乌斯通光热+光伏一体化项目新疆光伏+光热10009001008唐山海泰新能科技股份有限公司光热+光伏一体化项目新疆光伏+光热100090010012国家电投河南公司新疆鄯善1GW“光伏+光热”一体化项目新疆光伏+光热100090010012中国能源建设集团浙江火电建设有限公司光热+光伏一体化项目新疆光伏+光热100090010012国投若羌10万千瓦光热发电项目新疆光伏+光热塔式熔盐10009001008新疆电建睿达新能源若羌县1GW光热储能+光伏一体化示范项目新疆光伏+光热塔式熔盐10009001008博州10万千瓦储热型光热+90万千瓦新能源项目新疆光伏+光热塔式熔盐10009001008精河新华新能源有限公司“光热储能新能源”一体化基地项目新疆光伏+光热塔式熔盐10009001008新疆木垒县300万千瓦光热发电项目新疆光伏+光热3000300中广核西藏阿里地区“50MW光热+100MW光伏”源网荷储一体化热电示范项目西藏光伏+光热槽式熔盐1501005016国能集团西藏电力那曲安多光热+一体化项目西藏光伏+风电+光热100西藏扎布耶源网荷储一体化综合能源供应项目西藏光伏+光热112704224西藏华电那曲色尼区170MW光伏光热一体化项目西藏光伏+光热17012050国能集团青豫直流二期1标段海南州共和塔拉滩光伏1GW光伏光热项目青海光伏+光热塔式熔盐10009001001218.89国家电投青豫直流二期2标段青海光伏+光热塔式熔盐1000900100三峡能源青豫直流二期3标段青海光伏+光热塔式熔盐100090010016.8三峡能源海西基地项目格尔木110万千瓦光伏光热项目青海光伏+光热塔式熔盐1100100010016.5中能建江苏设计院共和100万千瓦源网荷储项目青海光伏+光热1000900100中电建共和100万千瓦光伏光热项目青海光伏+光热塔式熔盐10009001008中广核新能源青海德令哈光储热一体化项目青海光伏+光热塔式熔盐200018002006华能格尔木多能互补一体化基地青海光伏+储能+光热塔式熔盐3050300050华能乌拉特后旗300MW光热发电项目内蒙古光热300300华能准格尔旗多能互补项目内蒙古光热+光伏+风电2000100鲁固直流白城140万千瓦外送项目1单元（通榆县）吉林光伏+风电+光热塔式熔盐7002004001008鲁固直流白城140万千瓦外送项目2单元（大安市）吉林光伏+风电+光热塔式熔盐7002004001008国投阿克塞750MW光热+光伏试点项目甘肃光伏+光热塔式熔盐750640110国家能源集团龙源电力甘肃公司敦煌700兆瓦“光热储能+”甘肃光伏+光热熔盐线性菲涅尔700600100中核玉门新奥“光热储能+光伏+风电”示范项目10万千瓦光热储能工程甘肃光伏+风电+光热熔盐线性菲涅尔7004002001001016.99三峡恒基能脉瓜州70万千瓦“光热储能+”1X100MW光热发电项目甘肃风电光伏+光热塔式熔盐700200400100金塔中光太阳能10万千瓦光热项目甘肃光伏+光热塔式熔盐70060010012首航玉门100MW项目甘肃光热塔式熔盐100100玉门鑫能光热第一电离有限公司熔盐塔式5万千瓦光热发电项目甘肃光热塔式二次反射5050古浪光热发电示范项目甘肃光热+光伏+风电塔式熔盐7406401008民勤红沙岗光伏+光热互补示范园区项目甘肃光伏+光热塔式熔盐8107001108华能高台县70万千瓦光热光伏示范项目甘肃光伏+光热700600100玉门油田光热+风光发电示范项目甘肃光伏+光热100100华能阿克塞70万千瓦光热+示范项目甘肃光热+光伏+风电700200400100合计4512资料来源：CSPPLAZA、CNSTE、中广核、大唐、中核集团、中国能建、中国三峡、中国电建、国电投、国家电投、中国华能、中国华电集团的招投标、电子商务平台，青海项目信息网，国海证券研究所：未公布规划证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分23图21：光热发电最新规划、签约、在建项目容量按省份划分（单位：MW）资料来源：CSPPLAZA、CNSTE、中广核、大唐、中核集团、中国能建、中国三峡、中国电建、国电投、国家电投、中国华能、中国华电集团招投标、电子商务平台，青海项目信息网，国海证券研究所（数据截止2022年12月5日）按省份划分来看，新疆、甘肃、青海地区容量分别为1.65GW、1.17GW、0.85GW，西藏、吉林、内蒙光热项目相对更少。3.2、近期市场空间：2023-2025年4.5GW对应投资规模为742~850亿根据已经完成EPC招标的四个项目中标金额来看（表7），目前100MW光热、8~12h配套储热时长项目投资金额在16.5~18.9亿元之间。因此我们假设100MW光热投资规模为16.5~18.9亿，根据表6数据光热容量规模为4.5GW，则共对应742~850亿的光热总投资规模（设备、建安）。不考虑今年四季度、明年新增备案、招投标的情况下，假设项目三年完工，那么2023-2025年光热产业链年均市场规模约250~280亿。由于2020-2021年光热新增招投标停滞，我们有理由相信2023、2024年光热行业景气度较2022年将有较大幅度的跃升。表7：目前已公布EPC中标情况项目情况项目项目概况中标金额（亿元）国能集团青豫直流二期1标段海南州共和塔拉滩光伏1GW光伏光热项目光热100MW，12h时长18.89三峡能源青豫直流二期3标段光热100MW16.8三峡能源海西基地项目格尔木110万千瓦光伏光热项目光热100MW16.5中核玉门“光热储能+光伏+风电”示范项目10万千瓦光热储能工程光热100MW，10h时长16.99资料来源：青海项目信息网、中国三峡集团电子采购平台、中核集团电子商务平台、国海证券研究所1650117085040024220002004006008001,0001,2001,4001,6001,800新疆甘肃青海内蒙古西藏吉林证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分243.3、远期市场空间：2030年光热装机有望达到16.2GW，“十五五”期间市场规模超过1400亿表8：青海、甘肃、新疆、内蒙四省“十四五”可再生能源总体规划（GW）省份新增风光装机新增光伏装机新增风电装机光热规划规模已公布项目统计（图21）参考文件青海38.07308.071.210.85《青海省“十四五”能源发展规划》甘肃56.8332.0324.811.17《甘肃省“十四五”能源发展规划》新疆50.75新疆十四五规划中未拆分公布风光的具体规模；根据新疆一、二批市场化并网清单数据，光伏为33.63GW、风电为17.12GW未公布光热容量规划，目前最新统计已公布光热项目容量1.65GW新疆（两批）50.7GW市场化新能源项目清单内蒙83.7732.6251.150.60.4《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》合计229.4128.3101.14.464.07资料来源：甘肃省政府官网、新疆维吾尔族自治区发展和改革委员会官网、内蒙古政府网、青海省发展和改革委员会官网，CSPPLAZA、国海证券研究所测算模型：光热装机需求量=大基地风光总体规划光伏容量比例配置光热作为配套储能的光伏容量比例光热发电配置容量比例参数的依据和解释：风光大基地光热总体规划：根据发改委、能源局《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》规划，2030年风光大基地规划约455GW，“十四五”时期规划建设风光基地总装机约200GW，“十五五”时期规划建设风光基地总装机约255GW。假设远期风光大基地的光伏容量比例为60%：因光热发电对太阳能资源要求较高，因此一般在光热项目可投区域，光伏项目也会有较好的经济性、可行性。从目前已公布项目信息看，光热均与光伏进行配套。因此我们在测算时，以光伏在风光大基地中容量占比作为基准参数进行测算。通过梳理风光大基地主要布局的省份（青、甘、新、内）的十四五规划和已申报项目（表8），十四五期间新增光伏容量占比总新增容量为56%。因新疆、甘肃、青海光伏资源较好，我们假设“十五五”末风光大基地的光伏新增装机容量占比提升到60%。假设远期配置光伏中配套光热的容量比例为50%：在西北地区，目前光伏发电的配套储能的成熟路径主要是电化学和光热储能。业主根据项目所在区域的光热资源、投资预算、调峰储能需求来决定电化学或者光热作为储能配置。因此不同光热资源禀赋的区域之间，光伏配置光热作为储能配套的容量比例会有一定区别。根据新疆一、二批市场化并网清单数据，27.4GW光伏装机中有44.3%（12.2GW）配套了光热发电装机1.35GW。远期看“十五五”末，考虑到省份之间太阳能资源的差异、光热发电持续降本，在太阳能资源更好的青海、甘肃、新疆光伏装机证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分25中以光热作为储能配套的比例或高于44.3%，我们预期为50%。假设远期光热:光伏配置容量比例提升到1:8：根据表3所梳理的地方政策，甘肃、青海、新疆均以电站总容量的10%进行配储的要求作为门槛或者指导意见。从表6梳理的项目也可看出绝大部分新增项目“光热：光伏”比例为1:9。在吉林、甘肃等地区部分项目是“风光储”搭配，“光热：光伏”达到1:6、1:4、1:2。考虑未来电力辅助服务市场完善、光热降本速度加快，光热储能调峰经济性凸现，以及多能互补项目比例提升，我们假设“十五五”期间新增装机的“光热：光伏”的渗透率配比率提升到1:8，即光热占比光伏装机12.5%。表9：根据风光大基地规划测算的“十四五”、“十五五”期间不同配置比例下的光热配置容量的敏感性（GW）总风光容量（GW）200GW“十四五”光伏装机中配置光热的比例假设（光热占比光伏装机量11.11%）光伏装机占比假设容量规模（GW）光热比例40%44%50%55%60%50%100光热发电装机量测算4.444.895.566.116.6756%1124.985.486.226.847.4760%1205.335.876.677.338.0065%1305.786.357.227.948.67总风光容量（GW）455GW“十五五”期间光伏装机中配置光热的比例假设（光热占比光伏装机量12.5%）光伏装机占比假设容量规模（GW）光热比例40%44%50%55%60%50%227.50光热发电装机量测算10.8211.9013.5214.8816.2356%254.8012.1213.3315.1516.6618.1860%273.0012.9814.2816.2317.8519.4765%295.7514.0615.4717.5819.3421.10资料来源：《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，国海证券研究所根据以上假设参数，中性假设下，2030年光热装机规模可达到16.23GW。如果光伏占比超过60%、或光热发电成本降本加快，光热配置比例进一步提升，根据敏感性测试，2030年光热装机的乐观预期规模有望接近20GW。根据表7目前已公布光热发电EPC承包中标金额的100MW项目平均投资规模为17.3亿，因此我们假设“十四五”期间光热发电初始单位投资成本为170亿/GW；假设“十五五”期间光热发电初始单位投资成本继续下降至150亿/GW。在该假设下“十四五”和“十五五”期间对应光热发电的投资规模为931亿、1434亿。表10：假设“十四五”、“十五五”期间单位投资规模为170、150亿/GW测算的光热发电投资规模（亿元）“十四五”期间风光容量（GW）200光伏装机中配置光热的比例假设（光热占比10%，单位：亿元）光伏装机占比假设容量规模（GW）光热比例40%44%50%55%60%50%100光热发电投资规模测算7558319441039113356%11284693110581163126960%12090799711331247136065%1309821080122813501473“十五五”期间风光容量（GW）255（455-200）光伏装机中配置光热的比例假设（光热占比10%，单位：亿元）光伏装机占比假设容量规模（GW）光热比例40%44%50%55%60%50%128光热发电投资规模测算956105211951315143456%1431071117813391473160760%1531148126214341578172165%16612431367155417091865资料来源：《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，国海证券研究所证券研究报告请务必阅读正文后免责条款部分264、重点关注个股（1）光热系统集成商：首航高科（2）储热、换热核心设备：西子洁能（蒸汽发生器、吸热器、储热罐）、东方电气（蒸汽发生器、汽轮机、吸热器），关注蓝科高新（储热罐）。（3）定日镜驱动支架：川润股份（液压驱动）、长盛轴承（定日镜转向轴承）、捷昌驱动（电驱动推杆）、振江股份（定日镜支架）。（4）超白玻璃关注安彩高科、电伴热系统建议关注久盛电气，电加热器建议关注东方电热，保温材料建议关注鲁阳节能。重点关注公司及盈利预测重点公司股票2022/12/13EPSPE投资代码名称股价20212022E2023E20212022E2023E评级002665.SZ首航高科3.91-0.09-43.54未评级002534.SZ西子洁能15.290.580.290.7226.3652.5121.23未评级600875.SH东方电气20.670.730.961.3128.3221.5315.78买入002272.SZ川润股份6.680.1256.13未评级603583.SH捷昌驱动26.370.711.171.6337.1422.5416.18增持603507.SH振江股份31.421.431.492.3621.9721.1413.30未评级600207.SH安彩高科6.370.240.260.4326.2024.7714.75未评级资料来源：Wind资讯，国海证券研究所（为未评级公司，盈利预测来自万得一致预测，空白值为缺失万得一致盈利预测）5、风险提示1）政策变动风险，配套储能政策不及预期2）光热发电降本不及预期，上游原材料涨价幅度较大，建设投产进度不及预期3）钒电池等新型储能降本速度、推广速度更快，路径上取代光热发电4）光伏装机不及预期，光热发电作为光伏的配套储能受到影响5）测算存在主观性，仅供参考6）若贷款利率上行幅度过大，将影响项目收益率，进而影响业主投资积极性7）重点关注个股业绩不及预期国海证券股份有限公司国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分【公共事业小组介绍】杨阳，中央财经大学会计硕士，湖南大学电气工程本科，5年证券从业经验，现任国海证券公用事业和中小盘团队首席，曾任职于天风证券、方正证券和中泰证券。获得2021年新财富分析师公用事业第4名，21世纪金牌分析师和Wind金牌分析师公用事业行业第2名，21年水晶球公用事业入围，2020年wind金牌分析师公用事业第2,2018年新财富公用事业第4、水晶球公用事业第2核心成员。罗琨，香港浸会大学经济学硕士、湖南大学会计学本科，5年证券从业经验，曾任财信证券资管投资部投资经理、研究发展中心机械研究员、宏观策略总监。【分析师承诺】杨阳,罗琨,本报告中的分析师均具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立，客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了分析师本人的研究观点。分析师本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收取到任何形式的补偿。【国海证券投资评级标准】行业投资评级推荐：行业基本面向好，行业指数领先沪深300指数；中性：行业基本面稳定，行业指数跟随沪深300指数；回避：行业基本面向淡，行业指数落后沪深300指数。股票投资评级买入：相对沪深300指数涨幅20%以上；增持：相对沪深300指数涨幅介于10%～20%之间；中性：相对沪深300指数涨幅介于-10%～10%之间；卖出：相对沪深300指数跌幅10%以上。【免责声明】本报告的风险等级定级为R3，仅供符合国海证券股份有限公司（简称“本公司”）投资者适当性管理要求的的客户（简称“客户”）使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司的完整报告为准，本公司接受客户的后续问询。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料及合法获得的相关内部外部报告资料，本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证，不保证其中的信息已做最新变更，也不保证相关的建议不会发生任何变更。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。报告中的内容和意见仅供参考，在任何情况下，本报告中所表达的意见并不构成对所述证券买卖的出价和征价。本公司及其本公司员工对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。【风险提示】市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自国海证券股份有限公司国海证券研究所请务必阅读正文后免责条款部分己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向本公司或其他专业人士咨询并谨慎决策。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。【郑重声明】本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定，除法律规定的情况外，任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容，否则均构成对本公司版权的侵害，本公司有权依法追究其法律责任。