（报告出品方/作者：光大证券，孙伟风，冯孟乾，陈奇凡，高鑫）
1、光热储能原理：以热能为核心1.1、光伏&光热：同根生的两兄弟
光伏发电和光热发电是太阳能发电最主要的两种形式。光伏发电是利用半导体界 面的光生伏特效应，将光能直接转变为电能的技术；而光热发电则是通过利用大 规模的集热镜和传统的蒸汽发电机热力循环做功，将光能先转化为热能，再转化 为机械能，并最终产生电能的技术。
光伏发电：光伏效应，光能直接转化为直流电。光伏发电系统的核心为光伏组件， 其由多个单晶/多晶硅成分的光伏电池片串联构成。当太阳光照射在高纯硅上， 使电子跃迁，形成电位差，光能直接转变为电能，产生直流电，并在逆变器、升 压系统的作用下转变成高压交流电，最终实现用电、并网功能。 光热发电：经过“光能-热能-机械能-电能”这一转化过程，产生交流电。
光热发 电通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装 置内的导热油、熔融盐等传热介质，传热介质经过换热装置将水加热到高温高压 蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电。除发电所用热源不同，其后端技术路径 与火力发电并无较大差异，且产生电流为交流电，可直接实现并网。
相较于光伏，我国光热发展相对滞后。2021 年，我国光伏发电累计装机容量达 306.4GW，同比 21%；光热发电累计装机容量仅 538MW，同比持平。无论从 装机总量还是装机增速来看，光伏发电均远高于光热发电，其主要原因是光热度 电成本远高于光伏，在市场化的条件下不具备竞争优势。
1.2、光热储能电站的四大系统组成
光热发电大致可分为四个部分：集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发 电系统。 集热（聚光）系统：集热系统是光热系统的核心，其主要由聚光装置、接收器、 跟踪机构等部件构成。而其中，聚光装置又为集热系统的核心组件，其在中央控 制系统操控下，可追踪太阳位置，收集并向接收器反射最大量的阳光。聚光装置 中的聚光镜、定日镜的反射率、焦点偏差等均能影响发电效率，对设计、生产、 安装技术要求较高，过去被海外厂家垄断，而目前国产聚光镜效率可以达 94%， 与进口产品差距较小，具备国产替代潜力。
吸热系统：吸热系统的功能为收集集热装置产生的热能，并利用导热介质将热能 传送给蓄热系统。 储换热系统：蓄热装置通常由绝热材料包覆的蓄热器及价格低廉、比热容高的储 热介质构成，其主要作用是白天将光热能储存，夜间通过热交换系统将热能释放， 并通过发电机最终转化为电能，实现光伏电站的夜间发电及调峰调频。 发电系统：光热发电系统与火力发电系统技术具有一致性，市场成熟度较高，二 者均通过高质量过热蒸气推动汽轮机做功，从而将机械能转化为电能。
1.3、光热系统：槽式现为主流，塔式前景广阔
按照光能聚集的方式，光热发电系统可分为塔式光热发电、槽式光热发电、碟式 光热发电和线性菲涅尔式光热发电四类。
塔式太阳能热发电系统：塔式系统是利用众多定日镜，将太阳热辐射反射到置于 高塔顶部的集热器上，加热传热流体（主要为熔融盐），高温传热流体通过蒸汽 发生系统产生过热蒸汽推动汽轮发电机组发电。 槽式太阳能热发电系统：槽式系统将多个槽型抛物面聚光集热器串并联排列，连 续加热位于焦线位置的导热流体（主要为导热油），进而产生过热蒸汽驱动发电 机组发电。
碟式太阳能热发电系统：碟式系统利用驱动装置自动跟踪太阳，并用碟形聚光器 将太阳光聚集到焦点处的吸热器上，最后通过斯特林循环或者布雷顿循环实现发 电。由于其单体较小，常用于空间太阳能站。 线性菲涅耳式太阳能热发电系统：菲涅尔系统使用多个跟踪太阳运动的条形平面 镜代替抛面镜，将太阳辐射聚集到吸热管上，加热传热流体（通常为水/蒸汽）， 并通过热力循环进行发电。
我国新签光热储能项目中，塔式光热占比相对较高。槽式技术成熟较早，专利多 为欧美垄断，目前历史装机量较大。截至 2022 年年初，全球光热电站项目中， 槽式项目达 82 个，塔式项目仅 31 个。截至 2021 年，我国已建成光热项目中， 塔式及槽式的占比分别为 60%及 28%。
1.4、我国光热储能电站发展历程
中国光热发电“两沉两浮”。1）蹒跚起步。中国光热发电初次尝试发生在十多 年前的内蒙古鄂尔多斯，彼时政府拟筹划在当地建设一个 50MW 级光热示范电 站，并于 2006 年召开的中德科技论坛上升级为中德合作项目，但受制于技术水 平和发电成本等因素，项目逐渐被搁置。2）焰火重燃。2016 年，国家能源局发 布《国家能源局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，重燃市场对光热发电的热情，后续中控青海德令哈项目 10MW 塔式、首航敦煌 10MW 塔式等一系列项目拉动光热发展进入快车道。3） 再陷低谷。随着 18 年底示范电价退坡机制的启动，19-20 年光热项目建设再次 陷入停滞。4）峰回路转。21 年开始，随着国家“双碳”战略的逐步深入，光热 储能具备比较优势，行业关注度逐渐回升，有望迎再次发展。
2、光热储能电站将进入发展快车道2.1、政策鼓励，光热储能绽放
2021年，在经历了近两年的市场沉寂期后，中国光热发电行业迎来了承上启下 的新元年。随着新能源装机规模不断扩张，光热发电“储发一体”优势凸显，与 光伏、风电协同互补，在清洁供电的同时保证电网的高效稳定。而国家 21 年以 来也不断推出涵盖光热发电在内的一系列指导性意见，助力光热发电与风电、光 伏的融合发展、联合运行，以及储热型太阳能热发电的发展。
2.2、光热储能电站成本已有显著下降
技术成熟 国产替代＝光热度电成本不断下降。近年来可再生能源发电成本不断 下降，部分已低于传统化石能源发电成本，据国际可再生能源机构(IRENA)报告 显示：2010-2020 年，全球光伏电站发电平均成本降幅最大，达 85%；光热发电系统其次，约为 68%。在技术路径不断成熟、供应链不断完善以及核心器材 国产替代的综合逻辑下，我国光热发电有望摆脱过去经济性不强的局面，叠加“风 光储大基地”战略，度电成本在未来几年将持续快速下降。
根据国际经验，技术进步对光热储能电站成本降低的贡献率约 42%，规模化的 贡献率约 37%，批量生产的贡献率约 21%。根据可胜技术的数据，在理想情况 下，由于规模化发展带来的电站总投资整体下降幅度可达 18.4%~27.6%。
2.3、光热储能电站：稳定发电为其核心优势
新能源发电痛点在于波动较大，对电网负荷造成冲击 在火力发电主导的传统电力系统中，电能的供应曲线相对稳定，但用电曲线在年 内、日内存在多次峰谷波动。此前通过“了解需求侧、控制发电侧”的基本策略， 预判用电高峰，预设发电出力计划，可较好解决电能供需错配问题。近年，随着 可再生能源发电装机比例的提升给发电侧增添了诸多不可控、不稳定因素。风电、 光伏发电受制于自然条件因素，常具有波动性、随机性、反调峰性等特点，而其 “极热无风、晚峰无光5”等弊病早已是“老生常谈”。据国家电网测算，2035 年前，我国风电、光伏装机规模将分别达 7 亿、6.5 亿千瓦，而所带来的日最大 波动率预计分别达 1.56 亿、4.16 亿千瓦，大大超出电网调节能力。我国电网迫 切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源 5 亿千瓦左右的日功率波动的调节 能力。
储能系统具备平滑波动、削峰填谷能力，是新能源发电的重要稳定器
储能技术是应对以风、光为主的新能源系统波动性、间歇性的有效技术。成熟的 储能技术在发电侧可平滑风光电系统的波动，从而提高并网风电、光电系统的电 能质量和稳定性，改善新能源发电波动性等短板；在电网侧、用户侧，储能技术 可很好地解决电能供需错配问题，从而减少电网短时承压过高或峰时用电不足带 来的安全性、稳定性问题，并有效消纳可再生能源，避免“弃风弃光”现象。
储能系统还可降低调峰调频能耗，并作为备用电力保障用电安全。传统火电调峰 调频中，煤电机组为满足调峰能力，往往增加发电容量以具备应对尖峰负荷的能 力，但这使得火电机组经常无法达到满发状态；同时火力发电对电网调频AGC 信 号响应具有滞后性，严重影响机组运行经济性。而储能系统充放电灵活、反应速 度快，可大幅降低备用火力发电机组容量，并对调峰信号快速反应，大大提高了 电网运行效率。此外，储能系统还可作为应对电力突发情况，满足紧急用电的备 用电源，具备一定的能源安全价值。
储发一体带来的稳定发电为光热储能电站的最大优势
相比于风电-抽水蓄能、光伏发电-蓄电池蓄电等储发分离系统，光热电站集二者 于一身，可以像传统火力发电厂一样生产出电网友好型的可调度电力，以满足早 晚高峰、尖峰时段等多情景下的用电需求；通过人为设置储能时长及发电机的负 载功率，可实现 24 小时连续、稳定供电。 我国 2018 年并网的 3 座商业化太阳能热发电示范项目中，太阳能热发电机组调 峰深度最大可达 80%；爬坡速度快，升降负荷速率可达每分钟 3%-6%额定功率， 冷态启动时间 1 小时左右、热态启动时间约 25 分钟，可 100%参与电力平衡， 部分替代化石类常规发电机组，对保障高比例可再生能源电网的安全稳定运行具 有重要价值。电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算，假设建设 100 万千瓦~500 万千瓦不同规模的光热储能电站，可减少弃风弃光电量 10%~38%。
清华大学能源互联网研究院研究结果显示，如果安装 22GW 光伏和 7GW 风电， 青海电网在丰水期可连续 3 日全清洁能源供电（包括省内负荷及特高压外送河 南）；如果在此基础上配置 4GW 光热储能电站，青海省在丰水期可实现创纪录 的连续 30 日全清洁能源供电。
西北风光大基地场景，光热储能电站与之匹配度最高
熔融盐是光热储能的首选传热储热介质。传热蓄热技术是光热发电关键技术之 一，而传热介质的工作性能直接影响系统的效率和应用前景。目前槽式光热电站 的工作温度一般不超过 400°C，塔式光热电站则在 550°C 以上，在这一温度区间，熔融盐相比水/水蒸气、液态金属等，具有较高的使用温度、高热稳定性、 高比热容、高对流传热系数、低粘度、低饱和蒸汽压、低价格等一系列优点，是 光热电站传热和储热介质的首选。据 CSPPLAZA 光热发电网统计，在国内首批 20 个光热发电示范项目中，18 个采用熔盐储能；已备案新增 92 个光热发电站 清单中，86 个将采用熔盐储能。
相比于其他储能方式，熔融盐储能与大基地-光电系统匹配度最高。光伏、光热 基地多位于干旱且平坦的戈壁、荒漠，不具备开展抽水蓄能、空气压缩储能等项 目的地质条件。大基地发电量较大且工作环境恶劣，对造价高、寿命短、温度敏 感的电化学储能形成严峻考验。相比之下，熔融盐储能既能满足储能容量大、储 时长的要求，又具备经济性，并能在严酷的自然条件下安全平稳运行 25-30 年； 其腐蚀性的劣势，则通过提高熔盐品质、使用防腐蚀材料等得到明显改善。
2.4、光热储能还可应用于供暖及工业蒸汽等场景
光热制工业蒸汽，助力蒸汽价格与煤炭、天然气价格解耦。工业蒸汽通常是由燃 烧煤炭、天然气加热液态水产生过热蒸汽制得，下游主要用于满足工业企业生产 的加热需要，其一典型应用是在稠油开采领域的应用。稠油胶质沥青含量高、粘 度大、流动性差，需通过蒸汽热采以获得较好的经济效益。而在近年化石能源价 格大幅上涨及优化能源结构、降低能耗、减少碳排放的政策背景下，燃烧化石能 源制备工业蒸汽逐渐丧失成本优势，使用太阳能集热装置来产生蒸汽的太阳能 EOR 具备广阔前景。
太阳能 EOR 的核心在于利用光热发电的集热技术实时产生 过热水蒸气或将热能储存在蓄热系统备用，通过此种方式，可大幅减少稠油开采 成本并减少开采过程中的碳排放。对于光热电站运营商，其聚光产生的热能或无 需转化为电能并网售卖，而是仅通过蒸汽发生系统产生工业蒸汽直接售卖给消 毒、纺织企业，减少了发电过程中大量的能耗损失，增加光热收入。
以光供暖、以光助农，光热发电不断开发新型应用场景。以光热大循环为主体， 将产生的热能储存起来并在温度较低时释放，便可用于绿色小镇的清洁供暖及恒 温蔬菜大棚冬日的温度保持。近年国家不断推进北方地区清洁供暖，打响关于冬 季供暖的“蓝天保卫战”，光热供暖在能源价格上涨和储能问题解决的推动下， 经济性、实用性凸显；而其应用在恒温蔬菜大棚供暖，可大幅降低菜农冬日种植 蔬菜成本。
3.1、光热储能产业链梳理
目前我国光热发电装备制造产业链已初步形成，涉及精密仪器制造、系统设计、 软件编程、水泥、钢铁、玻璃等一系列产业。国家首批光热发电示范项目中，设 备、材料国产化率超过 90%，而在青海中控德令哈 50MW 塔式光热发电项目等 部分项目中，设备和材料国产化率已达到 95%以上；2021 年，我国从事太阳能 热发电相关产业链产品和服务的企事业单位数量近 550 家，其中，太阳能热发 电行业特有的聚光、吸热、传储热系统相关从业企业数量约 320 家，约占总数 量的 60%。
我们选取两座塔式电站在制造阶段的材料清单数据，主要包括：镜场区、吸热器 系统、塔、蒸汽发生系统、储热&传热流体系统、基础及辅助建筑、接线、管道 （吸热器系统管道以外）。
不同形式及不同容量的光热储能造价结构不一，聚光、吸热、储能为核心
光热电站各部分、各原材料成本占比并不恒定。随着电站规模变大/储能时间增 加，定日镜数量/熔融盐的用量会相应增加，带动太阳岛投资成本占比提升；但 同时电站年利用小时数和所发电量都会有所提升，电站整体经济性将会提高，拉 动发电成本下降。聚光、吸热、储热子系统为光热电站的核心，三者合计成本占 比超 70%。在光热系统专有的聚光、吸热、储热子系统中，据可胜技术测算，材料成本占比 <30％，制造加工成本占比>50％，包装运输、安装等成本<20％；原材料中钢材 成本占比 53%，熔盐成本占比 21%，玻璃成本占比 17%。
3.2、光热储能市场空间分析
据我们统计，目前我国已运行的 8 座商业化示范项目合计装机容量 500MW，总 投资 152 亿元，单兆瓦投资 0.3 亿元；当前我国在建的光热储能电站项目达 19 个，对应装机容量 2695MW，考虑“招标-投资-装机”周期为 2-3 年，我们测算 短期我国光热储能市场空间约为 808.5 亿元。
3.3、光热储能对光热玻璃及保温材料增量贡献
假设“十四五”期间，我国年均光热装机容量为 1GW，对应投资金额 250 亿元。 玻璃方面，以上文中装机容量 50MW、储能 7 小时的塔式光热项目为例，我们测算玻璃成本约占整机成本的 4%（78%聚光、吸热、储热子系统× 30%原材料×17%玻璃=4%），又考虑功率更大、储能时长更久的电场中，镜 场成本占比更高，故假设玻璃成本平均约占总成本的 5%。经测算，光热装机将 带来的玻璃年需求达 12.5 亿元。目前国内光热玻璃的主要供应商为艾杰旭（大 连），此外安彩高科也已具备批量生产能力。
保温材料方面，目前我国装机容量 50MW、配置 7 小时储热系统的槽式光热项 目所需保温材料的用量约为 2 万立方，对应投资成本约为 4000 万元；在“十四 五”期间我国年均光热装机容量为 1GW 的假设下，其所带来的保温材料年需求 或可达 8 亿元。保温是光热储能的重中之重，由于光热发电系统的运行温度普遍 较高，若发生熔融盐等导热、储热材料析出凝固，将会严重威胁电站运行的经济 性与稳定性。目前业内多用陶瓷纤维等作为主要保温材料，而鲁阳节能作为国内 陶纤龙头，已推出赛阳系列产品。
在新能源装机快速增长的背景下，光热储能电站迎来快速发展；其应用场景不仅限于电力场景，亦可为工商业提供工业蒸汽、供暖等。目前我国在建光热储能电站装机规模达2695MW，测算其对应市场规模约808.5亿元；随着风光大基地的持续推进，以及“双碳”约束下北方采暖路径的变化，光热储能市场有较大扩容潜力。光热玻璃、保温材料市场有望迎来扩容。
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