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　　分享光热发电作为两种太阳能发电技术之一，受制于投资成本高，缺乏有效政策接续等问题，过去在新能源占比中明显低于风电、光伏项目。但是，最近，光热发电凭借兼具调峰电源和储能的双重功能的优势，在政策加持下，正迎来新的发展机遇。

　　光热储能，越来越成为一项极具发展前景的调峰型储能。

　　青海中控德令哈10MW熔盐塔式光热电站，于2013年7月并网发电，是中国首座并网发电的光热电站，也是全球第三座在运行的规模化储能光热电站。经多年稳定运行，该电站2018年实际发电量已达设计值的96.75%，为全球同类项目中发电量达成率最高。

　　前不久，赶碳号全文转发了《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，长达四万余字。　　《实施方案》提出，鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。光热发电最小技术出力可达到额定功率的15%—20%，出力响应速度堪比燃气发电，具备频繁启停的能力。

　　此外，光热发电还可提供转动惯量，且具备成本低、安全性高的长时储热系统。借助于光热发电以上诸多优异的调节能力，光热发电与风电、光伏等新能源融合发展可成为新能源开发利用的重要模式。

　　在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型新能源基地，光热发电可作为调峰电源与风电、光伏打捆，探索通过规模化的储热发电代替火电和电储能，实现支撑高比例新能源的外送。

　　多能互补项目中光热储能调峰效果;来源：《基于太阳能热发电的内蒙古电网多能互补配比研究》(闫晓宁等，2019)

　　乘储能东风，光热正当时

　　过去，我国光热发电始终处于慢速发展状态，主因在于其单独发电的度电成本高、占地面积大。

　　当前双碳大背景下，风电、光伏发电大规模高速度发展，而光热发电因其具备独特的基荷电源+调峰调频功能，将在多能互补以及综合能源基地项目中迎来新的发展机遇。

　　光热发电百兆瓦投资约 25-30 亿元，度电成本约 0.9-1.0 元/千瓦时，是目前风光发电项目的 3-5 倍。

　　在前期电价补贴退坡后，新建项目 IRR 经济性较差，但光热发电的优势主要在于可持续进行电力输出，且光热发电可储可调，能与风电光伏形成优势互补。

　　在目前各地政府积极鼓励大容量、长时段的储能配套的政策坏境下，光热储能有望迎来快速增长期。

　　截至2022 年底，我国光热发电累计装机 588MW，在建项目 3.4GW，预计 23/24 年底前投运 1.3/2.0GW。

　　当前，青海、甘肃、吉林、新疆、西藏在建新能源项目中光热加权配置比约为 13%，按 25 年西北、华北、东北地区共 8 个省份光伏发电项目光热配建比 15%的中性假设，天风证券预计，2025 年光热项目新增装机有望达到 6.0GW。据西部证券等机构测算，到2030年，国内新增装机总规模将达到可达13GW。

　　一方面，新疆、青海陆续发布第二批新能源项目清单，其中光热项目规模分别达到1350MW、400MW，占比均达到 20%以上。同时，新疆发改委提出鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。

　　另一方面，截至 2022 年10月15 日，我国正处于前期准备/可研/备案阶段的光热项目合计装机规模达到2300MW，招投标项目规模 1005MW，在建项目规模 2695MW，在建规模为已投运规模的4.6 倍。

　　综合以上，受到光照资源、地理条件等因素的限制，我国适合发展光热的地区主要为内蒙古、新疆、青海、甘肃四省。以这四省到2030 年的新增新能源装机规模与光热 9：1 的配比测算，则2030 年国内新增光热装机总规模可达 13GW。

　　光热EPC ，已扬帆出海

　　与此同时，海外市场空间广阔，国内企业出海经验丰富。

　　2021年全球光热发电总装机规模约 6692MW，其中西班牙2364MW，美国 1921MW，中国 589MW，摩洛哥 533MW，南非 501MW。海外光热行业发展依赖于政府补贴。

　　中国公司光热技术已经较为成熟，有丰富的出海经验，据不完全统计， 2018 年至今中国公司作为 EPC 方参与的国际光热项目规模合计达到 1200MW，占比达到 1/6。

　　“光伏+光热”的经济性优于“光伏+锂电池”。

　　目前，我国新增光热项目均为风光热一体项目，光热在其中起到储能、调峰作用，通过减少镜场投资，大大降低了投资成本。

　　在现行项目配置下，西部证券对比了“光伏+光热”和“光伏+锂电池”两种项目的经济性，两者项目整体的度电成本分别为 0.2861/0.2967 元 /度，光热的储能经济性更高，有利于“十四五”期间装机加速发展。

　　光热发电储能，有四条技术路线

　　按照集热方式与结构的不同，可将光热发电系统分为塔式、槽式、碟式和菲涅尔式四类，其中塔式技术在国内应用最为广泛。

　　据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟《中国大阳能热发电行业蓝皮书 2022》，截止 2022 年底，在我国已建成的太阳能热发电系统中，塔式技术路线约占 63.1%，槽式发电约占 25.5%，线性菲涅尔技术约占 11.4%。

　　塔式技术利用大规模自动跟踪太阳的定日镜场阵列，将太阳热辐射能精准反射到置于高塔顶部的集热器，投射到集热器的阳光被吸收转变成热能并加热中间介质。

　　在各种形式的光热发电技术中，塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率，成为目前我国最主流的光热发电技术路线，但其发电成本较高。天风证券认为，随着未来技术的发展，成本有较大的下降空间。

　　槽式技术较为成熟，在全球市场中应用占比最高，但其效率低于塔式，且专利多为欧美垄断;

　　碟式技术通过斯特林循环实现发电，也具备较高的系统效率，但其适宜规模较小且无法储热，故未得到推广使用;

　　菲涅尔式技术原理类似于槽式，传热介质主要为水/蒸汽，发电效率较低。

　　光热产业链涉及企业较广，集热系统领域最多。

　　据太阳能光热产业技术创新战略联盟不完全统计，截止 2022 年底，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多达 600 家。其中，太阳能热发电行业特有的集热、热传输、储热系统相关从业企业数量约占全行业相关企业总数的 55%，集热系统领域的聚光从业企业数量最多，约 170 家，其中多以非上市企业为主。

　　(赶碳号综合西部证券、天风证券等)