（報告出品方/作者：光大證券，孫偉風，馮孟乾，陳奇凡，高鑫）
1、光熱儲能原理：以熱能為核心1.1、光伏&光熱：同根生的兩兄弟
光伏發電和光熱發電是太陽能發電最主要的兩種形式。光伏發電是利用半導體界 面的光生伏特效應，將光能直接轉變為電能的技術；而光熱發電則是通過利用大 規模的集熱鏡和傳統的蒸汽發電機熱力循環做功，將光能先轉化為熱能，再轉化 為機械能，并最終產生電能的技術。
光伏發電：光伏效應，光能直接轉化為直流電。光伏發電系統的核心為光伏組件， 其由多個單晶/多晶硅成分的光伏電池片串聯構成。當太陽光照射在高純硅上， 使電子躍遷，形成電位差，光能直接轉變為電能，產生直流電，并在逆變器、升 壓系統的作用下轉變成高壓交流電，最終實現用電、并網功能。 光熱發電：經過“光能-熱能-機械能-電能”這一轉化過程，產生交流電。
光熱發 電通過反射鏡、聚光鏡等聚熱器將采集的太陽輻射熱能匯聚到集熱裝置，加熱裝 置內的導熱油、熔融鹽等傳熱介質，傳熱介質經過換熱裝置將水加熱到高溫高壓 蒸汽，進而驅動汽輪機帶動發電機發電。除發電所用熱源不同，其后端技術路徑 與火力發電并無較大差異，且產生電流為交流電，可直接實現并網。
相較于光伏，我國光熱發展相對滯后。2021 年，我國光伏發電累計裝機容量達 306.4GW，同比 21%；光熱發電累計裝機容量僅 538MW，同比持平。無論從 裝機總量還是裝機增速來看，光伏發電均遠高于光熱發電，其主要原因是光熱度 電成本遠高于光伏，在市場化的條件下不具備競爭優勢。
1.2、光熱儲能電站的四大系統組成
光熱發電大致可分為四個部分：集熱系統、熱傳輸系統、蓄熱與熱交換系統、發 電系統。 集熱（聚光）系統：集熱系統是光熱系統的核心，其主要由聚光裝置、接收器、 跟蹤機構等部件構成。而其中，聚光裝置又為集熱系統的核心組件，其在中央控 制系統操控下，可追蹤太陽位置，收集并向接收器反射最大量的陽光。聚光裝置 中的聚光鏡、定日鏡的反射率、焦點偏差等均能影響發電效率，對設計、生產、 安裝技術要求較高，過去被海外廠家壟斷，而目前國產聚光鏡效率可以達 94%， 與進口產品差距較小，具備國產替代潛力。
吸熱系統：吸熱系統的功能為收集集熱裝置產生的熱能，并利用導熱介質將熱能 傳送給蓄熱系統。 儲換熱系統：蓄熱裝置通常由絕熱材料包覆的蓄熱器及價格低廉、比熱容高的儲 熱介質構成，其主要作用是白天將光熱能儲存，夜間通過熱交換系統將熱能釋放， 并通過發電機最終轉化為電能，實現光伏電站的夜間發電及調峰調頻。 發電系統：光熱發電系統與火力發電系統技術具有一致性，市場成熟度較高，二 者均通過高質量過熱蒸氣推動汽輪機做功，從而將機械能轉化為電能。
1.3、光熱系統：槽式現為主流，塔式前景廣闊
按照光能聚集的方式，光熱發電系統可分為塔式光熱發電、槽式光熱發電、碟式 光熱發電和線性菲涅爾式光熱發電四類。
塔式太陽能熱發電系統：塔式系統是利用眾多定日鏡，將太陽熱輻射反射到置于 高塔頂部的集熱器上，加熱傳熱流體（主要為熔融鹽），高溫傳熱流體通過蒸汽 發生系統產生過熱蒸汽推動汽輪發電機組發電。 槽式太陽能熱發電系統：槽式系統將多個槽型拋物面聚光集熱器串并聯排列，連 續加熱位于焦線位置的導熱流體（主要為導熱油），進而產生過熱蒸汽驅動發電 機組發電。
碟式太陽能熱發電系統：碟式系統利用驅動裝置自動跟蹤太陽，并用碟形聚光器 將太陽光聚集到焦點處的吸熱器上，最后通過斯特林循環或者布雷頓循環實現發 電。由于其單體較小，常用于空間太陽能站。 線性菲涅耳式太陽能熱發電系統：菲涅爾系統使用多個跟蹤太陽運動的條形平面 鏡代替拋面鏡，將太陽輻射聚集到吸熱管上，加熱傳熱流體（通常為水/蒸汽）， 并通過熱力循環進行發電。
我國新簽光熱儲能項目中，塔式光熱占比相對較高。槽式技術成熟較早，專利多 為歐美壟斷，目前歷史裝機量較大。截至 2022 年年初，全球光熱電站項目中， 槽式項目達 82 個，塔式項目僅 31 個。截至 2021 年，我國已建成光熱項目中， 塔式及槽式的占比分別為 60%及 28%。
1.4、我國光熱儲能電站發展歷程
中國光熱發電“兩沉兩浮”。1）蹣跚起步。中國光熱發電初次嘗試發生在十多 年前的內蒙古鄂爾多斯，彼時政府擬籌劃在當地建設一個 50MW 級光熱示范電 站，并于 2006 年召開的中德科技論壇上升級為中德合作項目，但受制于技術水 平和發電成本等因素，項目逐漸被擱置。2）焰火重燃。2016 年，國家能源局發 布《國家能源局關于建設太陽能熱發電示范項目的通知》，確定了首批 20 個太 陽能熱發電示范項目，重燃市場對光熱發電的熱情，后續中控青海德令哈項目 10MW 塔式、首航敦煌 10MW 塔式等一系列項目拉動光熱發展進入快車道。3） 再陷低谷。隨著 18 年底示范電價退坡機制的啟動，19-20 年光熱項目建設再次 陷入停滯。4）峰回路轉。21 年開始，隨著國家“雙碳”戰略的逐步深入，光熱 儲能具備比較優勢，行業關注度逐漸回升，有望迎再次發展。
2、光熱儲能電站將進入發展快車道2.1、政策鼓勵，光熱儲能綻放
2021年，在經歷了近兩年的市場沉寂期后，中國光熱發電行業迎來了承上啟下 的新元年。隨著新能源裝機規模不斷擴張，光熱發電“儲發一體”優勢凸顯，與 光伏、風電協同互補，在清潔供電的同時保證電網的高效穩定。而國家 21 年以 來也不斷推出涵蓋光熱發電在內的一系列指導性意見，助力光熱發電與風電、光 伏的融合發展、聯合運行，以及儲熱型太陽能熱發電的發展。
2.2、光熱儲能電站成本已有顯著下降
技術成熟 國產替代＝光熱度電成本不斷下降。近年來可再生能源發電成本不斷 下降，部分已低于傳統化石能源發電成本，據國際可再生能源機構(IRENA)報告 顯示：2010-2020 年，全球光伏電站發電平均成本降幅最大，達 85%；光熱發電系統其次，約為 68%。在技術路徑不斷成熟、供應鏈不斷完善以及核心器材 國產替代的綜合邏輯下，我國光熱發電有望擺脫過去經濟性不強的局面，疊加“風 光儲大基地”戰略，度電成本在未來幾年將持續快速下降。
根據國際經驗，技術進步對光熱儲能電站成本降低的貢獻率約 42%，規?；?貢獻率約 37%，批量生產的貢獻率約 21%。根據可勝技術的數據，在理想情況 下，由于規模化發展帶來的電站總投資整體下降幅度可達 18.4%~27.6%。
2.3、光熱儲能電站：穩定發電為其核心優勢
新能源發電痛點在于波動較大，對電網負荷造成沖擊 在火力發電主導的傳統電力系統中，電能的供應曲線相對穩定，但用電曲線在年 內、日內存在多次峰谷波動。此前通過“了解需求側、控制發電側”的基本策略， 預判用電高峰，預設發電出力計劃，可較好解決電能供需錯配問題。近年，隨著 可再生能源發電裝機比例的提升給發電側增添了諸多不可控、不穩定因素。風電、 光伏發電受制于自然條件因素，常具有波動性、隨機性、反調峰性等特點，而其 “極熱無風、晚峰無光5”等弊病早已是“老生常談”。據國家電網測算，2035 年前，我國風電、光伏裝機規模將分別達 7 億、6.5 億千瓦，而所帶來的日最大 波動率預計分別達 1.56 億、4.16 億千瓦，大大超出電網調節能力。我國電網迫 切需要重新構建調峰體系，以具備應對新能源 5 億千瓦左右的日功率波動的調節 能力。
儲能系統具備平滑波動、削峰填谷能力，是新能源發電的重要穩定器
儲能技術是應對以風、光為主的新能源系統波動性、間歇性的有效技術。成熟的 儲能技術在發電側可平滑風光電系統的波動，從而提高并網風電、光電系統的電 能質量和穩定性，改善新能源發電波動性等短板；在電網側、用戶側，儲能技術 可很好地解決電能供需錯配問題，從而減少電網短時承壓過高或峰時用電不足帶 來的安全性、穩定性問題，并有效消納可再生能源，避免“棄風棄光”現象。
儲能系統還可降低調峰調頻能耗，并作為備用電力保障用電安全。傳統火電調峰 調頻中，煤電機組為滿足調峰能力，往往增加發電容量以具備應對尖峰負荷的能 力，但這使得火電機組經常無法達到滿發狀態；同時火力發電對電網調頻AGC 信 號響應具有滯后性，嚴重影響機組運行經濟性。而儲能系統充放電靈活、反應速 度快，可大幅降低備用火力發電機組容量，并對調峰信號快速反應，大大提高了 電網運行效率。此外，儲能系統還可作為應對電力突發情況，滿足緊急用電的備 用電源，具備一定的能源安全價值。
儲發一體帶來的穩定發電為光熱儲能電站的最大優勢
相比于風電-抽水蓄能、光伏發電-蓄電池蓄電等儲發分離系統，光熱電站集二者 于一身，可以像傳統火力發電廠一樣生產出電網友好型的可調度電力，以滿足早 晚高峰、尖峰時段等多情景下的用電需求；通過人為設置儲能時長及發電機的負 載功率，可實現 24 小時連續、穩定供電。 我國 2018 年并網的 3 座商業化太陽能熱發電示范項目中，太陽能熱發電機組調 峰深度最大可達 80%；爬坡速度快，升降負荷速率可達每分鐘 3%-6%額定功率， 冷態啟動時間 1 小時左右、熱態啟動時間約 25 分鐘，可 100%參與電力平衡， 部分替代化石類常規發電機組，對保障高比例可再生能源電網的安全穩定運行具 有重要價值。電力規劃設計總院以目前新疆電網為例進行過模擬計算，假設建設 100 萬千瓦~500 萬千瓦不同規模的光熱儲能電站，可減少棄風棄光電量 10%~38%。
清華大學能源互聯網研究院研究結果顯示，如果安裝 22GW 光伏和 7GW 風電， 青海電網在豐水期可連續 3 日全清潔能源供電（包括省內負荷及特高壓外送河 南）；如果在此基礎上配置 4GW 光熱儲能電站，青海省在豐水期可實現創紀錄 的連續 30 日全清潔能源供電。
西北風光大基地場景，光熱儲能電站與之匹配度最高
熔融鹽是光熱儲能的首選傳熱儲熱介質。傳熱蓄熱技術是光熱發電關鍵技術之 一，而傳熱介質的工作性能直接影響系統的效率和應用前景。目前槽式光熱電站 的工作溫度一般不超過 400°C，塔式光熱電站則在 550°C 以上，在這一溫度區間，熔融鹽相比水/水蒸氣、液態金屬等，具有較高的使用溫度、高熱穩定性、 高比熱容、高對流傳熱系數、低粘度、低飽和蒸汽壓、低價格等一系列優點，是 光熱電站傳熱和儲熱介質的首選。據 CSPPLAZA 光熱發電網統計，在國內首批 20 個光熱發電示范項目中，18 個采用熔鹽儲能；已備案新增 92 個光熱發電站 清單中，86 個將采用熔鹽儲能。
相比于其他儲能方式，熔融鹽儲能與大基地-光電系統匹配度最高。光伏、光熱 基地多位于干旱且平坦的戈壁、荒漠，不具備開展抽水蓄能、空氣壓縮儲能等項 目的地質條件。大基地發電量較大且工作環境惡劣，對造價高、壽命短、溫度敏 感的電化學儲能形成嚴峻考驗。相比之下，熔融鹽儲能既能滿足儲能容量大、儲 時長的要求，又具備經濟性，并能在嚴酷的自然條件下安全平穩運行 25-30 年； 其腐蝕性的劣勢，則通過提高熔鹽品質、使用防腐蝕材料等得到明顯改善。
2.4、光熱儲能還可應用于供暖及工業蒸汽等場景
光熱制工業蒸汽，助力蒸汽價格與煤炭、天然氣價格解耦。工業蒸汽通常是由燃 燒煤炭、天然氣加熱液態水產生過熱蒸汽制得，下游主要用于滿足工業企業生產 的加熱需要，其一典型應用是在稠油開采領域的應用。稠油膠質瀝青含量高、粘 度大、流動性差，需通過蒸汽熱采以獲得較好的經濟效益。而在近年化石能源價 格大幅上漲及優化能源結構、降低能耗、減少碳排放的政策背景下，燃燒化石能 源制備工業蒸汽逐漸喪失成本優勢，使用太陽能集熱裝置來產生蒸汽的太陽能 EOR 具備廣闊前景。
太陽能 EOR 的核心在于利用光熱發電的集熱技術實時產生 過熱水蒸氣或將熱能儲存在蓄熱系統備用，通過此種方式，可大幅減少稠油開采 成本并減少開采過程中的碳排放。對于光熱電站運營商，其聚光產生的熱能或無 需轉化為電能并網售賣，而是僅通過蒸汽發生系統產生工業蒸汽直接售賣給消 毒、紡織企業，減少了發電過程中大量的能耗損失，增加光熱收入。
以光供暖、以光助農，光熱發電不斷開發新型應用場景。以光熱大循環為主體， 將產生的熱能儲存起來并在溫度較低時釋放，便可用于綠色小鎮的清潔供暖及恒 溫蔬菜大棚冬日的溫度保持。近年國家不斷推進北方地區清潔供暖，打響關于冬 季供暖的“藍天保衛戰”，光熱供暖在能源價格上漲和儲能問題解決的推動下， 經濟性、實用性凸顯；而其應用在恒溫蔬菜大棚供暖，可大幅降低菜農冬日種植 蔬菜成本。
3.1、光熱儲能產業鏈梳理
目前我國光熱發電裝備制造產業鏈已初步形成，涉及精密儀器制造、系統設計、 軟件編程、水泥、鋼鐵、玻璃等一系列產業。國家首批光熱發電示范項目中，設 備、材料國產化率超過 90%，而在青海中控德令哈 50MW 塔式光熱發電項目等 部分項目中，設備和材料國產化率已達到 95%以上；2021 年，我國從事太陽能 熱發電相關產業鏈產品和服務的企事業單位數量近 550 家，其中，太陽能熱發 電行業特有的聚光、吸熱、傳儲熱系統相關從業企業數量約 320 家，約占總數 量的 60%。
我們選取兩座塔式電站在制造階段的材料清單數據，主要包括：鏡場區、吸熱器 系統、塔、蒸汽發生系統、儲熱&傳熱流體系統、基礎及輔助建筑、接線、管道 （吸熱器系統管道以外）。
不同形式及不同容量的光熱儲能造價結構不一，聚光、吸熱、儲能為核心
光熱電站各部分、各原材料成本占比并不恒定。隨著電站規模變大/儲能時間增 加，定日鏡數量/熔融鹽的用量會相應增加，帶動太陽島投資成本占比提升；但 同時電站年利用小時數和所發電量都會有所提升，電站整體經濟性將會提高，拉 動發電成本下降。聚光、吸熱、儲熱子系統為光熱電站的核心，三者合計成本占 比超 70%。在光熱系統專有的聚光、吸熱、儲熱子系統中，據可勝技術測算，材料成本占比 <30％，制造加工成本占比>50％，包裝運輸、安裝等成本<20％；原材料中鋼材 成本占比 53%，熔鹽成本占比 21%，玻璃成本占比 17%。
3.2、光熱儲能市場空間分析
據我們統計，目前我國已運行的 8 座商業化示范項目合計裝機容量 500MW，總 投資 152 億元，單兆瓦投資 0.3 億元；當前我國在建的光熱儲能電站項目達 19 個，對應裝機容量 2695MW，考慮“招標-投資-裝機”周期為 2-3 年，我們測算 短期我國光熱儲能市場空間約為 808.5 億元。
3.3、光熱儲能對光熱玻璃及保溫材料增量貢獻
假設“十四五”期間，我國年均光熱裝機容量為 1GW，對應投資金額 250 億元。 玻璃方面，以上文中裝機容量 50MW、儲能 7 小時的塔式光熱項目為例，我們測算玻璃成本約占整機成本的 4%（78%聚光、吸熱、儲熱子系統× 30%原材料×17%玻璃=4%），又考慮功率更大、儲能時長更久的電場中，鏡 場成本占比更高，故假設玻璃成本平均約占總成本的 5%。經測算，光熱裝機將 帶來的玻璃年需求達 12.5 億元。目前國內光熱玻璃的主要供應商為艾杰旭（大 連），此外安彩高科也已具備批量生產能力。
保溫材料方面，目前我國裝機容量 50MW、配置 7 小時儲熱系統的槽式光熱項 目所需保溫材料的用量約為 2 萬立方，對應投資成本約為 4000 萬元；在“十四 五”期間我國年均光熱裝機容量為 1GW 的假設下，其所帶來的保溫材料年需求 或可達 8 億元。保溫是光熱儲能的重中之重，由于光熱發電系統的運行溫度普遍 較高，若發生熔融鹽等導熱、儲熱材料析出凝固，將會嚴重威脅電站運行的經濟 性與穩定性。目前業內多用陶瓷纖維等作為主要保溫材料，而魯陽節能作為國內 陶纖龍頭，已推出賽陽系列產品。
在新能源裝機快速增長的背景下，光熱儲能電站迎來快速發展；其應用場景不僅限于電力場景，亦可為工商業提供工業蒸汽、供暖等。目前我國在建光熱儲能電站裝機規模達2695MW，測算其對應市場規模約808.5億元；隨著風光大基地的持續推進，以及“雙碳”約束下北方采暖路徑的變化，光熱儲能市場有較大擴容潛力。光熱玻璃、保溫材料市場有望迎來擴容。
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精選報告來源：【未來智庫】未來智庫 - 官方網站
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