分享光熱發電作為兩種太陽能發電技術之一，受制于投資成本高，缺乏有效政策接續等問題，過去在新能源占比中明顯低于風電、光伏項目。但是，最近，光熱發電憑借兼具調峰電源和儲能的雙重功能的優勢，在政策加持下，正迎來新的發展機遇。

　　光熱儲能，越來越成為一項極具發展前景的調峰型儲能。

　　青海中控德令哈10MW熔鹽塔式光熱電站，于2013年7月并網發電，是中國首座并網發電的光熱電站，也是全球第三座在運行的規模化儲能光熱電站。經多年穩定運行，該電站2018年實際發電量已達設計值的96.75%，為全球同類項目中發電量達成率最高。

　　前不久，趕碳號全文轉發了《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》，長達四萬余字。　　《實施方案》提出，鼓勵西部等光照條件好的地區使用太陽能熱發電作為調峰電源。光熱發電最小技術出力可達到額定功率的15%—20%，出力響應速度堪比燃氣發電，具備頻繁啟停的能力。

　　此外，光熱發電還可提供轉動慣量，且具備成本低、安全性高的長時儲熱系統。借助于光熱發電以上諸多優異的調節能力，光熱發電與風電、光伏等新能源融合發展可成為新能源開發利用的重要模式。

　　在沙漠、戈壁、荒漠地區的大型新能源基地，光熱發電可作為調峰電源與風電、光伏打捆，探索通過規模化的儲熱發電代替火電和電儲能，實現支撐高比例新能源的外送。

　　多能互補項目中光熱儲能調峰效果;來源：《基于太陽能熱發電的內蒙古電網多能互補配比研究》(閆曉寧等，2019)

　　乘儲能東風，光熱正當時

　　過去，我國光熱發電始終處于慢速發展狀態，主因在于其單獨發電的度電成本高、占地面積大。

　　當前雙碳大背景下，風電、光伏發電大規模高速度發展，而光熱發電因其具備獨特的基荷電源+調峰調頻功能，將在多能互補以及綜合能源基地項目中迎來新的發展機遇。

　　光熱發電百兆瓦投資約 25-30 億元，度電成本約 0.9-1.0 元/千瓦時，是目前風光發電項目的 3-5 倍。

　　在前期電價補貼退坡后，新建項目 IRR 經濟性較差，但光熱發電的優勢主要在于可持續進行電力輸出，且光熱發電可儲可調，能與風電光伏形成優勢互補。

　　在目前各地政府積極鼓勵大容量、長時段的儲能配套的政策壞境下，光熱儲能有望迎來快速增長期。

　　截至2022 年底，我國光熱發電累計裝機 588MW，在建項目 3.4GW，預計 23/24 年底前投運 1.3/2.0GW。

　　當前，青海、甘肅、吉林、新疆、西藏在建新能源項目中光熱加權配置比約為 13%，按 25 年西北、華北、東北地區共 8 個省份光伏發電項目光熱配建比 15%的中性假設，天風證券預計，2025 年光熱項目新增裝機有望達到 6.0GW。據西部證券等機構測算，到2030年，國內新增裝機總規模將達到可達13GW。

　　一方面，新疆、青海陸續發布第二批新能源項目清單，其中光熱項目規模分別達到1350MW、400MW，占比均達到 20%以上。同時，新疆發改委提出鼓勵光伏與儲熱型光熱發電以 9∶1 規模配建。

　　另一方面，截至 2022 年10月15 日，我國正處于前期準備/可研/備案階段的光熱項目合計裝機規模達到2300MW，招投標項目規模 1005MW，在建項目規模 2695MW，在建規模為已投運規模的4.6 倍。

　　綜合以上，受到光照資源、地理條件等因素的限制，我國適合發展光熱的地區主要為內蒙古、新疆、青海、甘肅四省。以這四省到2030 年的新增新能源裝機規模與光熱 9：1 的配比測算，則2030 年國內新增光熱裝機總規模可達 13GW。

　　光熱EPC ，已揚帆出海

　　與此同時，海外市場空間廣闊，國內企業出海經驗豐富。

　　2021年全球光熱發電總裝機規模約 6692MW，其中西班牙2364MW，美國 1921MW，中國 589MW，摩洛哥 533MW，南非 501MW。海外光熱行業發展依賴于政府補貼。

　　中國公司光熱技術已經較為成熟，有豐富的出海經驗，據不完全統計， 2018 年至今中國公司作為 EPC 方參與的國際光熱項目規模合計達到 1200MW，占比達到 1/6。

　　“光伏+光熱”的經濟性優于“光伏+鋰電池”。

　　目前，我國新增光熱項目均為風光熱一體項目，光熱在其中起到儲能、調峰作用，通過減少鏡場投資，大大降低了投資成本。

　　在現行項目配置下，西部證券對比了“光伏+光熱”和“光伏+鋰電池”兩種項目的經濟性，兩者項目整體的度電成本分別為 0.2861/0.2967 元 /度，光熱的儲能經濟性更高，有利于“十四五”期間裝機加速發展。

　　光熱發電儲能 ，有四條技術路線

　　按照集熱方式與結構的不同，可將光熱發電系統分為塔式、槽式、碟式和菲涅爾式四類，其中塔式技術在國內應用最為廣泛。

　　據國家太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟《中國大陽能熱發電行業藍皮書 2022》，截止 2022 年底，在我國已建成的太陽能熱發電系統中，塔式技術路線約占 63.1%，槽式發電約占 25.5%，線性菲涅爾技術約占 11.4%。

　　塔式技術利用大規模自動跟蹤太陽的定日鏡場陣列，將太陽熱輻射能精準反射到置于高塔頂部的集熱器，投射到集熱器的陽光被吸收轉變成熱能并加熱中間介質。

　　在各種形式的光熱發電技術中，塔式熔鹽儲能光熱發電因其較高的系統效率，成為目前我國最主流的光熱發電技術路線，但其發電成本較高。天風證券認為，隨著未來技術的發展，成本有較大的下降空間。

　　槽式技術較為成熟，在全球市場中應用占比最高，但其效率低于塔式，且專利多為歐美壟斷;

　　碟式技術通過斯特林循環實現發電，也具備較高的系統效率，但其適宜規模較小且無法儲熱，故未得到推廣使用;

　　菲涅爾式技術原理類似于槽式，傳熱介質主要為水/蒸汽，發電效率較低。

　　光熱產業鏈涉及企業較廣，集熱系統領域最多。

　　據太陽能光熱產業技術創新戰略聯盟不完全統計，截止 2022 年底，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多達 600 家。其中，太陽能熱發電行業特有的集熱、熱傳輸、儲熱系統相關從業企業數量約占全行業相關企業總數的 55%，集熱系統領域的聚光從業企業數量最多，約 170 家，其中多以非上市企業為主。

　　(趕碳號綜合西部證券、天風證券等)