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8月18日，方正證券發(fā)布研報(bào)《光熱發(fā)電專題：新型電力系統(tǒng)重要構(gòu)成，未來光電建設(shè)中堅(jiān)力量》，主要觀點(diǎn)如下：

光熱發(fā)電可以實(shí)現(xiàn)連續(xù)、穩(wěn)定、可調(diào)度的高品質(zhì)電力輸出，而熔鹽儲能是棄光棄風(fēng)應(yīng)用的重要手段

①光熱發(fā)電利用大量反射鏡以聚焦收集太陽直射光，加熱工質(zhì)并進(jìn)行儲存，再利用高溫工質(zhì)產(chǎn)生高溫高壓的蒸汽，驅(qū)動汽輪發(fā)電機(jī)組發(fā)電。

②而熔融鹽儲能系統(tǒng)具備填峰調(diào)谷的作用，既可通過光熱系統(tǒng)給其充熱、儲熱，也可將網(wǎng)上峰值電力轉(zhuǎn)化為熱能存儲發(fā)電，建設(shè)熔鹽儲能不僅可以支持光熱發(fā)電系統(tǒng)，還可以與其他風(fēng)電/光電/廢熱系統(tǒng)協(xié)同工作。目前光熱發(fā)電/熔鹽儲能均在初步商業(yè)化階段，未來前景廣闊。

表：光熱發(fā)電和光伏發(fā)電的區(qū)別

總體而言，光熱發(fā)電目前處在初步商業(yè)化階段，初期建設(shè)成本較高，需求土地面積較大/光照環(huán)境要求高，但是勝在穩(wěn)定，可以輸出置信容量高的電力供應(yīng)。

塔式熔鹽儲能光熱發(fā)電因其較高的系統(tǒng)效率、較大的成本下降空間，成為最主流的光熱發(fā)電技術(shù)

太陽能熱發(fā)電站一般由集熱系統(tǒng)、儲熱換熱系統(tǒng)和熱-功-電轉(zhuǎn)換系統(tǒng)三部分組成，集熱系統(tǒng)按結(jié)構(gòu)分一般有塔式、槽式、線性菲涅爾式、碟式等主流路線；而儲熱換熱系統(tǒng)按材質(zhì)分類，目前主流技術(shù)是第二代熔鹽儲能系統(tǒng)(第一代技術(shù)采用水/導(dǎo)熱油)，從技術(shù)上，塔式結(jié)構(gòu)兼具高聚光比和更大的降本空間，是目前最優(yōu)的技術(shù)路線。

表：四種光熱技術(shù)路線對比

從示范項(xiàng)目到市場化，光熱發(fā)電在市場倒逼下有望持續(xù)降本

2016年我國啟動了光熱發(fā)電示范項(xiàng)目建設(shè)，以1.15元/千瓦時(shí)的固定電價(jià)政策，開啟了國內(nèi)光熱發(fā)電規(guī)模化應(yīng)用的嘗試。首批示范項(xiàng)目最終有7個(gè)建成投運(yùn)；2021年后中央財(cái)政不再補(bǔ)貼新能源發(fā)電，“光熱+光伏/風(fēng)電”多能互補(bǔ)模式興起；隨著各地新能源上網(wǎng)電價(jià)逐步市場化，目前各地機(jī)制電價(jià)為0.25-0.55元/kwh不等，光熱發(fā)電也有望在市場作用倒逼下實(shí)現(xiàn)進(jìn)一步的降本。

行業(yè)整體發(fā)展脈絡(luò)梳理如下：

①光熱1.0階段（2016—2020年）：首批示范項(xiàng)目的產(chǎn)業(yè)化探索

2016年，在國家能源局的推動下，我國啟動了光熱發(fā)電示范項(xiàng)目建設(shè)，以1.15元/千瓦時(shí)的固定電價(jià)政策，開啟了國內(nèi)光熱發(fā)電規(guī)?；瘧?yīng)用的嘗試。首批示范項(xiàng)目中，最終有7個(gè)示范項(xiàng)目建成投運(yùn)，分別為4個(gè)熔鹽塔式項(xiàng)目、2個(gè)導(dǎo)熱油槽式項(xiàng)目、1個(gè)線性菲涅爾式項(xiàng)目。這批項(xiàng)目建成后的實(shí)際運(yùn)行表現(xiàn)雖然參差不齊，但成功驗(yàn)證了在我國西北地區(qū)建設(shè)并運(yùn)行光熱電站的可行性，初步構(gòu)建起光熱發(fā)電的產(chǎn)業(yè)鏈，推動相關(guān)技術(shù)規(guī)范體系和設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)逐步建立，基本達(dá)到了國家能源局既定的示范目標(biāo)。

2020年1月，財(cái)政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》，全面停止新能源補(bǔ)貼電價(jià)政策，明確提出新增光熱發(fā)電項(xiàng)目不再納入中央財(cái)政補(bǔ)貼范圍，尚在產(chǎn)業(yè)化初期的光熱發(fā)電直接進(jìn)入無補(bǔ)貼時(shí)代，產(chǎn)業(yè)發(fā)展也因此陷入停滯。

②光熱2.0階段（2021—2024年）：風(fēng)光熱儲協(xié)同發(fā)展

2021年后，隨著“雙碳”目標(biāo)的深入推進(jìn)，風(fēng)電、光伏裝機(jī)規(guī)?？焖僭鲩L，光熱發(fā)電的調(diào)峰價(jià)值因而被重新審視，“光熱+光伏/風(fēng)電”多能互補(bǔ)模式興起，即由一個(gè)項(xiàng)目主體按一定配比同步建設(shè)光熱、風(fēng)電、光伏項(xiàng)目，統(tǒng)一平價(jià)上網(wǎng)。其內(nèi)在邏輯是利用光熱發(fā)電提供調(diào)節(jié)能力，依靠風(fēng)電、光伏的低成本優(yōu)勢平衡光熱發(fā)電較高的建設(shè)成本，從而確保項(xiàng)目整體經(jīng)濟(jì)性。截至2025年上半年，全國建成、在建、推進(jìn)中的“光熱+”項(xiàng)目超50個(gè)，光熱部分總裝機(jī)規(guī)模超5G瓦，實(shí)質(zhì)性開工的項(xiàng)目中采用塔式熔鹽技術(shù)路線的占比超過80%。

2021年后建設(shè)的光熱電站項(xiàng)目，更多是為了獲取新能源指標(biāo)而配套的。2022年起建設(shè)的第二批光熱示范項(xiàng)目定位發(fā)生了顯著變化。一方面，沒有獨(dú)立電價(jià)，需遵循國家可再生能源相關(guān)政策；另一方面，其主要功能轉(zhuǎn)變?yōu)楂@取新能源指標(biāo)，但光熱電站的發(fā)電成本和價(jià)值不能較好地體現(xiàn)。

③光熱3.0階段（2024年往后）：光熱電站逐步具備獨(dú)立市場化可能性

在光熱電站的歷史發(fā)展過程中，早期項(xiàng)目的度電成本隨著技術(shù)進(jìn)步不斷下降，逐漸具備獨(dú)立經(jīng)濟(jì)核算的可能性。以青海為例，青海省在制定136號文（發(fā)布于2025年1月17日）實(shí)施細(xì)則時(shí)，將獨(dú)立光熱電站作為一種單獨(dú)的技術(shù)類別，明確在其設(shè)計(jì)運(yùn)行壽命內(nèi)的機(jī)制電價(jià)按照0.55元/千瓦時(shí)執(zhí)行，據(jù)青海電力局2025年8月購電價(jià)格表，平時(shí)段下單一制（即居民等主體）用電價(jià)格為0.48-0.50元/kwh左右，0.55元/千瓦時(shí)的光熱電價(jià)略高于青海省夜間自外省購電加上輸配電的成本，該政策有望助力光熱電站技術(shù)進(jìn)一步發(fā)展，相關(guān)項(xiàng)目進(jìn)一步規(guī)?；?。

光熱發(fā)電/熔鹽儲能的未來市場空間廣闊，較多項(xiàng)目規(guī)劃在途

①國內(nèi)市場方面，截至2024年底我國各省/自治區(qū)在建/擬建光熱項(xiàng)目超過8GW，過去幾年光熱儲能處于建設(shè)初期，鑒于經(jīng)濟(jì)性等原因，實(shí)際建設(shè)規(guī)模有限，隨著技術(shù)成熟、規(guī)模效應(yīng)顯現(xiàn)、經(jīng)濟(jì)性提升，方正證券保守估計(jì)，假設(shè)十五五期間光熱發(fā)電+儲能規(guī)劃裝機(jī)量延續(xù)3GW/年建設(shè)，按照140億元/GW的投資計(jì)算，累計(jì)投資額將達(dá)到2100億元。

②國外市場方面，北非、拉美、中東、澳洲等地區(qū)環(huán)境接近我國西部地區(qū)，光照資源豐富，國內(nèi)企業(yè)亦有較多出海建設(shè)光熱電站的案例。光熱發(fā)電/熔鹽儲能應(yīng)用場景豐富，光熱項(xiàng)目出口與熔鹽儲能項(xiàng)目國內(nèi)單獨(dú)配套，體量或接近國內(nèi)光熱發(fā)電應(yīng)用場景。

背景資料：風(fēng)電光電作為不穩(wěn)定電源，需要配套相應(yīng)的蓄能系統(tǒng)，2030年需求空間大。據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織相關(guān)研究，2030年，預(yù)計(jì)我國電源總裝機(jī)38億千瓦，其中清潔能源裝機(jī)25.7億千瓦，占比67.5%，清潔能源發(fā)電量5.8萬億千瓦時(shí)，占比52.5%，煤電裝機(jī)10.5億千瓦，風(fēng)、光裝機(jī)分別為8億、10.25億千瓦。2024年，火電發(fā)電量已經(jīng)幾乎停止新增，未來新能源發(fā)電有望成為新增電量的主要貢獻(xiàn)。

目前儲能項(xiàng)目并未完全適配風(fēng)光電需求。據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截至2024年底，累計(jì)電力儲能裝機(jī)達(dá)到137.9GW，同比+59.9%，新型儲能裝機(jī)規(guī)模(78.3GW)首次超過抽水蓄能(58.5GW)，同期，風(fēng)電裝機(jī)521GW、太陽能裝機(jī)887GW。由于我國儲能投資從2022年左右開始才進(jìn)入發(fā)展快車道，目前儲能裝機(jī)和風(fēng)光電裝機(jī)并不完全匹配。

度電成本：技術(shù)進(jìn)步&規(guī)模化驅(qū)動度電成本持續(xù)下降，2030年有望達(dá)到0.43元/kwh

由于目前國內(nèi)光熱電站建成時(shí)間較短，建成項(xiàng)目亦存在較大降本空間，目前各測算口徑得到的度電成本差異較大，但未來降本趨勢非常明確，據(jù)2023年相關(guān)研究，塔式光熱電站的度電成本可在2026年進(jìn)一步降低至0.5287-0.5312元/kWh(含運(yùn)維優(yōu)化，研究測算完成于2023年)。

而據(jù)方正證券研究員采用25年線性折舊估算，若只考慮初始投資折舊，首批示范項(xiàng)目已有一個(gè)案例已經(jīng)下降至約0.31元/kwh。由于光熱電站實(shí)際具有更長的壽命，同時(shí)目前較多的技術(shù)&工程問題解決后，存在較大的降本空間，未來的度電成本有望進(jìn)一步向市場化電價(jià)靠攏。

研報(bào)表示，光熱發(fā)電相比其他電源相比，全生命周期更為低碳，涉網(wǎng)性能更為優(yōu)越，隨著電力市場改革，綠電交易、碳排放交易等市場的建立與成熟其調(diào)節(jié)支撐、綠色低碳等價(jià)值都將在收益中得以體現(xiàn)，投資經(jīng)濟(jì)性將大幅提高。

附研報(bào)全文：20250817-方正證券-機(jī)械設(shè)備行業(yè)專題報(bào)告：光熱發(fā)電專題，新型電力系統(tǒng)重要構(gòu)成，未來光電建設(shè)中堅(jiān)力量.pdf