光热发电行业政策点评：兼具调峰电源和储能双重功能 光热发电规模化发展可期 世界要闻

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近日，国家能源局发布了《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，通知内容涵盖：1）要充分认识光热发电规模化发展的重要意义；2）积极开展光热规模化发展研究工作，“十四五”

期间每年新增开工规模达到3GW；3）结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目，目前风光大基地项目清单中已明确1.5GW 光热项目；4）提高光热发电项目技术水平。

国信电新观点：1）光热发电作为一种出力稳定、可靠的新能源发电技术，兼具调峰电源和储能的双重功能，可以实现用新能源支撑新能源，是我国构建新型电力系统、实现能源转型目标中不可或缺的技术，未来市场空间广阔。我们预计未来光热发电单GW 投资约140 亿元，按照每年新增开工3GW 测算，每年开工规模对应的投资额约为520 亿元。

2）根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至2022 年底我国光热发电累计装机约588MW，在建项目约3.4GW，主要分布在甘肃、青海、吉林、新疆、西藏等地区。一般项目建设周期为1.5-2 年，预计目前在建项目将在2023-2024 年陆续投产，我国光热发电装机规模及相关设备需求将呈现高增长。

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光热电站组成结构及投资额分拆

光热发电的基本原理是通过大量反射镜或聚光镜将电站周围的太阳辐射能聚集于电站的集热区，在集热区由加热工质吸收太阳辐射能，将太阳能转换为热能。热能可以直接与水换热产生蒸汽驱动汽轮机发电机组发电，也可以在配套的储热系统中储存起来。光热电站一般由聚光系统、吸热系统、储热系统、蒸汽发生系统、热力系统等模块组成。

根据聚光形式的不同，光热电站主要包括三种类型：塔式、槽式和线性非菲涅耳式（简称“线菲式”）。

目前一个光热电站的建造周期约为1.5-2 年，随着未来市场规模的扩大，项目设计、产品选型、工程施工的标准化程度有望提升，光热电站建设周期有望缩短至1-1.5 年。

光热发电项目单体投资金额较大，与项目装机容量规模、储热时间相关。我国存量项目以示范项目为主，成本较高，根据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2022》数据，我国12 小时储热、100MW 塔式光热发电站的总投资在25-30 亿元之间（其投资构成如下图所示），10 小时储热、100MW 槽式光热电站总投资约28亿元，综合来看示范项目单GW 投资250-300 亿元。我们预计随着未来行业规模扩张，标准化程度提高，以及镜场面积缩小等因素驱动下，光热发电单GW 投资有望降至140 亿元。

我国光热发电行业发展现状简述

根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至2022 年底我国光热发电累计装机约588MW，在建项目约3.4GW，预计这批项目将在2023-2024 年陆续投产。其中甘肃、青海、吉林、新疆、西藏分别在建0.5/1.2/0.2/1.4/0.2GW，在建项目主要集中在西北大型风电光伏基地项目、新能源市场化并网以及直流外送等项目中。

光热发电作为风电、光伏落实并网条件的配套选择之一，与新能源发电波动性互补，能够发挥储能和调峰能力，且在风光大基地中优势更为显著。预计未来光热项目将依托于风光大基地配套建设，实现风电、光伏、光热等多种能源形式互补协同发展，力争“十四五”期间，每年新增开工规模达到3GW。从项目分布上来看，根据国家能源局当前配置目标，未来将重点推动内蒙古、甘肃、青海、宁夏、新疆地区大基地配套光热发电项目开工建设，对应省份光热项目容量分别达到0.8/0.7/1.0/0.1/0.2GW。

投资建议：

光热发电作为一种出力稳定、可靠的新能源发电技术，兼具调峰电源和储能的双重功能，可以实现用新能源支撑新能源，是我国构建新型电力系统、实现能源转型目标中不可或缺的技术，未来市场空间广阔。随着光热发电在国内规模化发展的启动，相关设备需求有望呈现高速增长，建议关注储热/换热系统、吸热系统、发电系统各板块的相关标的。

风险提示：

光热发电技术进展不及预期，光热发电成本下降不及预期，政策变动风险。

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