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光熱發(fā)電可以實現(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。
　　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。
　　從示范項目到市場化，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)電示范項目建設(shè)，以1.15元/千瓦時的固定電價政策，開啟了國內(nèi)光熱發(fā)電規(guī)?；瘧?yīng)用的嘗試。首批示范項目最終有7個建成投運；2021年后中央財政不再補貼新能源發(fā)電，“光熱+光伏/風電”多能互補模式興起；隨著各地新能源上網(wǎng)電價逐步市場化，目前各地機制電價為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現(xiàn)進一步的降本。
　　光熱發(fā)電/熔鹽儲能的未來市場空間廣闊，較多項目規(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/擬建光熱項目超過8GW，過去幾年光熱儲能處于建設(shè)初期，鑒于經(jīng)濟性等原因，實際建設(shè)規(guī)模有限,隨著技術(shù)成熟、規(guī)模效應(yīng)顯現(xiàn)、經(jīng)濟性提升，我們保守估計，假設(shè)十五五期間光熱發(fā)電+儲能規(guī)劃裝機量延續(xù)3GW/年建設(shè)，按照140億元/GW的投資計算，累計投資額將達到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，光熱項目出口與熔鹽儲能項目國內(nèi)單獨配套，體量或接近國內(nèi)光熱發(fā)電應(yīng)用場景。
　　度電成本：技術(shù)進步&規(guī)?；?qū)動度電成本持續(xù)下降，2030年有望達到0.43元/kwh。由于目前國內(nèi)光熱電站建成時間較短，建成項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年進一步降低至0.5287-0.5312元/kWh；而據(jù)我們采用25年線性折舊估算，若只考慮初始投資折舊，首批示范項目已有一個案例已經(jīng)下降至約0.31元/kwh。由于光熱電站實際具有更長的壽命，同時目前較多的技術(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一步向市場化電價靠攏。
　　投資建議：聚光系統(tǒng)、吸熱系統(tǒng)、儲換熱系統(tǒng)投資占整個電站投資的近70%，建議關(guān)注在儲熱換熱領(lǐng)域具備較強壁壘的公司、相關(guān)總承包方以及定日鏡部件提供商，重點關(guān)注西子潔能、藍科高新，建議關(guān)注東華科技、中廣核新能源，中國能建，川潤股份。
　　風險提示：研發(fā)不及預(yù)期、項目批準不及預(yù)期、市場化電價波動風險