方正证券：光热发电/熔盐储能的未来市场空间广阔 度电成本有望进一步向市场化电价靠拢

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智通财经APP获悉，方正证券发布研报称，塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率、较大的成本下降空间，成为最主流的光热发电技术。从示范项目到市场化，光热发电在市场倒逼下有望持续降本。聚光系统、吸热系统、储换热系统投资占整个电站投资的近70%，建议关注在储热换热领域具备较强壁垒的公司、相关总承包方以及定日镜部件提供商。

方正证券主要观点如下：

光热发电可以实现连续、稳定、可调度的高品质电力输出，而熔盐储能是弃光弃风应用的重要手段

①光热发电利用大量反射镜以聚焦收集太阳直射光，加热工质并进行储存，再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。②而熔融盐储能系统具备填峰调谷的作用，既可通过光热系统给其充热、储热，也可将网上峰值电力转化为热能存储发电，建设熔盐储能不仅可以支持光热发电系统，还可以与其他风电/光电/废热系统协同工作。目前光热发电/熔盐储能均在初步商业化阶段，未来前景广阔。

塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率、较大的成本下降空间，成为最主流的光热发电技术

太阳能热发电站一般由集热系统、储热换热系统和热-功-电转换系统三部分组成，集热系统按结构分一般有塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式等主流路线;而储热换热系统按材质分类，目前主流技术是第二代熔盐储能系统(第一代技术采用水/导热油)，从技术上，塔式结构兼具高聚光比和更大的降本空间，是目前最优的技术路线。

从示范项目到市场化，光热发电在市场倒逼下有望持续降本

2016年我国启动了光热发电示范项目建设，以1.15元/千瓦时的固定电价政策，开启了国内光热发电规模化应用的尝试。首批示范项目最终有7个建成投运;2021年后中央财政不再补贴新能源发电，“光热+光伏/风电”多能互补模式兴起;随着各地新能源上网电价逐步市场化，目前各地机制电价为0.25-0.55元/kwh不等，光热发电也有望在市场作用倒逼下实现进一步的降本。

光热发电/熔盐储能的未来市场空间广阔，较多项目规划在途

①国内市场方面，截至2024年底我国各省/自治区在建/拟建光热项目超过8GW，过去几年光热储能处于建设初期，鉴于经济性等原因，实际建设规模有限,随着技术成熟、规模效应显现、经济性提升，该行保守估计，假设十五五期间光热发电+储能规划装机量延续3GW/年建设，按照140亿元/GW的投资计算，累计投资额将达到2100亿元。②国外市场方面，北非、拉美、中东、澳洲等地区环境接近我国西部地区，光照资源丰富，国内企业亦有较多出海建设光热电站的案例。光热发电/熔盐储能应用场景丰富，光热项目出口与熔盐储能项目国内单独配套，体量或接近国内光热发电应用场景。

度电成本：技术进步&规模化驱动度电成本持续下降，2030年有望达到0.43元/kwh

由于目前国内光热电站建成时间较短，建成项目亦存在较大降本空间，目前各测算口径得到的度电成本差异较大，但未来降本趋势非常明确，据2023年相关研究，塔式光热电站的度电成本可在2026年进一步降低至0.5287-0.5312元/kWh;而据该行采用25年线性折旧估算，若只考虑初始投资折旧，首批示范项目已有一个案例已经下降至约0.31元/kwh。由于光热电站实际具有更长的寿命，同时目前较多的技术&工程问题解决后，存在较大的降本空间，未来的度电成本有望进一步向市场化电价靠拢。

风险提示：研发不及预期、项目批准不及预期、市场化电价波动风险