我分享了【东来哥：管理层与员工的关系不是上下级的关系 ‖于东来】, 快来看吧！ | https://mp.weixin.qq.com/s?__biz=MzIzMTE2NTUyOQ==&mid=2649599982&idx=1&sn=77c5a598e83ca8c6beac27e6762fb952&chksm=f0b154d8c7c6ddce012843721e964ad888d86af2bee33c83a69a8438c15f2a103db675cd4b47&mpshare=1&srcid=0425IxGhFJGe2GUdmgzDdLTs&sharer_sharetime=1682393003383&sharer_shareid=8158ba36a2a2b95cf8bdd763c6a5f054&from=singlemessage&scene=1&subscene=10000&clicktime=1682545971&enterid=1682545971&sessionid=0&ascene=1&fasttmpl_type=0&fasttmpl_fullversion=6653245-zh_CN-zip&fasttmpl_flag=0&realreporttime=1682545971712&devicetype=android-30&version=280023eb&nettype=WIFI&abtest_cookie=AAACAA%3D%3D&lang=zh_CN&countrycode=CN&exportkey=n_ChQIAhIQCuOEBuHqBcAqk%2B1NshQuqhLkAQIE97dBBAEAAAAAAL6FGWPE%2B80AAAAOpnltbLcz9gKNyK89dVj0xgpBoDW7uqeN%2BI1hGbexJQYdoM2MOxTqAM%2F0%2F5oxYqdd9faoR%2F%2FuX0r5XFfY7QIV1pNFA3nLaiiIJ8didbl1nP%2BD9T003obeRk9wMHy6YhPvWBsnEj3wd6Y9NzRAKwfdxOx8wA8K%2BDtb81SLNkO8jJ4n%2FMW4WvE6pTOFyhZ8%2BIip6Eto%2FKtRv%2F%2Baw2L3DLGRklRHLz3PiUE9sZhhSx7sNSUAA9PpIE%2BBiVWPDj4YZJOCU4NQ1%2B3Tqdqlf3AT0Q%3D%3D&pass_ticket=UIcxQZJzTQNzbuxVZDuD2QPO%2F6wX3tXVCI7KUY8nze3B2l%2FUZ%2BSCFTosux7v56bk2knO%2FVDPQcnIRXkd4AArCA%3D%3D&wx_header=3
光热储能技术梳理及投资机会
2023年4月7日，国家能源局发布《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》，其中提及重点信息包括“十四五”期间每年新增开工规模达到3GW；其中第一批光热发电项目合计2.8GW：内蒙古800MW，甘肃700MW，青海1GW，宁夏100MW，新疆200MW。针对此超预期的光热储能相关政策，我们对行业的基本理解及相关投资机会梳理如下：
1、光热储能是什么？
简单来说是光伏发电的另一模式，结合光伏+储热+再发电，原理为光能→热能→机械能→电能，通过聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电，其中热能到电能的原理与火电类似，产生交流电直接并网。核心作用：可以通过白天完成光能→热能，夜间完成热能→机械能→电能，实现光伏电站的夜间/跨日发电及调峰调频。
2、为什么此前发展较慢？
截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成，2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的核心原因是初始投资成本及度电成本均较高。1）初始投资成本：25-35元/W；2）度电成本：目前1元/KWh，中期有望降至0.6-0.7元/KWh，但对比光伏发电仍较高。
3、为什么国家频繁出台相关支持政策，发展光热储能？
我们认为，1）中长期层面看，风光并网比例进一步上升，仅靠2-4小时的配储时长并不能满足跨日的削峰平谷需求，因而长时储能需求凸显。2）为了解决西北大基地的消纳压力，以实现支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力，从时间节点看，预计23年光热储能、特高压密集开工，两者均是1-2年的投建周期，可实现同步匹配。
4、为什么长时储能技术中，国家政策重点选择了光热储能？
为什么锂电储能不适合做长时储能：锂电储能的电池成本占比较高，单项目电池容量做大的情况下项目单wh成本摊薄效应不如长时储能几种路径效果明显；理论来说，考虑光热、压缩空气等技术规模化应用后，当配储时长＞4hr时，长时储能的度电成本优于锂电储能。
长时储能发展是否会挤压锂电储能的应用空间：我们认为【不会】，两种方案的应用场景不同，为互补效果。锂电储能是为了解决日内（4小时以内）的调峰调频需求，因此在目前全球主要市场风光发电占比10%-25%区间时，日内调峰调频需求缺口首先凸显；长时储能的应用是在风光占比进一步提升时，为了解决跨日的风光发电波动性带来的发电量缺口、特高压稳定输电的需求，我们预计在中长期层面将能看到需求起量，目前相关政策的出台也是为未来风光占比进一步提高做准备。
有效的大电网级长时储能方案包括抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。其中1）抽蓄：存在建设周期较长（5-7年）、站址资源不足的问题，短期内无法解决消纳需求缺口；2）压缩空气储能：转换效率、度电成本优于光热储能，选址难度、建设周期优于抽蓄储能，但仍有一定的选址瓶颈；3）制氢：目前氢能→电能的成本较高，不具备性价比，相关应用仍在电能→氢能阶段。
我们认为，从四种长时储能方案看，考虑建设周期、投资成本问题，预计中短期内压缩空气储能+光热储能两种方式可看到0-1发展，其中压缩空气储能各项指标均具相对优势，但选址存在一定瓶颈；光热储能实现规模化、进一步降低度电成本，将有望呈现经济型优势。
5、相关投资机会有哪些？
我们假设，以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的光热储能市场空间约900亿元；其中，按照相关环节价值量占比测算，相关环节的市场空间及相关标的如下： Image
考虑光热储能系统投建周期约1.5年，假设23年项目新增开工量达到3GW，预计项目的确认收入时间点在2024H2-2025年，短期内相关标的弹性较弱。但考虑项目达到密集并网期时，由于光热储能系统较高的投资成本体量，预计2024H2-2025年相关标的在收入、业绩层面将会有较大弹性。
建议关注：
l系统集成：光热储能领军企业，已投资光热项目超210MW、具备光热发电全产业链布局能力的【首航高科】，公司22年营收预计在6.3亿元，我们预计从收入层面光热储能项目放量，将为公司带来较高弹性；
l储热+吸热系统：此环节年均市场空间增量预计约211亿元，相关参与者【西子洁能】、【三维化学】、【东华科技】预计均将受益增量市场空间，形成较大弹性；
l材料及零部件层面：玻璃、保温材料两个环节的市场格局较好，已实现批量生产能力的参与者较少，建议关注玻璃【安彩高科】。保温材料【鲁阳节能】；此外，定日镜+驱动支架方面，根据政策文件镜场面积不少于80万平方米，预计定日镜+支架用量将有提升，建议关注定日镜【捷昌驱动】、支架【振江股份】。
正文
一、政策
近日，国家能源局发布《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》：
l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；
l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，合计2.8GW（组织开展项目可行性研究，和基地内风电光伏项目同步开工）：内蒙古800MW，甘肃700MW，青海1GW，宁夏100MW，新疆200MW。
二、原理
利用大规模的集热镜和传统的蒸汽发电机热力循环做功：光能→热能→机械能→电能。
l光能→热能：通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；
l热能→机械能→电能（与火电的发电原理高度相似）：传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电。产生的电是交流电，不需要逆变器，可以直接并网。
作用：白天完成光能→热能，夜间完成热能→机械能→电能，实现光伏电站的夜间发电及调峰调频。
效率较低：光热转换效率80-90%，热电转换效率40%，综合转换效率30%左右。
三、发展进度
截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成，2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的原因：初始投资成本及度电成本均较高。1）初始投资成本：光热发电站投资成本在25-35元/W，是光伏电站的4-5倍；2）度电成本：中期有望降至0.6-0.7元/KWh，是光伏电站的1.5-2倍左右。
22年开始招标加速、今日能源局发布相关通知的核心原因：
l消纳问题：三北地区风光大基地装机加速，为了解决消纳问题，长时储能的需求凸显；支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力（长时储能应用中，用光热替代锂电储能的成本更低、储电量更大）。
l负荷问题：社会经济发展，日夜负荷差加剧。
从技术路线看，为什么长时储能方向，会选择光热储能？
有效的大电网级长时储能方案：抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。
l抽蓄：存在建设周期较长（5-7年）、站址资源不足的问题，短期内无法迅速解决消纳需求。
l压缩空气储能：转换效率、度电成本均优于光热储能，目前初始投资成本约6元/W，转换效率在60-70%，度电成本约0.2-0.4元/kwh。选址难度、建设周期低于抽蓄储能（不受水资源限制，建设周期约2-3年），但仍有一定的选址瓶颈：废弃或天然地下盐穴储气、地面高压储罐储气、地下人工硐室储气等三种方式，适合用于压缩空气储能的废弃或天然地下盐穴资源有限；地面高压储罐占用地上面积，造价高；人工硐室选择硬岩地质，在地形条件上要求山体雄厚，避免较大地形起伏。
l制氢：目前成本较高。
四、产业链分析
1、投资成本拆分：
据中控太阳能企业测算：
l聚光系统：占比51.4%，主要材料包括钢材、玻璃、混凝土、电缆等；
l吸热系统：占比7.73%，主要材料包括钢材、混凝土、电伴热、表面漆等；
l储热系统：占比15.75%，主要材料包括熔盐（主流选项为硝酸钠、硝酸钾混合物——二元盐（Solar salt），即由 60%KNO3 和 40%NaNO3组成的二元混合硝酸盐）、钢材、混凝土、电伴热等。
其中，原材料价值量合计占比约30%，以原材料价值量拆分，钢材、熔盐、玻璃成本占比分别为53%/21%/17%。
2、市场空间及投资机会：
以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的市场空间约900亿元；
其中，按照相关环节价值量占比测算，相关环节的市场空间及相关标的如下：
2023年4月7日，国家能源局发布《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》，其中提及重点信息包括“十四五”期间每年新增开工规模达到3GW；其中第一批光热发电项目合计2.8GW：内蒙古800MW，甘肃700MW，青海1GW，宁夏100MW，新疆200MW。针对此超预期的光热储能相关政策，我们对行业的基本理解及相关投资机会梳理如下：
1、光热储能是什么？
简单来说是光伏发电的另一模式，结合光伏+储热+再发电，原理为光能→热能→机械能→电能，通过聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电，其中热能到电能的原理与火电类似，产生交流电直接并网。核心作用：可以通过白天完成光能→热能，夜间完成热能→机械能→电能，实现光伏电站的夜间/跨日发电及调峰调频。
2、为什么此前发展较慢？
截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成，2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的核心原因是初始投资成本及度电成本均较高。1）初始投资成本：25-35元/W；2）度电成本：目前1元/KWh，中期有望降至0.6-0.7元/KWh，但对比光伏发电仍较高。
3、为什么国家频繁出台相关支持政策，发展光热储能？
我们认为，1）中长期层面看，风光并网比例进一步上升，仅靠2-4小时的配储时长并不能满足跨日的削峰平谷需求，因而长时储能需求凸显。2）为了解决西北大基地的消纳压力，以实现支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力，从时间节点看，预计23年光热储能、特高压密集开工，两者均是1-2年的投建周期，可实现同步匹配。
4、为什么长时储能技术中，国家政策重点选择了光热储能？
为什么锂电储能不适合做长时储能：锂电储能的电池成本占比较高，单项目电池容量做大的情况下项目单wh成本摊薄效应不如长时储能几种路径效果明显；理论来说，考虑光热、压缩空气等技术规模化应用后，当配储时长＞4hr时，长时储能的度电成本优于锂电储能。
长时储能发展是否会挤压锂电储能的应用空间：我们认为【不会】，两种方案的应用场景不同，为互补效果。锂电储能是为了解决日内（4小时以内）的调峰调频需求，因此在目前全球主要市场风光发电占比10%-25%区间时，日内调峰调频需求缺口首先凸显；长时储能的应用是在风光占比进一步提升时，为了解决跨日的风光发电波动性带来的发电量缺口、特高压稳定输电的需求，我们预计在中长期层面将能看到需求起量，目前相关政策的出台也是为未来风光占比进一步提高做准备。
有效的大电网级长时储能方案包括抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。其中1）抽蓄：存在建设周期较长（5-7年）、站址资源不足的问题，短期内无法解决消纳需求缺口；2）压缩空气储能：转换效率、度电成本优于光热储能，选址难度、建设周期优于抽蓄储能，但仍有一定的选址瓶颈；3）制氢：目前氢能→电能的成本较高，不具备性价比，相关应用仍在电能→氢能阶段。
我们认为，从四种长时储能方案看，考虑建设周期、投资成本问题，预计中短期内压缩空气储能+光热储能两种方式可看到0-1发展，其中压缩空气储能各项指标均具相对优势，但选址存在一定瓶颈；光热储能实现规模化、进一步降低度电成本，将有望呈现经济型优势。
5、相关投资机会有哪些？
我们假设，以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的光热储能市场空间约900亿元；其中，按照相关环节价值量占比测算，相关环节的市场空间及相关标的如下： Image
考虑光热储能系统投建周期约1.5年，假设23年项目新增开工量达到3GW，预计项目的确认收入时间点在2024H2-2025年，短期内相关标的弹性较弱。但考虑项目达到密集并网期时，由于光热储能系统较高的投资成本体量，预计2024H2-2025年相关标的在收入、业绩层面将会有较大弹性。
建议关注：
l系统集成：光热储能领军企业，已投资光热项目超210MW、具备光热发电全产业链布局能力的【首航高科】，公司22年营收预计在6.3亿元，我们预计从收入层面光热储能项目放量，将为公司带来较高弹性；
l储热+吸热系统：此环节年均市场空间增量预计约211亿元，相关参与者【西子洁能】、【三维化学】、【东华科技】预计均将受益增量市场空间，形成较大弹性；
l材料及零部件层面：玻璃、保温材料两个环节的市场格局较好，已实现批量生产能力的参与者较少，建议关注玻璃【安彩高科】。保温材料【鲁阳节能】；此外，定日镜+驱动支架方面，根据政策文件镜场面积不少于80万平方米，预计定日镜+支架用量将有提升，建议关注定日镜【捷昌驱动】、支架【振江股份】。
正文
一、政策
近日，国家能源局发布《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》：
l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；
l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，合计2.8GW（组织开展项目可行性研究，和基地内风电光伏项目同步开工）：内蒙古800MW，甘肃700MW，青海1GW，宁夏100MW，新疆200MW。
二、原理
利用大规模的集热镜和传统的蒸汽发电机热力循环做功：光能→热能→机械能→电能。
l光能→热能：通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；
l热能→机械能→电能（与火电的发电原理高度相似）：传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电。产生的电是交流电，不需要逆变器，可以直接并网。
作用：白天完成光能→热能，夜间完成热能→机械能→电能，实现光伏电站的夜间发电及调峰调频。
效率较低：光热转换效率80-90%，热电转换效率40%，综合转换效率30%左右。
三、发展进度
截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成，2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的原因：初始投资成本及度电成本均较高。1）初始投资成本：光热发电站投资成本在25-35元/W，是光伏电站的4-5倍；2）度电成本：中期有望降至0.6-0.7元/KWh，是光伏电站的1.5-2倍左右。
22年开始招标加速、今日能源局发布相关通知的核心原因：
l消纳问题：三北地区风光大基地装机加速，为了解决消纳问题，长时储能的需求凸显；支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力（长时储能应用中，用光热替代锂电储能的成本更低、储电量更大）。
l负荷问题：社会经济发展，日夜负荷差加剧。
从技术路线看，为什么长时储能方向，会选择光热储能？
有效的大电网级长时储能方案：抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。
l抽蓄：存在建设周期较长（5-7年）、站址资源不足的问题，短期内无法迅速解决消纳需求。
l压缩空气储能：转换效率、度电成本均优于光热储能，目前初始投资成本约6元/W，转换效率在60-70%，度电成本约0.2-0.4元/kwh。选址难度、建设周期低于抽蓄储能（不受水资源限制，建设周期约2-3年），但仍有一定的选址瓶颈：废弃或天然地下盐穴储气、地面高压储罐储气、地下人工硐室储气等三种方式，适合用于压缩空气储能的废弃或天然地下盐穴资源有限；地面高压储罐占用地上面积，造价高；人工硐室选择硬岩地质，在地形条件上要求山体雄厚，避免较大地形起伏。
l制氢：目前成本较高。
四、产业链分析
1、投资成本拆分：
据中控太阳能企业测算：
l聚光系统：占比51.4%，主要材料包括钢材、玻璃、混凝土、电缆等；
l吸热系统：占比7.73%，主要材料包括钢材、混凝土、电伴热、表面漆等；
l储热系统：占比15.75%，主要材料包括熔盐（主流选项为硝酸钠、硝酸钾混合物——二元盐（Solar salt），即由 60%KNO3 和 40%NaNO3组成的二元混合硝酸盐）、钢材、混凝土、电伴热等。
其中，原材料价值量合计占比约30%，以原材料价值量拆分，钢材、熔盐、玻璃成本占比分别为53%/21%/17%。
2、市场空间及投资机会：
以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的市场空间约900亿元；
其中，按照相关环节价值量占比测算，相关环节的市场空间及相关标的如下：
光热储能技术梳理及投资机会
2023年4月7日，国家能源局发布《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》，其中提及重点信息包括“十四五”期间每年新增开工规模达到3GW；其中第一批光热发电项目合计2.8GW：内蒙古800MW，甘肃700MW，青海1GW，宁夏100MW，新疆200MW。针对此超预期的光热储能相关政策，我们对行业的基本理解及相关投资机会梳理如下：
1、光热储能是什么？
简单来说是光伏发电的另一模式，结合光伏+储热+再发电，原理为光能→热能→机械能→电能，通过聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电，其中热能到电能的原理与火电类似，产生交流电直接并网。核心作用：可以通过白天完成光能→热能，夜间完成热能→机械能→电能，实现光伏电站的夜间/跨日发电及调峰调频。
2、为什么此前发展较慢？
截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成，2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的核心原因是初始投资成本及度电成本均较高。1）初始投资成本：25-35元/W；2）度电成本：目前1元/KWh，中期有望降至0.6-0.7元/KWh，但对比光伏发电仍较高。
3、为什么国家频繁出台相关支持政策，发展光热储能？
我们认为，1）中长期层面看，风光并网比例进一步上升，仅靠2-4小时的配储时长并不能满足跨日的削峰平谷需求，因而长时储能需求凸显。2）为了解决西北大基地的消纳压力，以实现支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力，从时间节点看，预计23年光热储能、特高压密集开工，两者均是1-2年的投建周期，可实现同步匹配。
4、为什么长时储能技术中，国家政策重点选择了光热储能？
为什么锂电储能不适合做长时储能：锂电储能的电池成本占比较高，单项目电池容量做大的情况下项目单wh成本摊薄效应不如长时储能几种路径效果明显；理论来说，考虑光热、压缩空气等技术规模化应用后，当配储时长＞4hr时，长时储能的度电成本优于锂电储能。
长时储能发展是否会挤压锂电储能的应用空间：我们认为【不会】，两种方案的应用场景不同，为互补效果。锂电储能是为了解决日内（4小时以内）的调峰调频需求，因此在目前全球主要市场风光发电占比10%-25%区间时，日内调峰调频需求缺口首先凸显；长时储能的应用是在风光占比进一步提升时，为了解决跨日的风光发电波动性带来的发电量缺口、特高压稳定输电的需求，我们预计在中长期层面将能看到需求起量，目前相关政策的出台也是为未来风光占比进一步提高做准备。
有效的大电网级长时储能方案包括抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。其中1）抽蓄：存在建设周期较长（5-7年）、站址资源不足的问题，短期内无法解决消纳需求缺口；2）压缩空气储能：转换效率、度电成本优于光热储能，选址难度、建设周期优于抽蓄储能，但仍有一定的选址瓶颈；3）制氢：目前氢能→电能的成本较高，不具备性价比，相关应用仍在电能→氢能阶段。
我们认为，从四种长时储能方案看，考虑建设周期、投资成本问题，预计中短期内压缩空气储能+光热储能两种方式可看到0-1发展，其中压缩空气储能各项指标均具相对优势，但选址存在一定瓶颈；光热储能实现规模化、进一步降低度电成本，将有望呈现经济型优势。
5、相关投资机会有哪些？
我们假设，以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的光热储能市场空间约900亿元；其中，按照相关环节价值量占比测算，相关环节的市场空间及相关标的如下： Image
考虑光热储能系统投建周期约1.5年，假设23年项目新增开工量达到3GW，预计项目的确认收入时间点在2024H2-2025年，短期内相关标的弹性较弱。但考虑项目达到密集并网期时，由于光热储能系统较高的投资成本体量，预计2024H2-2025年相关标的在收入、业绩层面将会有较大弹性。
建议关注：
l系统集成：光热储能领军企业，已投资光热项目超210MW、具备光热发电全产业链布局能力的【首航高科】，公司22年营收预计在6.3亿元，我们预计从收入层面光热储能项目放量，将为公司带来较高弹性；
l储热+吸热系统：此环节年均市场空间增量预计约211亿元，相关参与者【西子洁能】、【三维化学】、【东华科技】预计均将受益增量市场空间，形成较大弹性；
l材料及零部件层面：玻璃、保温材料两个环节的市场格局较好，已实现批量生产能力的参与者较少，建议关注玻璃【安彩高科】。保温材料【鲁阳节能】；此外，定日镜+驱动支架方面，根据政策文件镜场面积不少于80万平方米，预计定日镜+支架用量将有提升，建议关注定日镜【捷昌驱动】、支架【振江股份】。
正文
一、政策
近日，国家能源局发布《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》：
l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；
l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，合计2.8GW（组织开展项目可行性研究，和基地内风电光伏项目同步开工）：内蒙古800MW，甘肃700MW，青海1GW，宁夏100MW，新疆200MW。
二、原理
利用大规模的集热镜和传统的蒸汽发电机热力循环做功：光能→热能→机械能→电能。
l光能→热能：通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；
l热能→机械能→电能（与火电的发电原理高度相似）：传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电。产生的电是交流电，不需要逆变器，可以直接并网。
作用：白天完成光能→热能，夜间完成热能→机械能→电能，实现光伏电站的夜间发电及调峰调频。
效率较低：光热转换效率80-90%，热电转换效率40%，综合转换效率30%左右。
三、发展进度
截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成，2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的原因：初始投资成本及度电成本均较高。1）初始投资成本：光热发电站投资成本在25-35元/W，是光伏电站的4-5倍；2）度电成本：中期有望降至0.6-0.7元/KWh，是光伏电站的1.5-2倍左右。
22年开始招标加速、今日能源局发布相关通知的核心原因：
l消纳问题：三北地区风光大基地装机加速，为了解决消纳问题，长时储能的需求凸显；支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力（长时储能应用中，用光热替代锂电储能的成本更低、储电量更大）。
l负荷问题：社会经济发展，日夜负荷差加剧。
从技术路线看，为什么长时储能方向，会选择光热储能？
有效的大电网级长时储能方案：抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。
l抽蓄：存在建设周期较长（5-7年）、站址资源不足的问题，短期内无法迅速解决消纳需求。
l压缩空气储能：转换效率、度电成本均优于光热储能，目前初始投资成本约6元/W，转换效率在60-70%，度电成本约0.2-0.4元/kwh。选址难度、建设周期低于抽蓄储能（不受水资源限制，建设周期约2-3年），但仍有一定的选址瓶颈：废弃或天然地下盐穴储气、地面高压储罐储气、地下人工硐室储气等三种方式，适合用于压缩空气储能的废弃或天然地下盐穴资源有限；地面高压储罐占用地上面积，造价高；人工硐室选择硬岩地质，在地形条件上要求山体雄厚，避免较大地形起伏。
l制氢：目前成本较高。
四、产业链分析
1、投资成本拆分：
据中控太阳能企业测算：
l聚光系统：占比51.4%，主要材料包括钢材、玻璃、混凝土、电缆等；
l吸热系统：占比7.73%，主要材料包括钢材、混凝土、电伴热、表面漆等；
l储热系统：占比15.75%，主要材料包括熔盐（主流选项为硝酸钠、硝酸钾混合物——二元盐（Solar salt），即由 60%KNO3 和 40%NaNO3组成的二元混合硝酸盐）、钢材、混凝土、电伴热等。
其中，原材料价值量合计占比约30%，以原材料价值量拆分，钢材、熔盐、玻璃成本占比分别为53%/21%/17%。
2、市场空间及投资机会：
以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的市场空间约900亿元；
其中，按照相关环节价值量占比测算，相关环节的市场空间及相关标的如下：
2023年4月7日，国家能源局发布《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》，其中提及重点信息包括“十四五”期间每年新增开工规模达到3GW；其中第一批光热发电项目合计2.8GW：内蒙古800MW，甘肃700MW，青海1GW，宁夏100MW，新疆200MW。针对此超预期的光热储能相关政策，我们对行业的基本理解及相关投资机会梳理如下：
1、光热储能是什么？
简单来说是光伏发电的另一模式，结合光伏+储热+再发电，原理为光能→热能→机械能→电能，通过聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电，其中热能到电能的原理与火电类似，产生交流电直接并网。核心作用：可以通过白天完成光能→热能，夜间完成热能→机械能→电能，实现光伏电站的夜间/跨日发电及调峰调频。
2、为什么此前发展较慢？
截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成，2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的核心原因是初始投资成本及度电成本均较高。1）初始投资成本：25-35元/W；2）度电成本：目前1元/KWh，中期有望降至0.6-0.7元/KWh，但对比光伏发电仍较高。
3、为什么国家频繁出台相关支持政策，发展光热储能？
我们认为，1）中长期层面看，风光并网比例进一步上升，仅靠2-4小时的配储时长并不能满足跨日的削峰平谷需求，因而长时储能需求凸显。2）为了解决西北大基地的消纳压力，以实现支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力，从时间节点看，预计23年光热储能、特高压密集开工，两者均是1-2年的投建周期，可实现同步匹配。
4、为什么长时储能技术中，国家政策重点选择了光热储能？
为什么锂电储能不适合做长时储能：锂电储能的电池成本占比较高，单项目电池容量做大的情况下项目单wh成本摊薄效应不如长时储能几种路径效果明显；理论来说，考虑光热、压缩空气等技术规模化应用后，当配储时长＞4hr时，长时储能的度电成本优于锂电储能。
长时储能发展是否会挤压锂电储能的应用空间：我们认为【不会】，两种方案的应用场景不同，为互补效果。锂电储能是为了解决日内（4小时以内）的调峰调频需求，因此在目前全球主要市场风光发电占比10%-25%区间时，日内调峰调频需求缺口首先凸显；长时储能的应用是在风光占比进一步提升时，为了解决跨日的风光发电波动性带来的发电量缺口、特高压稳定输电的需求，我们预计在中长期层面将能看到需求起量，目前相关政策的出台也是为未来风光占比进一步提高做准备。
有效的大电网级长时储能方案包括抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。其中1）抽蓄：存在建设周期较长（5-7年）、站址资源不足的问题，短期内无法解决消纳需求缺口；2）压缩空气储能：转换效率、度电成本优于光热储能，选址难度、建设周期优于抽蓄储能，但仍有一定的选址瓶颈；3）制氢：目前氢能→电能的成本较高，不具备性价比，相关应用仍在电能→氢能阶段。
我们认为，从四种长时储能方案看，考虑建设周期、投资成本问题，预计中短期内压缩空气储能+光热储能两种方式可看到0-1发展，其中压缩空气储能各项指标均具相对优势，但选址存在一定瓶颈；光热储能实现规模化、进一步降低度电成本，将有望呈现经济型优势。
5、相关投资机会有哪些？
我们假设，以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的光热储能市场空间约900亿元；其中，按照相关环节价值量占比测算，相关环节的市场空间及相关标的如下： Image
考虑光热储能系统投建周期约1.5年，假设23年项目新增开工量达到3GW，预计项目的确认收入时间点在2024H2-2025年，短期内相关标的弹性较弱。但考虑项目达到密集并网期时，由于光热储能系统较高的投资成本体量，预计2024H2-2025年相关标的在收入、业绩层面将会有较大弹性。
建议关注：
l系统集成：光热储能领军企业，已投资光热项目超210MW、具备光热发电全产业链布局能力的【首航高科】，公司22年营收预计在6.3亿元，我们预计从收入层面光热储能项目放量，将为公司带来较高弹性；
l储热+吸热系统：此环节年均市场空间增量预计约211亿元，相关参与者【西子洁能】、【三维化学】、【东华科技】预计均将受益增量市场空间，形成较大弹性；
l材料及零部件层面：玻璃、保温材料两个环节的市场格局较好，已实现批量生产能力的参与者较少，建议关注玻璃【安彩高科】。保温材料【鲁阳节能】；此外，定日镜+驱动支架方面，根据政策文件镜场面积不少于80万平方米，预计定日镜+支架用量将有提升，建议关注定日镜【捷昌驱动】、支架【振江股份】。
正文
一、政策
近日，国家能源局发布《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》：
l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；
l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，合计2.8GW（组织开展项目可行性研究，和基地内风电光伏项目同步开工）：内蒙古800MW，甘肃700MW，青海1GW，宁夏100MW，新疆200MW。
二、原理
利用大规模的集热镜和传统的蒸汽发电机热力循环做功：光能→热能→机械能→电能。
l光能→热能：通过反射镜、聚光镜等聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；
l热能→机械能→电能（与火电的发电原理高度相似）：传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电。产生的电是交流电，不需要逆变器，可以直接并网。
作用：白天完成光能→热能，夜间完成热能→机械能→电能，实现光伏电站的夜间发电及调峰调频。
效率较低：光热转换效率80-90%，热电转换效率40%，综合转换效率30%左右。
三、发展进度
截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成，2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的原因：初始投资成本及度电成本均较高。1）初始投资成本：光热发电站投资成本在25-35元/W，是光伏电站的4-5倍；2）度电成本：中期有望降至0.6-0.7元/KWh，是光伏电站的1.5-2倍左右。
22年开始招标加速、今日能源局发布相关通知的核心原因：
l消纳问题：三北地区风光大基地装机加速，为了解决消纳问题，长时储能的需求凸显；支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力（长时储能应用中，用光热替代锂电储能的成本更低、储电量更大）。
l负荷问题：社会经济发展，日夜负荷差加剧。
从技术路线看，为什么长时储能方向，会选择光热储能？
有效的大电网级长时储能方案：抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。
l抽蓄：存在建设周期较长（5-7年）、站址资源不足的问题，短期内无法迅速解决消纳需求。
l压缩空气储能：转换效率、度电成本均优于光热储能，目前初始投资成本约6元/W，转换效率在60-70%，度电成本约0.2-0.4元/kwh。选址难度、建设周期低于抽蓄储能（不受水资源限制，建设周期约2-3年），但仍有一定的选址瓶颈：废弃或天然地下盐穴储气、地面高压储罐储气、地下人工硐室储气等三种方式，适合用于压缩空气储能的废弃或天然地下盐穴资源有限；地面高压储罐占用地上面积，造价高；人工硐室选择硬岩地质，在地形条件上要求山体雄厚，避免较大地形起伏。
l制氢：目前成本较高。
四、产业链分析
1、投资成本拆分：
据中控太阳能企业测算：
l聚光系统：占比51.4%，主要材料包括钢材、玻璃、混凝土、电缆等；
l吸热系统：占比7.73%，主要材料包括钢材、混凝土、电伴热、表面漆等；
l储热系统：占比15.75%，主要材料包括熔盐（主流选项为硝酸钠、硝酸钾混合物——二元盐（Solar salt），即由 60%KNO3 和 40%NaNO3组成的二元混合硝酸盐）、钢材、混凝土、电伴热等。
其中，原材料价值量合计占比约30%，以原材料价值量拆分，钢材、熔盐、玻璃成本占比分别为53%/21%/17%。
2、市场空间及投资机会：
以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的市场空间约900亿元；
其中，按照相关环节价值量占比测算，相关环节的市场空间及相关标的如下：
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