8月18日，方正證券發布研報《光熱發電專題：新型電力系統重要構成，未來光電建設中堅力量》，主要觀點如下：

光熱發電可以實現連續、穩定、可調度的高品質電力輸出，而熔鹽儲能是棄光棄風應用的重要手段

①光熱發電利用大量反射鏡以聚焦收集太陽直射光，加熱工質并進行儲存，再利用高溫工質產生高溫高壓的蒸汽，驅動汽輪發電機組發電。

②而熔融鹽儲能系統具備填峰調谷的作用，既可通過光熱系統給其充熱、儲熱，也可將網上峰值電力轉化為熱能存儲發電，建設熔鹽儲能不僅可以支持光熱發電系統，還可以與其他風電/光電/廢熱系統協同工作。目前光熱發電/熔鹽儲能均在初步商業化階段，未來前景廣闊。

表：光熱發電和光伏發電的區別

總體而言，光熱發電目前處在初步商業化階段，初期建設成本較高，需求土地面積較大/光照環境要求高，但是勝在穩定，可以輸出置信容量高的電力供應。

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

太陽能熱發電站一般由集熱系統、儲熱換熱系統和熱-功-電轉換系統三部分組成，集熱系統按結構分一般有塔式、槽式、線性菲涅爾式、碟式等主流路線；而儲熱換熱系統按材質分類，目前主流技術是第二代熔鹽儲能系統(第一代技術采用水/導熱油)，從技術上，塔式結構兼具高聚光比和更大的降本空間，是目前最優的技術路線。

表：四種光熱技術路線對比

從示范項目到市場化，光熱發電在市場倒逼下有望持續降本

2016年我國啟動了光熱發電示范項目建設，以1.15元/千瓦時的固定電價政策，開啟了國內光熱發電規模化應用的嘗試。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電，“光熱+光伏/風電”多能互補模式興起；隨著各地新能源上網電價逐步市場化，目前各地機制電價為0.25-0.55元/kwh不等，光熱發電也有望在市場作用倒逼下實現進一步的降本。

行業整體發展脈絡梳理如下：

①光熱1.0階段（2016—2020年）：首批示范項目的產業化探索

2016年，在國家能源局的推動下，我國啟動了光熱發電示范項目建設，以1.15元/千瓦時的固定電價政策，開啟了國內光熱發電規模化應用的嘗試。首批示范項目中，最終有7個示范項目建成投運，分別為4個熔鹽塔式項目、2個導熱油槽式項目、1個線性菲涅爾式項目。這批項目建成后的實際運行表現雖然參差不齊，但成功驗證了在我國西北地區建設并運行光熱電站的可行性，初步構建起光熱發電的產業鏈，推動相關技術規范體系和設計標準逐步建立，基本達到了國家能源局既定的示范目標。

2020年1月，財政部、國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》，全面停止新能源補貼電價政策，明確提出新增光熱發電項目不再納入中央財政補貼范圍，尚在產業化初期的光熱發電直接進入無補貼時代，產業發展也因此陷入停滯。

②光熱2.0階段（2021—2024年）：風光熱儲協同發展

2021年后，隨著“雙碳”目標的深入推進，風電、光伏裝機規模快速增長，光熱發電的調峰價值因而被重新審視，“光熱+光伏/風電”多能互補模式興起，即由一個項目主體按一定配比同步建設光熱、風電、光伏項目，統一平價上網。其內在邏輯是利用光熱發電提供調節能力，依靠風電、光伏的低成本優勢平衡光熱發電較高的建設成本，從而確保項目整體經濟性。截至2025年上半年，全國建成、在建、推進中的“光熱+”項目超50個，光熱部分總裝機規模超5G瓦，實質性開工的項目中采用塔式熔鹽技術路線的占比超過80%。

2021年后建設的光熱電站項目，更多是為了獲取新能源指標而配套的。2022年起建設的第二批光熱示范項目定位發生了顯著變化。一方面，沒有獨立電價，需遵循國家可再生能源相關政策；另一方面，其主要功能轉變為獲取新能源指標，但光熱電站的發電成本和價值不能較好地體現。

③光熱3.0階段（2024年往后）：光熱電站逐步具備獨立市場化可能性

在光熱電站的歷史發展過程中，早期項目的度電成本隨著技術進步不斷下降，逐漸具備獨立經濟核算的可能性。以青海為例，青海省在制定136號文（發布于2025年1月17日）實施細則時，將獨立光熱電站作為一種單獨的技術類別，明確在其設計運行壽命內的機制電價按照0.55元/千瓦時執行，據青海電力局2025年8月購電價格表，平時段下單一制（即居民等主體）用電價格為0.48-0.50元/kwh左右，0.55元/千瓦時的光熱電價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進一步發展，相關項目進一步規模化。

光熱發電/熔鹽儲能的未來市場空間廣闊，較多項目規劃在途

①國內市場方面，截至2024年底我國各省/自治區在建/擬建光熱項目超過8GW，過去幾年光熱儲能處于建設初期，鑒于經濟性等原因，實際建設規模有限，隨著技術成熟、規模效應顯現、經濟性提升，方正證券保守估計，假設十五五期間光熱發電+儲能規劃裝機量延續3GW/年建設，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、澳洲等地區環境接近我國西部地區，光照資源豐富，國內企業亦有較多出海建設光熱電站的案例。光熱發電/熔鹽儲能應用場景豐富，光熱項目出口與熔鹽儲能項目國內單獨配套，體量或接近國內光熱發電應用場景。

背景資料：風電光電作為不穩定電源，需要配套相應的蓄能系統，2030年需求空間大。據全球能源互聯網發展合作組織相關研究，2030年，預計我國電源總裝機38億千瓦，其中清潔能源裝機25.7億千瓦，占比67.5%，清潔能源發電量5.8萬億千瓦時，占比52.5%，煤電裝機10.5億千瓦，風、光裝機分別為8億、10.25億千瓦。2024年，火電發電量已經幾乎停止新增，未來新能源發電有望成為新增電量的主要貢獻。

目前儲能項目并未完全適配風光電需求。據CNESA數據，截至2024年底，累計電力儲能裝機達到137.9GW，同比+59.9%，新型儲能裝機規模(78.3GW)首次超過抽水蓄能(58.5GW)，同期，風電裝機521GW、太陽能裝機887GW。由于我國儲能投資從2022年左右開始才進入發展快車道，目前儲能裝機和風光電裝機并不完全匹配。

度電成本：技術進步&規模化驅動度電成本持續下降，2030年有望達到0.43元/kwh

由于目前國內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2023年相關研究，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(含運維優化，研究測算完成于2023年)。

而據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，首批示范項目已有一個案例已經下降至約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&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。

研報表示，光熱發電相比其他電源相比，全生命周期更為低碳，涉網性能更為優越，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節支撐、綠色低碳等價值都將在收益中得以體現，投資經濟性將大幅提高。

附研報全文：20250817-方正證券-機械設備行業專題報告：光熱發電專題，新型電力系統重要構成，未來光電建設中堅力量.pdf