8月18日，方正证券发布研报《光热发电专题：新型电力系统重要构成，未来光电建设中坚力量》，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。

表：光热发电和光伏发电的区别

总体而言，光热发电目前处在初步商业化阶段，初期建设成本较高，需求土地面积较大/光照环境要求高，但是胜在稳定，可以输出置信容量高的电力供应。

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。

表：四种光热技术路线对比

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。

行业整体发展脉络梳理如下：

①光热1.0阶段（2016—2020年）：首批示范项目的产业化探索

2016年，在国家能源局的推动下，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。首批示范项目中，最终有7个示范项目建成投运，分别为4个熔盐塔式项目、2个导热油槽式项目、1个线性菲涅尔式项目。这批项目建成后的实际运行表现虽然参差不齐，但成功验证了在我国西北地区建设并运行光热电站的可行性，初步构建起光热发电的产业链，推动相关技术规范体系和设计标准逐步建立，基本达到了国家能源局既定的示范目标。

2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，全面停止新能源补贴电价政策，明确提出新增光热发电项目不再纳入中央财政补贴范围，尚在产业化初期的光热发电直接进入无补贴时代，产业发展也因此陷入停滞。

②光热2.0阶段（2021—2024年）：风光热储协同发展

2021年后，随着“双碳”目标的深入推进，风电、光伏装机规模快速增长，光热发电的调峰价值因而被重新审视，“光热+光伏/风电”多能互补模式兴起，即由一个项目主体按一定配比同步建设光热、风电、光伏项目，统一平价上网。其内在逻辑是利用光热发电提供调节能力，依靠风电、光伏的低成本优势平衡光热发电较高的建设成本，从而确保项目整体经济性。截至2025年上半年，全国建成、在建、推进中的“光热+”项目超50个，光热部分总装机规模超5G瓦，实质性开工的项目中采用塔式熔盐技术路线的占比超过80%。

2021年后建设的光热电站项目，更多是为了获取新能源指标而配套的。2022年起建设的第二批光热示范项目定位发生了显著变化。一方面，没有独立电价，需遵循国家可再生能源相关政策；另一方面，其主要功能转变为获取新能源指标，但光热电站的发电成本和价值不能较好地体现。

③光热3.0阶段（2024年往后）：光热电站逐步具备独立市场化可能性

在光热电站的历史发展过程中，早期项目的度电成本随着技术进步不断下降，逐渐具备独立经济核算的可能性。以青海为例，青海省在制定136号文（发布于2025年1月17日）实施细则时，将独立光热电站作为一种单独的技术类别，明确在其设计运行寿命内的机制电价按照0.55元/千瓦时执行，据青海电力局2025年8月购电价格表，平时段下单一制（即居民等主体）用电价格为0.48-0.50元/kwh左右，0.55元/千瓦时的光热电价略高于青海省夜间自外省购电加上输配电的成本，该政策有望助力光热电站技术进一步发展，相关项目进一步规模化。

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，方正证券保守估计，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。

背景资料：风电光电作为不稳定电源，需要配套相应的蓄能系统，2030年需求空间大。据全球能源互联网发展合作组织相关研究，2030年，预计我国电源总装机38亿千瓦，其中清洁能源装机25.7亿千瓦，占比67.5%，清洁能源发电量5.8万亿千瓦时，占比52.5%，煤电装机10.5亿千瓦，风、光装机分别为8亿、10.25亿千瓦。2024年，火电发电量已经几乎停止新增，未来新能源发电有望成为新增电量的主要贡献。

目前储能项目并未完全适配风光电需求。据CNESA数据，截至2024年底，累计电力储能装机达到137.9GW，同比+59.9%，新型储能装机规模(78.3GW)首次超过抽水蓄能(58.5GW)，同期，风电装机521GW、太阳能装机887GW。由于我国储能投资从2022年左右开始才进入发展快车道，目前储能装机和风光电装机并不完全匹配。

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(含运维优化，研究测算完成于2023年)。

而据方正证券研究员采用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。

研报表示，光热发电相比其他电源相比，全生命周期更为低碳，涉网性能更为优越，随着电力市场改革，绿电交易、碳排放交易等市场的建立与成熟其调节支撑、绿色低碳等价值都将在收益中得以体现，投资经济性将大幅提高。

附研报全文：20250817-方正证券-机械设备行业专题报告：光热发电专题，新型电力系统重要构成，未来光电建设中坚力量.pdf