中信证券研报指出旗开网，光热发电兼具调节电源与长时储能双重功能，在电力系统中承担调节功能，也具备扮演基荷电源的潜力，是强化新能源消纳保障的可靠资源，近年来在政策支持下，光热作为新能源基地配套调节电源快速发展；技术进步、国产化、规模化等因素推动光热度电成本快速下降，虽然目前与主流电源仍有差距，但后续有望受益成本下降&调节价值提升而增强电源竞争力，助力行业健康发展。
全文如下公用环保｜光热发展有望提速，规模化开发提升经济性
光热发电兼具调节电源与长时储能双重功能，在电力系统中承担调节功能，也具备扮演基荷电源的潜力，是强化新能源消纳保障的可靠资源，近年来在政策支持下，光热作为新能源基地配套调节电源快速发展；技术进步、国产化、规模化等因素推动光热度电成本快速下降，虽然目前与主流电源仍有差距，但后续有望受益成本下降&调节价值提升而增强电源竞争力，助力行业健康发展。
▍事件：
近日，国家发改委、国家能源局印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（下文简称《意见》），明确我国光热发电行业的总体定位、发展目标、机制保障等内容，旨在推动光热发电行业规模化发展，为新能源消纳增添保障。
▍光热兼具调峰及长时储能功能旗开网，可扮演基荷&调节电源角色。
目前我国主要发展的光热发电技术路线为熔融盐塔式，其基本原理为通过吸热-集热-储换热系统与汽轮机实现太阳能-热能-机械能-电能的转化。光热发电项目可通过储换热系统中的熔融盐储存热能从而发挥调节电源作用，若增设电加热系统则可参与填谷，进而为电力系统承担长时储能功能。光热发电具有极强的调节能力，调峰深度接近80%，升降负荷速率为额定功率3%~6%，储能时长可达到8~15h，对新能源消纳能够形成较好支撑。此外，从海外及国内在运项目经验来看，成熟光热项目普遍能够实现数十天连续运行时长，具有在特定环境下扮演基荷电源角色的潜力。
▍配套大基地建设加速发展，在建&拟建规模超过800万千瓦。
由于建设成本较高且技术不成熟，早期我国光热发电装机规模增速较慢，2024年在运光热装机规模仅83.8万千瓦。2023年，国家能源局印发《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，明确推动光热发电结合沙戈荒基地建设加速发展，“十四五”期间每年开工规模300万千瓦。根据CSTA《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》数据，2024年末在建/拟建光热发电项目总装机分别达到330/480万千瓦，其中绝大多数作为调节电源配套光伏基地建设。此次《意见》明确光热发电主要向大基地配套调节电源、大容量独立调节电源、源网荷储一体化项目基础电源三个方向发展，到2030年末国内光伏发电装机规模力争达到1,500万千瓦，对应“十五五”期间年均投产规模220~250万千瓦，行业发展有望大幅提速。
▍规模化发展推动降本持续，发挥调节价值提升市场竞争力。
近年来，随着光热产业链基本实现全面国产化，叠加需求增长推动产业链技术进步与规模化发展，光热度电成本正快速下降，CSTA测算当前光热独立运行时度电成本已降至0.53元/kWh左右。虽然光热成本大幅下降后仍显著高于其他电源，在作为光伏配套调节电源摊薄成本以外的情境下，经济性仍然较弱，但我们预计在政策支持下光热经济性将持续提升。一方面，目前部分省份给予光热项目较高的上网电价政策，例如青海明确2028年以前纳入的示范项目上网电价按0.55元/kWh执行，《意见》也明确要通过差价结算机制、可靠容量补偿等长效机制支持光热发展，为刺激行业投资热情以及推动产业链技术进步提供有力支撑；另一方面，根据《意见》，光热项目将向单个电站30~60万千瓦发展，通过规模效应摊薄建设&运维成本。此外，未来在电力现货、辅助服务、容量市场中，光热发电能够通过其调节&容量功能获取较高的电价及收益水平，摆脱对电价政策或补贴的依赖，助力行业长期健康发展。
▍风险因素：
用电需求不及预期；市场化电价大幅下降；光热技术进步与成本下降慢于预期；光热电价政策支持力度弱于预期；电力市场改革推进缓慢等。
▍投资策略。
电力系统容量&调节资源短缺问题或将持续暴露旗开网，推动调峰等辅助服务需求大幅增长。光热发电调节能力优秀，在电力系统中拥有发挥价值的空间，有望在政策支持、技术进步、规模化发展等因素推动下持续实现造价下行及获取较高电价，推动行业长期持续成长。深耕光热产业链的制造商有望充分受益；布局光热领域较早的运营商有望获得技术与经验积累方面的优势。
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