（报告出品方/作者：西部证券，李华丰、谭鹭）

一、光热行业发展提速

1.1 国内市场：承储能之风，光热迎来新一波发展热潮

1.1.1 新疆、青海发布第二批大基地项目清单，光热储能占比大幅提升

新疆于 7 月 4 日公布了 2022 年第二批市场化并网新能源项目清单，总计 66 个项目，储 能总规模 6922.5MW，其中需电网消纳项目储能规模 5820MW。需电网消纳项目中，电 化学储能规模 4470MW，占比 76.8%，储能时长均为 4 小时；光热项目共 13 个，规模 合计 1350MW（已按照项目进展记入下列项目统计表，其中 6 个项目已经开工），占比 23.2%，储能时长为 8~12 小时。 同时，新疆发改委在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(1.0 版)》中特别 指出，对建设 4 小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模 4 倍的风电光伏发电 项目；鼓励光伏与储热型光热发电以 9∶1 规模配建。

青海第二批大基地项目清单含光热 400MW，在储能中占比约 29%。青海于 6 月 17 日公 布青海省第二批大型风电光伏基地建设项目清单（预备清单），共计 7 个项目，包含 5400MW 光伏、1200MW 风电、400MW 光热以及 1000MW /3600MWh 储能，储能类型 包括：电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等。这些项目均采取就地消纳，建设工期 均为 2 年，预计 2022 年 9 月开工，2024 年投产。

1.1.2 国内光热发展提速，在建规模为已投运规模的4倍

据我们不完全统计，截至 2022 年 10 月 15 日，我国正处于前期准备/可研/备案阶段的光 热项目合计装机规模达到 2300MW，招投标项目规模 1005MW，在建项目规模 2695MW，在建规模为已投运规模 589MW 的 4.6 倍，光热发展大大提速。新增的在建 项目基本为风光热储多能互补项目，总装机规模更大，涉及的资金规模、企业范围更广， 在国家政策鼓励、多方合力推动下，落地可能性大大提高。在建项目中，根据目前的项 目进度及平均建设周期进行估计，我们预计 2023/2024 年将分别有 1110/1585MW 光热 项目建成投运。

1.1.3 预计2030年国内新增光热装机13GW

2030 年国内新增光热装机规模达到 13GW。受到光照资源、地理条件等因素的限制，我 国适合发展光热的地区主要为内蒙古、新疆、青海、甘肃四省，我们以这四省到 2030 年 的新增新能源装机规模来测算光热未来的发展空间，计算得到 2030 年国内新增光热装机 规模将达到 13GW。核心假设如下： 1）2030 年我国新能源总装机规模达到 1200GW； 2）假设这四省新能源装机规模占全国的比重不变； 3）风电/光伏与光热按照 9：1 的比例配建。

1.2国际市场：国内企业项目经验丰富，光热出口大有可为

全球光热市场中，西班牙和美国占比最高，新兴市场近五年快速发展。据 CSPPLAZA 统计，2021 年全球光热发电总装机规模约 6692MW（并网口径），其中西班牙 2364MW， 美国 1921MW，中国 589MW，摩洛哥 533MW，南非 501MW。

从全球整体的光热发展来看，2005-2015 年是光热的第一波发展热潮，其增量主要来自 于美国和西班牙，这两个国家的政策（美国的 ITC、西班牙的 FIT）推动其光热装机规模 出现快速增长，但随着西班牙债务危机停止补贴（2013）、美国 ITC 补贴政策终止 （2016），这两个国家的光热市场随之停滞，但它们目前仍是全球光热装机规模最大的两 个国家。2015 年之后光热的增长主要来自于一些新兴市场，包括南非、摩洛哥、迪拜等 国家，它们具有丰富的光照资源，在国际金融机构的投资支持下，通过竞争性招标，实 现了光热的快速发展。

全球各国的光热支持政策大致可分为两个方面：1）投资方面：光热发展的制约因素主要 是其高昂的初始投资成本，各国对于投资都有不同的补贴方式，主要有资助和软贷款、 部分风险保证、免税和税收抵扣等等。2012 年以前，光热项目的投资补贴主要依赖于地 方或者国家财政；但在 MENA 地区的光热发展实践中，由国际金融机构为其提供软贷款 等帮助，减轻了当地的财政压力，大大促进了新兴光热市场的发展。2）建设及发电方面： 建设方面主要有竞争性招标和拍卖等机制， *** 对项目的开发商/承包商进行公开招投标； 发电方面有补贴上网电价（FIT）、绿色证书等。历史经验表明，在光热发展的早期阶段， 采用补贴上网电价机制更有效，而在技术基本成熟、建立了较完善的产业链后，就需要 过渡到竞争性的招投标，来推动产业链的进一步发展。我国首批光热示范项目的鼓励政 策主要是上网电价补贴，新一批光热项目则是取消了补贴，通过竞争性招标促进产业发 展。

国内企业参与的国际光热项目合计达到 1.2GW，占比达到 1/6。虽然西班牙和美国的公 司在 2015 年之前一直引领光热市场，但中国公司光热技术已经较为成熟，有丰富的出海 经验，据我们不完全统计，2018 年至今中国公司作为 EPC 方参与的国际光热项目规模 合计达到 1200MW，占全球光热装机规模（6692MW）的比例达到 1/6。

全球光热市场前景广阔。据国际能源署测算，2025/2030/2040 年全球光热规模在 STEPS 情 景 下 分 别 达 到 11.16/20.73/55.07GW ， 在 SDS 情 景 下 分 别 达 到 17.35/51.69/251.51GW，导致两种情景差额的内在逻辑是光热项目的全生命周期碳排放 极低，是光伏的 1/6，因此是一种更为清洁的发电方式。

二、“光伏+光热储能”经济性优于“光伏+锂电池”

2.1 单独光热电站成本较高，需依赖补贴

单独光热的度电成本目前在 0.55 元/度左右，自有资金 IRR 高达 17%~21%。我们按照 首批示范项目披露的建造成本和设计年发电量，以 6%的折现率计算了光热的度电成本， 50MW 的项目大约为 0.58 元/度，100MW 的项目大约为 0.52 元/度；由于首批示范项目 能够享受 1.15 元/度的补贴电价，若能够按照设计年发电量运行，项目的自有资金 IRR 高达 17%~21%。

2.2 光热行业潜在的降本增效路径

2.2.1 降低总投资和运维成本

首先，选取设计优化、加工成熟度高的设备可以降低电站造价。在太阳能热发电站总投 资中，聚光、吸热和储热系统成本所占比例较高，设备价格仍有下降空间。在聚光场中， 若定日镜用钢量降低、生产效率提高、采用新的传动结构以及镜场控制系统的软硬件成 本下降，电站造价可降低 10.7%~15.4%；在吸热器系统中，材料国产化、加工优化及产 业规模化可以使得电站造价降低 1.03%~1.49%；在储换热系统中，通过储罐设计优化等 可以使得电站造价降低 3.59%~5.66%；在热力发电系统中，通过设计优化、集中采购可 以使得电站造价降低 1.4%~2.1%。

国际经验证明技术进步、规模化与批量生产均对光热电站降本有显著效果。据 2021 中 国太阳能热发电行业蓝皮书，国际经验中技术进步对太阳能热发电成本降低的贡献率约 42%，规模化的贡献率约 37%，批量生产的贡献率约 21%。据光热发电蓝皮书，规模化 发展带来的电站总投资下降幅度可达 18.42~27.56%。

其次，运维成本的下降也能降低电站全生命周期的成本。据 IRENA 的报告，光热发电站的运维成本主要包括保险和维护两大类，国外光热电站降低运维费用的方式侧重在维护， 一种降低维护费用的方法是采用预测分析工具，另一种方法是以最小化清洁成本的方式 设计电站。国际上槽式太阳能光热电站平均运维成本约合人民币 0.15~0.211 元 /kWh， 塔式光热电站约合人民币 0.211~0.282 元 /kWh。

2.2.2 提高效率

光热发电需要经过多个能量转换和传输过程，减少各环节的能量损耗是增效的关键。从 光—热—功转化过程来看，光热发电主要包括光的聚集与转换过程、热量的吸收、蓄存 与传递过程和热功转换过程。聚光、吸热及热功转换过程是构成系统能量和效率损失的 主要部分，约占总损失的 97%，因此提高光热发电效率关键在于提高聚光、吸热及热功 转换过程的效率。

在现有熔盐塔式技术路线体系下，进行优化后光电转换效率可提升 12~27%。其中，提 高定日镜清洁技术的清洁度可使得转换率提升 2-6%；提高截断效率可提升转化率 1-2%； 提升汽轮机效率可提升转化率 1-1.5%；优化吸热器涂层可提高吸热器表面吸收率，从而 使得转换效率提升 1-2%。

2.2.3 光热与光伏、风电配建，缩小镜场投资可提高投资回报率

风光热一体化项目中，光热凭借其储热系统起到调峰作用，同时可以将弃风弃光的能量 通过电加热储存起来；光热通过与光伏、风电配建，可以缩小镜场投资，从而提高项目 整体的经济性。 1）调峰作用：在电力系统中光伏发电出力较高时，光热发电机组可将太阳能资源以热能 的形式储存在储罐中，机组降低出力运行，为光伏发电让出发电空间；晚高峰时段，光 热通过储热系统发电，满足电网晚高峰负荷需求；电网夜间进入低谷负荷期间，光热发 电机组可以停机，给风电让出发电空间。 在多能互补项目中，光热与风电、光伏配合，即白天由光伏作为发电主力，光热主要在 晚高峰期间发电，发电量有所减少，因此其聚光镜场可以适当缩小，减少项目投资额。 过往单独的 100MW 光热电站需要接近 30 亿元投资额，而目前多能互补中的 100MW 光 热电站通过缩小镜场，仅需要 16~20 亿元左右的投资额。 2）通过电加热储存弃风、弃光的能量：风光热（储）相互调节的大基地项目中的储热， 首先是用光热发电的镜场聚热实现储能和发电，其次是用光伏、风电在弃风弃光时段所 产生的电力加热熔盐储热，该环节是用弃掉的电力储热。如果电网无弃风弃光，所产生 的电力将直接并网销售。电力规划设计总院以目前新疆电网为例进行过模拟计算，假定 建设 100 万千瓦~500 万千瓦不同规模的太阳能热发电机组，可减少弃风弃光电量 10.2%~37.6%。

2.3 测算“光伏+光热储能”项目整体度电成本低于“光伏+锂电池”

与目前应用最为普遍的电化学储能对比来看，光热储能的成本低于电化学储能。以新疆 为例，新建的新能源项目需要配置装机规模 25%*4h 的电化学储能，或配置装机规模 1/9 的光热储能，若新建 900MW 的光伏项目，则需要 225MW/900MWh 的锂电池储能系统 或 100MW/900MWh 的光热系统。

1） 初始投资来看，光热高于锂电池：按当前锂电池储能系统 1800 元/千瓦时的成本计 算，则需要 16.2 亿元的储能系统投资。而建设一个 100MW*9 小时储能的光热发电 项目，投资预估为 16~20 亿元。 2） 项目整体度电成本来看，光热低于锂电池：第一，考虑到锂电池充放次数的限制， 在电站 25 年的生命周期内大约需要更换 1~2 次电芯，更换成本大约为 900 元/kWh； 而光热电站的生命周期一般可达 25~30 年，后期基本无需进行设备、材料的更换， 只需要少量的运营维护成本；第二，光热集发电与储能于一身，其发电能够带来一 部分收入。 在上网电价 0.262 元/度（不考虑调峰电价），折现率 6%，自有资金比例 20%，贷款利率 4.9%，还款周期 15 年的假设下，计算得到“900MW 光伏+100MW*9h 光热”的项目整 体度电成本为 0.2861 元/度，“900MW 光伏+225MW*4h 锂电池”的项目整体度电成本 为 0.2967 元/度，光热储能比锂电池储能更具有经济性。

三、光热产业链梳理：熔盐、玻璃、保温材料

光热发展提速，产业链众多企业有望受益。按照光热电站的建设过程，可分为研发设计、系 统集成、聚光、发电、吸热、储换热五大环节。其中，系统集成环节可再细分为集热、储热、 发电系统集成，聚光环节可再细分为超白玻璃（原片）、反射镜、定日镜、槽式聚光器、支架、 跟踪装置等，发电环节需要蒸汽发生器、汽轮机、发电机、冷却系统等，吸热及储换热环节 需用到吸热器（塔式）/吸热管（槽式）、熔盐、熔盐储罐、电热伴/加热器、换热器和保温材 料等。据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，光热发电行业特有的聚光、吸热、传储热 系统相关从业企业数量约 320 家，约占目前太阳能热发电行业相关企业总数的 60%，以聚光 领域从业企业数量最多，约 170 家。

在对光热全产业链进行梳理之后，我们认为值得关注的细分行业有：熔盐、玻璃、保温 材料。我们对细分行业的需求进行了测算，在建的 2.7GW 项目将为熔盐/玻璃/保温材料 市场带来 36.87/12.15/21.56 亿元增量金额需求。

3.1 熔盐：价值量高但行业分散，供应商以非上市公司为主

目前主流的熔盐为 60%硝酸钠+40%硝酸钾的混合物，熔盐级硝酸盐对纯度要求高。目 前在光热电站中应用较多的为二元熔盐，通常是 60%的硝酸钠和 40%的硝酸钾的混合物。 熔盐通过选取不同类别的单体原材料（单晶盐），严格按照一定比例复配形成性能稳定的 混合共晶盐。在熔盐所选用的单晶盐中，若杂质离子（如氯离子、硫酸根离子、铵根离 子、碳酸根离子等）含量不能严格把关，将会导致产品性能大打折扣，从而影响储换热 效率，严重时可能腐蚀设备管道造成熔盐泄露事故，或者堵塞管道导致电站瘫痪。因此 熔盐级的硝酸钠、硝酸钾对纯度要求比农业级和以及常见的工业级都更高。

熔盐的用量与项目技术路线、储热容量相关，供应商以非上市公司为主。槽式项目熔盐 需求更大，大约为塔式的 2.5 倍，根据历史项目的平均数据计算可得，塔式项目对熔盐 的需求大约为 30 吨/MWh，线性菲涅尔项目对熔盐的需求大约为 32 吨/ MWh，槽式项目 对熔盐的需求大约为 77 吨/ MWh。历史项目中熔盐的供应商以非上市公司为主，主要有 新疆硝石、联大化工、文通钾盐、上海盐湖文通化工（盐湖股份控股子公司）等等。

在建的 2.7GW 项目将为熔盐市场带来 65 万吨增量需求、37 亿元增量金额。目前 2.7GW 的在建项目中，按平均储能时长 8 小时计算，预计需要使用 64.68 万吨熔盐。按 照 6：4 的比例混合，截至 2022 年 10 月 14 日，熔盐级硝酸钠、硝酸钾的价格分别为 4300 元/吨、7800 元/吨，对应硝酸钠、硝酸钾的采购金额分别为 20.18、16.69 亿元， 合计 36.87 亿元。

在上市公司中，具备硝酸钾/硝酸钠产能的主要有盐湖股份、云图控股（硝酸钠）和山东 海化（硝酸钠），但由于过去光热规模较小，上市公司基本没有实际项目供货经验。在非 上市公司中，主要有联大化工、并盛化工、新疆硝石（硝酸钠）、爱能森（复配）几个厂 商。

3.2 玻璃：行业高度集中，从独占逐步走向双寡头

光热玻璃属于浮法玻璃中的超白玻璃，比建筑超白玻璃的铁含量更低。超白玻璃是一种 超透明的低铁玻璃，也称低铁玻璃、高透明玻璃，超白浮法玻璃的低含铁量是高透光率 的关键，由于玻璃中的氧化铁等物质对光有显著的吸收作用，为提升玻璃的透光率，超 白玻在生产中需将氧化铁含量降低至 0.015%以下，铬、镍、钴、锰等其它物质含量也相 对较少，导致超白玻的太阳光直接吸收比仅有 0.01，为普白玻太阳光直接吸收比的 1/10 左右。超白玻璃按照含铁量的不同又可以进一步细分为建筑超白玻璃（铁含量 150ppm） 和光热超白玻璃（铁含量 120ppm）。

光热超白玻璃对透光率、耐候性和自爆率要求高。1）透光率：可达 91.5%（以 5mm 为例）， 透光率每提高 1%，反射率可以提高 1.5%；2）耐候性：超白玻璃需经受 UV 辐照、湿热等恶 劣气候，耐候性差的超白玻璃透光率会随使用发生衰减从而使反射率降低，影响集热效率；3） 自爆率：普通玻璃的自爆率一般在 0.3-0.4%，光热玻璃自爆可能会造成集热管损坏、人员伤 害等，带来高额的维修、更换成本，因此光热玻璃要求更低的自爆率，安彩的光热玻璃钢化 后自爆率可以降到 0.01%以下。

超白光热玻璃技术壁垒高，生产过程中质量控制难。在混合料配方及原材料储运方案设 计上，由于超白玻璃生产需要精确控制产品的含铁率并保障透光率，所以需要在混合料 配方设计环节便考虑矿石品质的稳定性、各类化学元素的含量以及原材料的储运问题； 在混合料制备及传输过程中的含铁率控制上，必须一方面精确控制每一种原材料的用量， 另一方面防范铁元素的引入和原材料的损失，才能够确保熔化的玻璃液的化学成分构成、 含铁率等指标处于合理范围；在熔化与澄清环节的优化上，必须根据设计要求严格控制 熔融温度、加料速度等工艺参数，确保玻璃液均化效果。

国内在建的 2.7GW 光热项目将为光热玻璃市场带来 27 万吨增量需求、12.15 亿增量金 额。目前 2.7GW 的在建项目中，按 110MW 对应 11000 吨需求测算，预计需要使用 27 万吨光热玻璃。假设光热玻璃单价为 4500 元/吨，则大约需要 12.15 亿元。

截至目前，国内仅有艾杰旭（大连）与安彩具备光热超白玻璃批量生产能力。目前艾杰 旭的太阳能超白玻璃年产能最大，为 700t/d，已经为国内太阳能光热发电以及太阳能热 利用项目供应 556MW 的太阳能超白玻璃，国外供货数量达到 473MW，总计约 1.03GW。 安彩紧随其后，攻破技术瓶颈，填补了国内光热玻璃空白，目前的光热玻璃产能设计为 600t/d，产品已批量化应用于青海、迪拜等大型光热电站项目。

艾 杰 旭 和 安 彩 均 可 生 产 多 种 厚 度 的 超 白 光 热 玻 璃 。 艾杰旭 可 提 供 厚 度 为

1.8/2.0/2.5/3.0/3.2/4.0/5.0mm 的太阳能超白玻璃，此外，还可根据客户要求提供非标准 厚度、定制尺寸及透光率更高的产品。安彩光热既能够生产厚度为 2-4mm 太阳能光热玻 璃，同时还能够生产 18 米的超长板和 15mm 的超厚板等高附加值的超白浮法玻璃产品， 满足客户差异化需求。

3.3 保温材料：行业高度集中，鲁阳节能独占鳌头

光热电站保温范围广，对保温材料质量要求高。一方面，光热电站系统运行温度普遍较 高，并且需要大量的介质输送管道和相关换热设备。尤其是目前光热电站普遍配置有熔盐储热系统，但最常用的二元盐凝固点在 220 摄氏度左右，因此保温的要求十分严格， 否则一旦熔盐凝固，对电站将造成破坏性损失。为尽量减少热量损失和熔盐等介质凝固 引发运行事故，选用质量可靠的保温材料和保温方案对电站的经济性、运行安全性和稳 定性极为重要。另一方面，目前光热电站最高运行温度可达近 600℃，与周围环境温差 巨大，并且首批光热示范项目多集中于气候条件恶劣、高寒且昼夜温差较大的西北地区， 这些因素对保温材料和方案也提出了更高要求。 在当下主流的塔式和槽式光热项目中，保温材料主要应用于其聚光集热系统、换热系统、 储热装置和汽轮发电装置四部分。目前光热发电系统中使用的保温材料主要包括陶瓷纤 维制品、岩棉保温毡、硅酸镁板、气凝胶等。以一个装机 50MW 配置 7 小时储热系统的 槽式光热项目为例，其所需保温材料的用量约为 2 万立方，投资成本约为 4000 万元（包 括安装和施工费用），约占光热电站总投资成本的 2%左右。

过往项目中，保温材料的供应商高度集中，鲁阳节能供货业绩合计 7 个项目 410MW。 在披露了保温材料供应商的 10 个项目中，供应商主要有鲁阳节能（7 个项目，合计 410MW），ROCKWOOL（3 个项目，合计 200MW）、浙江阿斯克（3 个项目，合计 200MW），竞争格局高度集中。除了国内项目以外，鲁阳节能的大股东奇耐为全球陶瓷 纤维龙头，拥有 Ivanpah 塔式光热项目、美国 110MW 新月沙丘熔盐塔式项目等多个项 目的供货经验，借助奇耐在光热发电行业和全球保温节能领域的成熟经验，鲁阳节能的 技术优势和业绩优势更为突出。

除了项目经验丰富以外，鲁阳节能在产能、运输半径和产品上也有优势。1）产能：公司 目前陶瓷纤维年产能 50 万吨，是国内陶瓷纤维绝对龙头，高端市场有技术优势，低端市 场有成本优势；2）运输半径：公司在新疆、内蒙古有生产基地，受到光照条件、占地面 积等限制，光热电站基本建设在我国西北地区，新疆、内蒙的生产基地到项目地运输半径短，能够节约运输成本；3）产品：公司针对光热行业推出了“赛阳”系列专用产品， 对于光热电站吸热器、管道、罐体及设备等各个环节不同的保温需求，推出了相应的产 品，能够为光热电站提供一站式的系统保温解决方案。“赛阳”的产品涵盖防护板、可溶 纤维、氧化铝纤维、轻质莫来石耐火砖、纳米材料、耐热涂料等系列；产品形态有毯、 模块组件、毡、板、纸、纺织品、纤维异型件等等。

按照目前的在建规模 2.7GW，50MW 对应 4000 万元保温材料需求测算，2023-2025 年 将带来 21.56 亿元的新增保温材料需求。我们对公司在光热项目中的市占率做了敏感性 分析，若 鲁 阳 在 这 批 光 热 项 目 中 的 市 占 率 达 到 40%/60%/80% ，则会带来 8.62/12.94/17.25 亿元的收入增量，平均每年收入增加 2.87/4.31/5.75 亿元，为目前收入 规模的 10%/14%/19%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

*** 报告来源：【未来智库】。