10月20日，西部证券发布名为《光热储能经济性提升，“十四五”装机加速》的最新研究报告。

预计2023/2024年将分别有1110/1585MW光热项目建成投运

报告指出，据不完全统计，至截至2022年年10月月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，预计2023/2024年将分别有1110/1585MW光热项目建成投运。

表：国内光热装机规模预测（单位：万千瓦）

报告预测，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，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。

“光伏+光热储能”经济性优于“光伏+锂电池”

报告显示，单独光热的度电成本目前在0.55元/度左右，自有资金IRR达高达17%~21%。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%。

表：单独光热项目的度电成本测算

而光热与光伏、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%。

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；

表：光热储能与锂电池储能度电成本对比

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”的项目整为体度电成本为0.2861元/度，“900MW光伏+225MW*4h锂电池”的项目整体度电成本为为0.2967元/度，光热储能比锂电池储能更具有经济性。

注：如需获取该研报，可添加微信号cspswd索取。