12月19日，海通国际发布名为《光热储能新模式，发展指日可待》的最新研报。

储能助力新能源消纳，新型储能高速发展

报告指出，减少弃风弃光和提供辅助服务是需要储能的主要原因。双碳目标下，新能源风光发电的装机量和发电量快速发展。2021年风光装机量（6.4亿千瓦）占总装机量（23.8亿千瓦）为26.7%，我们预计2025年风光装机量（11.1亿千瓦）占总装机（30.5亿千瓦）36.3%。预计2020-2025年风光装机量CAGR增速分别为14.3%和17.1%。2021年风光总电量占比总发电量11.8%，根据国家能源局预计，2025年发电量占比为16.5%。研报预计，2020-2025年风光装机量CAGR增速分别为14.3%和17.1%。

风光不稳定性和波动性催生调峰调频需求，储能将大幅受益。新能源发电波动性强，不可预测性强。当新能源大量并入电网时，会增加电网的波动，电网安全性或将受到冲击。对火电进行灵活性改造、发展调峰气电或开发储能（包括抽水蓄能和新型储能）是理想的解决方案。

根据国家能源局统计结果，2019H1，在电力辅助服务市场中只有火电从辅助服务市场收取的补偿费用高于分摊费用。对于风电、光伏而言，其分摊费用都高于补偿费用，特别是风电。

图：补偿后风力发电可与需求匹配

图：2019H1电力辅助服务市场补偿和分摊费用

储能有利于新能源消纳，减少弃风弃光。2021年我国风电和光伏利用率分别为96.9%和98%，处于较高水平。但是未来随着风光发电量增大，消纳难度增大。2021年西藏弃光率达到19.8%。青海的弃风率和弃光率为10.7%和13.8%。弃风弃光问题源于“三北”地区的系统调峰能力、跨省区外送能力无法支撑本地区新能源的大规模开发。储能、（电跨区域传输（特高压等）、转变能量形态以达到跨区域传输（氢储能）、在中东部地区等电需求量大的地方发展新能源（存在资源禀赋的桎梏，原因是国内光伏资源较好的地区为“三北”地区）和产业转移，将高耗能行业转移到风光资源好的地方可以有效解决弃风弃光问题。

表：2021年风电和光伏利用率（部分城市）

目前，世界上已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。主要的抽水蓄能、新能储能（锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池、液流电池、压缩空气、飞轮储能和氢储能等）和熔融盐储热，2021年全球占比分别为86.2%、12.2%和1.6%。其中抽水蓄能占比最高，但是2021年首次跌破90%的占比（下降4pct）；而新型储能高速发展（+67.7%），累计装机规模第二，为25.4GW，同比增长67.7%。2021年新增投运储能装机规模18.3GW，同比增长185%。美国、中国、欧洲、日韩和澳大利亚分别占新增投运储能装机规模的34%、24%、22%、7%和6%。

国内储能市场以抽蓄为主，新型储能快速发展。储能增速高全球约21pct。2021年底，中国储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%。其中，抽水蓄能装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%，所占比重与下降了3个百分点；2021年底，新型储能累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。

光热储能为什么重回视野？

报告指出，曾经光热作为与光伏正面竞争的发电技术，由于度电成本降幅低于光伏，败下阵来。现如今，光热作为储能技术已不再只以度电成本与光伏竞争，由于其储能的特性、经济性和政府政策的支持，光热的增长势头十分强劲，足以与各类储能技术竞争，重回市场。

图：光热&光伏度电成本

长时储能潜力巨大。由于光热发电可以配置储热系统，因此，光热发电机组可以没有光照的条件下稳定发电。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电，光热电站可以实现与光伏不同的稳定发电。此外，还可替代部分火电，作为基荷能源，充分发挥其深度调峰的优势。

图：西班牙Gemasolar电厂19.9MW机组(储热15h)一天0:00-23:50

图：西班牙Gemasolar电厂19.9MW机组(储热15h)一周时间(右图)的出力曲线

度电成本降低。第一批光热示范项目多种技术路线LCOE在1.05~1.10元/kWh之间。首航高科2022年中标了三峡能源青海格尔木100MW光热项目，金额为16.48亿。我们假设100MW的光热发电项目投资成本为16.5亿元，假设利用小时为2000小时（德令哈50MW光热电站利用小时数为2920h），在不考虑资本的时间价值和所得税的情况下，估算得出度电成本为0.66元/kWh。

根据美国SEGSI&II光热电站运行超30年后正式退役，报告保守假设光热储能电站寿命为20年。值得注意的是，此处不同于抽蓄和电化学储能需额外再加充电成本，光热储能电站度电成本无需再加充电成本。

表：光热发电度电成本测算

光热储能未来或为辅助服务市场的优等生。光热可以提供调峰和转动惯量的服务，比于抽蓄和电化学储能的优点是，无需再额外增加充电成本，在电价高的时候，使用起来或更经济；且相较于电化学储能而言，光热储能安全性高。

此外，目前国家对光热也有支持政策。例如新疆发改委发布的《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》，中同规模的光热对比4小时储能，可以配置更多的光伏。但同时报告也指出，光热也有其弊端，需在光照条件好的地方，同时占地面积大，未来主要是在集中式光伏电站旁边建光热储能电站，例如大基地项目。

光热储能市场空间广阔，招投标加速落地

在市场空间方面，报告指出光热储能市场广阔，2021年新增光热装机容量较小，2022年开始，光热招投标加速。

根据假设和测算，未来西北光伏大基地项目，75%左右大基地将配置光热，配置比例11%，即24607*0.5*58.9%*75%*11 %≈597.86（万千瓦）。

表：“十四五”新能源预计新增装机量（单位：万千瓦）

以10万塔式EPC报价16.5亿估算，光热新增市场容量约为987亿元。主要掌握技术的为首航高科和可胜，参与EPC的除这两家外还有中国电建等。

注：如需获取该研报，可添加微信号cspswd索取。