报告摘要：
　　光热发电是将太阳能转化为热能、通过热功转换发电的过程。光热电站运行时，聚光器跟踪太阳将直射幅射光聚焦并反射至吸热器上，加热吸热器内的传热流体，将太阳能转化为热能；热能或直接与水换热产生高温高压的蒸汽驱动汽轮机发电，在需要发电时释放热能进行发电。按照聚光方式来划分，光热发电分为塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式四种技术路线。目前，应用较为广泛的为槽式和塔式技术路线。在全球主要国家和地区的光热发电装机中，槽式占比77%，塔式占比20%；我国光热装机则采用塔式技术较多，占比63%，槽式占比26%。
　　光热发电具备两大优势。光热电站不仅能够独立发电，实现不间断运行，同时也能够利用大容量储热系统双向连接电网，将网上的峰值电力转化为热能储存发电，从而实现与风光发电的互补，提高间歇性可再生能源消纳比例。相较于电化学储能，光热发电配套的熔盐储能系统具有储能规模更大、使用寿命更长、经济效益更优、安全环保等诸多优势。除此之外，和常规的火力发电机组相比，光热发电机组具有启停时间更短、负荷调节范围更广、负荷调节速率更快等优点，具备更优良的调节性能。
　　成本因素阻碍发展，重新定位推动发展。平价上网时代，光热作为独立发电的形式已经难以实现盈利。2021年，全球光热LCOE为0.1142美元/kwh，而根据已经出台新能源上网电价的省份来看，新疆为0.262元/kwh，青海为0.2277元/kwh，相比于财政补贴时代1.15元/kwh的上网电价，光热项目投资方的盈利空间被严重压缩，光热的度电成本阻碍了光热装机的持续推进。风光热储的一体化能够降低光热系统的投资额和度电成本，提升盈利空间。在多能一体化项目中，光热主要在晚高峰期间发电，白天和夜间低谷负荷期分别为光伏和风电的发电时间，相比于光热全天独立发电，此种情况下光热的发电量将有所减少，因此聚光镜场可以适当缩小，减少项目的投资额。
　　光热空间巨大，产业链各环节潜力可期。一方面，根据测算模型，预计“十四五”期间新增光热装机容量5.51GW，“十五五”期间新增9.56GW，共15.07GW。假设“十四五”期间光热发电投资成本为160亿/GW，对应的投资规模为881.6亿；假设“十五五”期间这一投资成本下降到150亿/GW，对应的投资规模则为1434亿，合计2315.6亿。另一方面，产业链各环节光热发电系统中，聚光系统和吸热系统由定日镜场和吸热器组成，约占太阳能热发电站价值量的60%左右。我们认为，对应反射镜、支架、跟踪装置、吸热器、熔盐、熔盐储罐、电加热器、电伴热系统、蒸汽发生器等主要零部件都具备较大的增量空间。
　　风险提示：光热装机规模不及预期，各环节技术提升不及预期。