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光热发电：自带储能的“充电宝”，政策东风催化新发展机遇太阳能光热发电是利用大规模阵列抛物面或碟式镜面反射太阳光以获得高温工质，高温工质直接或间接通过热力循环的发电系统。光热电站通常分为集热镜场、储热系统、常规岛三个部分，三大模块协同完成发电。“双碳”背景下，光热发电受到国家更充分的政策支持，具备光照优势的西北地区政府亦加码配套政策推动光热发展；随着“风光水火储”一体化政策推进，新能源一体化项目的储能配置需求下，自带储能的光热发电优势凸显，应用规模有望进一步扩大。

数倍市场空间有望开启，全产业链布局初定仍待“强链”、“补链”

据IEA预测，中国光热发电市场广阔，至2030年装机规模预计增长50倍，此外今年政策提出力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。1）装机量不断释放：截至2021年底，全国累计建成并网的光热项目共11个，装机总规模达到561MW：2022年起，随着大型风光基地建设逐步落地，共52个光热电站项目陆续进入招标、在建阶段，总装机规模达到6085MW，预计将在2023或2024年前投产，当前尚有29个项目未公开披露EPC总承包方和技术分包方，为全产业链企业带来市场机遇。2）产业链布局亟待优化：我国光热发电全产业链初步形成，实现光热电站三大模块全覆盖，装备国产化程度不断提升，但关键部件可靠性有待新项目验证，行业内企业技术布局以零散化为主，系统集成能力有待提升。

回报测算：太阳法向辐射为零成本“燃料”，初始投资过高拖累IRR水平

本报告参考青海中控太阳能德令哈50MW光热项目参数，利用德令哈典型气象年逐小时DNI数据测算得，光热电站30年运营寿命内IRR为2.49%。1）建设期：现金流出为电站建设成本，初始投资单价16元W，项目建设期为18个月。2）运营期：使用“电价*发电量”计算各期现金流入，使用“度电运维成本*发电量”计算各期现金流出，考虑13%的增值税影响后求得各期税后净现金流。①发电量：根据假设，电站存在仅储热罐放热发电、直接发电+储热罐放热发电、直接发电+储热三种工况，以典型气象年中的任意一天（7月1日）为例进行分析，利用当日实际DNI数据逐小时测算，可求得当日总发电量738.17MWh，同理，利用全年DNI数据可求得年发电总量为1.61亿kWh；2电价：选取对应地区燃煤发电基准价（含环保电价）；发电量结合光热电站参数与当地太阳辐射条件测算得到；③度电运维成本：50元/MWh。

开源节流助力经济性提升，看好工程/设备/材料端投资机会光热电站IRR主要受到DNI强度、上网电价以及初始投资影响，可多角度切入推动回报率上升。1）优化选址，提升发电效率：报告选取光照资源充足地区（西藏、新疆、内蒙古、青海、甘肃）共24个气象站点年度逐小时DNI数据重复测算，共19个地区的光热电站IRR>0，8个地区的IRR>2%。2）降本增效，压缩总投资成本：当前光热电站单位造价平均为16元W.具有较大降本空间，新一批光热项目落地有望加速我国光热产业链的打通与完善，推动国产化设备和材料性能验证，提高系统集成能力及相关科技水平，有利于推动光热电站降本增效；3）拓展收益机会，推进电力移峰填谷+供热：光热电站可利用峰谷电价差、供热等多手段增加收益。产业链角度，我们看好工程/设备&材料放量；工程关注全产业链一体化标的，材料关注光热玻璃&保湿材料，标的耀皮玻璃（收购大连艾杰旭）/安彩高科，以及保温材料端的鲁阳节能。

风险提示

1、项目推进不及预期；2、技术创新不及预期；3、原材料价格波动；4、政策支持不及预期。