国家能源局：探索规模化储热发电代替火电和电储能，以支撑高比例新能源外送近日，国家能源局官网发布了《案例解读》第二、三章。提出大规模高比例新能源接网和消纳对电力系统提出了新的挑战，需要全面提升电力系统调节能力和灵活性。要完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。研究储能成本回收机制。
其*特中**别提出，鼓励西部等光照条件好的地区使用太阳能热发电作为调峰电源。光热发电最小技术出力可达到额定功率的15%—20%，出力响应速度堪比燃气发电，具备频繁启停的能力。此外，光热发电还可提供转动惯量，且具备成本低、安全性高的长时储热系统。借助于光热发电以上诸多优异的调节能力，光热发电与风电、光伏等新能源融合发展可成为新能源开发利用的重要模式。在沙漠、戈壁、荒漠地区的大型新能源基地，光热发电可作为调峰电源与风电、光伏打捆，探索通过规模化的储热发电代替火电和电储能，实现支撑高比例新能源的外送。此前，国家能源局发布文件，建议2025年前光热每年新增开工3GW。目前有进展的项目合计3GW以上，预计2023-2024年并网，2023年具备并网条件的超500MW。
1、光热储能是什么？简单来说是光伏发电的另一模式，结合光伏+储热+再发电，原理为光能→热能一机械能→电能，通过聚热器将采集的太阳辐射热能汇聚到集热装置，加热装置内的导热油、熔融盐等传热介质；传热介质经过换热装置将水加热到高温高压蒸汽，进而驱动汽轮机带动发电机发电，其中热能到电能的原理与火电类似，产生交流电直接并网。核心作用：可以通过白天完成光能一热能，夜间完成热能一机械能一电能，实现光伏电站的夜间/跨日发电及调峰调频。
2、为什么此前发展较慢？截至2021年，中国光伏累计装机容量306GW，而光热累计装机容量仅为0.58GW、全球为6.69GW；光热装机规模主要集中在2018-2019年建成.2020-2021年发展速度放缓。发展迟缓的核心原因是初始投资成本及度电成本均较高。1)初始投资成本：25-35元/W；2)度电成本：目前1元/KWh，中期有望降至0.6-0.7元/KWh，但对比光伏发电仍较高。
2为什么国家频敏出公相学古持政策 发民执储能？我们 11中长期目面 风米网比例进一步上升，仅靠2-4小时的配储时长并不能满足跨日的削峰平谷需求，因而长时储能需求凸显。2）为了解决西北大基地的消纳压力以实现支撑特高压电网输送更大比例的绿色清洁电力，从时间节点看，预计23年光热储能、特高压密集开工，两者均是1-2年的投建周期，可实现同步匹配。
4、为什么长时储能技术中，国家政策重点选择了光热储能？为什么锂电储能不适合做长时储能：锂电储能的电池成本占比较高，单项目电池容量做大的情况下项目单 wh 成本摊薄效应不如长时储能几种路径效果明显；理论来说，考虑光热、压缩空气等技术规模化应用后，当配储时长>4hr时，长时储能的度电成本优于锂电储能。
5、长时储能发展是否会挤压锂电储能的应用空间？我们认为不会，两种方案的应用场景不同，为互补效果。锂电储能是为了解决日内(4小时以内)的调峰调频需求，因此在目前全球主要市场风光发电占比 10%-25%区间时，日内调峰调频需求缺口首先凸显；长时储能的应用是在风光占比进一步提升时，为了解决跨日的风光发电波动性带来的发电量缺口、特高压稳定输电的需求，我们预计在中长期层面将能看到需求起量，目前相关政策的出台也是为未来风光占比进一步提高做准备。
6、长时储能的经济性？有效的大电网级长时储能方案包括抽蓄、光热储能、压缩空气储能、制氢。其中1)抽蓄：存在建设周期较长(5-7年)、站址资源不足的问题，短期内无法解决消纳需求缺口；2)压缩空气储能：转换效率、度电成本优于光热储能，选址难度、建设周期优干抽著储能 但仍有一定的选址瓶颈：3)制氢·目前气能一电能的成本较高 不且各性价比，相关应用仍在电能一氢能阶段。我们认为，从四种长时储能方案看，考虑建设周期、投资成本问题，预计中短期内压缩空气储能+光热储能两种方式可看到0-1发展，其中压缩空气储能各项指标均具相对优势，但选址存在一定瓶颈；光热储能实现规模化、进一步降低度电成本，将有望呈现经济型优势。
7、相关投资机会有哪些？假设以投资成本30元/W、年装机量3GW测算，每年的光热储能市场空间约 900 亿元，考虑光热储能系统投建周期约 1.5 年，假设 23 年项目新增开工量达到3GW，预计项目的确认收入时间点在2024H2-2025年，短期内相关标的弹性较弱，但考虑项目达到密集并网期时，由于光热储能系统较高的投资成本体量，预计 2024H2-2025年相关标的在收入、业绩层面将会有较大弹性，光热行业从0-1空间很大，首航高科与西子洁能两个标的都看好，并且已有很多机构进行调研开始底部关注。