光伏發電和光熱發電是太陽能發電最主要的兩種形式。光伏發電是利用半導體界面的光生伏特效應，將光能直接轉變為電能的技術;而光熱發電則是通過利用大規模的集熱鏡和傳統的蒸汽發電機熱力循環做功，將光能先轉化為熱能，再轉化為機械能，并最終產生電能的技術。(博眾投資)
光伏發電：光伏效應，光能直接轉化為直流電。光伏發電系統的核心為光伏組件，其由多個單晶/多晶硅成分的光伏電池片串聯構成。當太陽光照射在高純硅上，使電子躍遷，形成電位差，光能直接轉變為電能，產生直流電，并在逆變器、升壓系統的作用下轉變成高壓交流電，最終實現用電、并網功能。
光熱發電：經過“光能-熱能-機械能-電能”這一轉化過程，產生交流電。光熱發電通過反射鏡、聚光鏡等聚熱器將采集的太陽輻射熱能匯聚到集熱裝置，加熱裝置內的導熱油、熔融鹽等傳熱介質，傳熱介質經過換熱裝置將水加熱到高溫高壓蒸汽，進而驅動汽輪機帶動發電機發電。除發電所用熱源不同，其后端技術路徑與火力發電并無較大差異，且產生電流為交流電，可直接實現并網。
相較于光伏，我國光熱發展相對滯后。2021年，我國光伏發電累計裝機容量達306.4GW，同比+21%;光熱發電累計裝機容量僅538MW，同比持平。無論從裝機總量還是裝機增速來看，光伏發電均遠高于光熱發電，其主要原因是光熱度電成本遠高于光伏，在市場化的條件下不具備競爭優勢。(博眾投資)
光熱儲能電站將進入發展快車道
政策鼓勵，光熱儲能綻放
2021年，在經歷了近兩年的市場沉寂期后，中國光熱發電行業迎來了承上啟下的新元年。隨著新能源裝機規模不斷擴張，光熱發電“儲發一體”優勢凸顯，與光伏、風電協同互補，在清潔供電的同時保證電網的高效穩定。而國家21年以來也不斷推出涵蓋光熱發電在內的一系列指導性意見，助力光熱發電與風電、光伏的融合發展、聯合運行，以及儲熱型太陽能熱發電的發展。
光熱儲能電站成本已有顯著下降
技術成熟+國產替代=光熱度電成本不斷下降。近年來可再生能源發電成本不斷下降，部分已低于傳統化石能源發電成本，據國際可再生能源機構(IRENA)報告顯示：2010-2020年，全球光伏電站發電平均成本降幅最大，達85%;光熱發電系統其次，約為68%。在技術路徑不斷成熟、供應鏈不斷完善以及核心器材國產替代的綜合邏輯下，我國光熱發電有望擺脫過去經濟性不強的局面，疊加“風光儲大基地”4戰略，度電成本在未來幾年將持續快速下降。
光熱儲能電站：穩定發電為其核心優勢
新能源發電痛點在于波動較大，對電網負荷造成沖擊在火力發電主導的傳統電力系統中，電能的供應曲線相對穩定，但用電曲線在年內、日內存在多次峰谷波動。此前通過“了解需求側、控制發電側”的基本策略，預判用電高峰，預設發電出力計劃，可較好解決電能供需錯配問題。近年，隨著可再生能源發電裝機比例的提升給發電側增添了諸多不可控、不穩定因素。風電、光伏發電受制于自然條件因素，常具有波動性、隨機性、反調峰性等特點，而其“極熱無風、晚峰無光5”等弊病早已是“老生常談”。據國家電網測算，2035年前，我國風電、光伏裝機規模將分別達7億、6.5億千瓦，而所帶來的日最大波動率預計分別達1.56億、4.16億千瓦，大大超出電網調節能力。我國電網迫切需要重新構建調峰體系，以具備應對新能源5億千瓦左右的日功率波動的調節能力。(博眾投資)
在新能源裝機快速增長的背景下，光熱儲能電站迎來快速發展;其應用場景不僅限于電力場景，亦可為工商業提供工業蒸汽、供暖等。目前我國在建光熱儲能電站裝機規模達2695MW，測算其對應市場規模約808.5億元;隨著風光大基地的持續推進，以及“雙碳”約束下北方采暖路徑的變化，光熱儲能市場有較大擴容潛力。光熱玻璃、保溫材料市場有望迎來擴容。
風險分析
國內光熱發電項目招投標推進不及預期“十四五”期間光熱發電項目招投標推進不及預期將會影響國內光熱裝機容量增速，進而導致上游各企業收入不及預期。
其他儲能方式擠占市場風險電化學儲能、抽水蓄能等其他儲能方式或對光熱儲能產生擠出效應，從而減小光熱儲能市場份額。
技術迭代風險新技術的更迭或將破壞原有光熱發電產業鏈，威脅上游部分企業的生存發展。
新能源發電投資不及預期風險光熱發電行業發展與光伏發電、風電行業發展具有一定關聯性，我國新能源發電相關投資不及預期會對光熱發電裝機產生較明顯影響。(博眾投資)
參考資料：
《建筑建材行業“新基建”系列之五：光熱儲能：光熱玻璃與陶瓷纖維的增量市場》光大證券;2022-08-20;
