∎核心观点：光热发电兼具发电和储能特性，满足灵活性能源需求，叠加政策驱动，预计“十四五”期间快速开启规模化发展。光热产业链国产化较高，主要成本来自于太阳岛（含聚光系统和吸热系统），我们预计光热行业规模化发展将带动产业链降本和效率提高。结合风光大基地在火电、抽蓄基础上配置辅助性灵活能源需求，预计“十四五”期间开启快速增长新增装机规模4-5GW，对应640-800亿EPC市场空间。

∎技术聚焦：光热发电及熔盐储能，集发电与储能于一体。光热电站一般由聚光（集热）系统、吸热系统、储换热系统和发电系统这四个核心环节组成。通过吸热系统收集热能并加热高温工质输送至储换热系统中的储能罐进行存储，在需要发电时通过高温工质产生的高温蒸汽驱动汽轮发电机组发电实现从热能经机械能到电能的转化。光热发电集发电与储能于一体，且可提供转动惯量，具备可储热、可调峰、可连续发电等优点。

∎国内发展近况：新型电力系统建设升级，十四五规模化开启。2021年以来，在可再生能源高比例接入电网的背景下，光热兼具调峰电源和储能的优势凸显，《2030 年前碳达峰行动方案》中明确将积极发展太阳能光热发电，一系列光热发电促进政策相继出台。2023年4月6日，《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》明确光热发电作为支撑性能源的意义，力争“十四五”期间每年新增开工规模300万千瓦，推动光热和风光大基地的结合，且明确每10万千瓦装机的镜场面积不少于80万平米。截至2022年底，我国累计投运光热项目588MW，其中50MW以上项目9个。我们预计光热发电，在电网亟需支撑性资源和政策鼓励的双重驱动下，有望开启规模化成长空间。

∎产业链发展：太阳岛为成本主体，规模化降本助力快速成长。根据CSTA等数据及测算：光热发电产业链国产化程度较高。光热电站最核心的成本来源于太阳岛，以50MW塔式光热电站为例，其中太阳岛（含聚光系统和吸热系统）占总成本61%，热力发电岛15%，储能系统17%，其中定日镜占太阳岛成本75%。且随着装机容量增加，太阳岛成本占比持续扩大。槽式光热电站集热系统成本占比达到50%，其次是储热系统11%和换热系统11%。据CSPPLAZA预测，未来光热行业规模化发展有望带动聚光集热系统等核心设备降本，预计将促进系统成本降低18.42%-27.56%；随着技术的优化，光电转换效率有望获得提升，带动光热电站加速发展。

∎“十四五”发展展望：成本有望持续改善，多路线并举将成为长时储能一极。我国电力系统“大基地+大电网”的跨区域配置模式持续推进，“十四五”期间约450GW风光大基地需配置灵活性能源，结合已落地项目，大基地一般会将电储能电站及光热（熔盐储热）电站作为灵活性火电或抽水蓄能电站的补充，预计在现行政策引导及项目储备背景下，“十四五”期间光热电站（熔盐储能）新增装机规模4-5GW，对应EPC造价空间约640-800亿元，占“十四五”期间国内新增储能装机占比约3-4%，成为重要的长时储能增量。

∎风险因素：产业链降本不及预期；配套政策低于预期；原材料价格出现波动。

∎投资策略。光热兼具发电和储能的双重特性，在电网亟需灵活性能源，叠加政策支持15813818971吸热、储热器环节：兼有光热发电行业、工商业储热等行业应用机会，建议关注吸热器、换热器、熔盐储热罐环节主要标的：西子洁能、蓝科高新；3）镜场：镜场是光热电站投资成本占比最高的环节，预计将从光热行业的发展放量中直接受益，建议关注率先实现光热玻璃国产化的安彩高科、定日镜驱动系统供应商川润股份、光热支架供应商振江股份；4）发电岛：建议关注具备常规发电岛全套产品和解决方案能力的电力装备企业：上海电气、哈尔滨电气。