光热发电系统经由“光能-热能-机械能-电能”转化过程，产生交流电 光热发电是除光伏发电以外的另一种太阳能发电方式。其原理是通过反射镜、聚 光镜等将太阳辐射热能汇聚到集热装置以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 机产生可并网的交流电。
储能技术是应对以风、光为主的新能源系统波动性、间歇性的有效技术 储能技术在 1）发电侧可平滑风光电系统的波动，从而提高并网风电、光电系统 的电能质量和稳定性，改善新能源发电波动性等短板；2）在电网侧、用户侧可 解决电能供需错配问题，并有效消纳可再生能源，避免“弃风弃光”现象；3） 还可降低传统火电调峰调频能耗，并作为备用电力保障用电安全。
光热储能是西北风光大基地场景下的储能优选 储发一体为光热储能电站的最大优势。相比于风电-抽水蓄能、光伏发电-蓄电池 蓄电等储发分离系统，光热电站集二者于一身，可以像传统火力发电厂一样生产 出电网友好型的可调度电力，以满足早晚高峰、尖峰时段等多情景下的用电需求； 通过人为设置储能时长及发电机的负载功率，可实现 24 小时连续、稳定供电。 熔盐光热储能与风光大基地所处自然环境匹配度高。光伏、光热基地多位于干旱 平坦的戈壁、荒漠，不具备开展抽水蓄能、空气压缩储能等项目的地质条件；而 大基地发电量较大且工作环境恶劣，对造价高、寿命短、温度敏感的电化学储能 形成严峻考验。相比之下，熔融盐储能既能满足储能容量大、储时长的要求，又 能在严酷的自然条件下安全平稳运行 25-30 年，适合风光大基地的储能应用。
度电成本下降，我国光热储能行业发展或进入快车道 我国光热发电行业处于技术积累到快速发展的过渡期。2021 年，全球光热发电 建成装机容量新增 110MW5，总装机增至约 6692MW，同比+1.7%；年内我国并 无新增光热发电系统并网，累计装机容量 538MW，同比持平。相比全球，我国 光热行业发展相对缓慢，主要原因是光热发电度电成本较高，在市场化的条件下 不具备竞争优势。
技术成熟+国产替代下，光热电站总投资额或可下降 2-3 成。在技术路径不断成 熟、供应链不断完善以及核心器材国产替代的综合逻辑下，我国光热发电度电成 本在未来几年或将持续快速下降。根据可胜技术的数据，在理想情况下，由于规 模化发展带来的电站总投资整体下降幅度可达 18.4%~ 27.6%。
短期我国光热储能市场空间超 800 亿元，带动光热玻璃年需求 15 亿元 据我们统计，目前我国已运行的 8 座商业化示范项目合计装机容量 500MW，总 投资 152 亿元，折合单兆瓦投资 0.3 亿元；当前我国在建的光热储能电站项目达 19 个，对应装机容量 2695MW，考虑“招标-投资-装机”周期为 2-3 年，我们 测算，短期我国光热储能市场空间约为 808.5 亿元6。
聚光、吸热、储热子系统为光热电站的核心，三者合计成本占比超 70%7。在光 热系统专有的聚光、吸热、储热子系统中，据可胜技术测算，材料成本占比50％，包装运输、安装等成本<20％；原材料中钢材成本占 比 53%，熔盐成本占比 21%，玻璃成本占比 17%。
假设“十四五”期间，我国年均光热装机容量为 1GW，对应投资金额 300 亿元。 以上文中装机容量 50MW、储能 7 小时的塔式光热项目为例（如图 30），我们 测算光热玻璃成本约占整机成本的 4%（78%聚光、吸热、储热子系统×30%原 材料×17%玻璃=4%），又考虑功率更大、储能时长更久的电场中，镜场成本占 比更高，故假设玻璃成本平均约占总成本的 5%。经测算，光热装机将带来的光 热玻璃年需求达 15 亿元。
公司是当前唯一可批量生产光热玻璃的中国企业 光热玻璃生产销售是公司高端浮法业务的主要组成部分，其产品主要应用于高端 建筑和太阳能光热电站。目前公司与艾杰旭（大连）为全国唯二可批产光热玻璃 的企业，子公司安彩光热拥有一条日熔量 600t/d 的超白浮法玻璃产线，可用于 生产超白浮法玻璃/光热玻璃。
