今年天气是超级反常，当下已入秋，但是秋老虎反而异常的凶猛，从统计来看我国高温热浪事件综合强度已达1961年来最强，还将增强。今年地表最高温度达到70度，而今年四川很多地市出现了44度高温，而人体温度超过39度就算是高烧。你说44度是否就是要人命呢？而伴随高温，也带来了水位下降，而发电力就下降，用电反而是高涨，所以造成了缺电，因缺电造就了资本市场对风光储的热点高温，而且是持续高烧不退，还在加速！
但是今日我们不讲风光，而重点讲储能，而且是储能里的细分赛光热储能。下面我们就此展开整体的思路，这个也算是我们必要的研究。昨日我们核心里也提醒了调峰的华西能源也是因为这个出现了涨停、最牛的就是首航高科我们做了二波，今日也出局，而且本来是要去敦煌调研的，因为疫情取消了，就是上图的地方。下面我们再慢慢展开关于光热储能发电的研究！
光热储能发电的研究总结
一、驱动因子：
1、国家政策的推动。作用最大的政策是配储政策，为硬性指标，是拉动市场的最关键因素。在过去的储能市场上，抽蓄占90%，电化学9%，光热1.5%，其他占0.5%。
2、在目前主流的三种技术中，西北地区无法建抽蓄（地理问题：地势，水资 源等）,而电化学其实问题，主要包含如下：
①安全性,国外问题更多,如韩国去年 一年30起爆炸；
②回收问题，锂电池的污染性很严重,虽然现在还没到 回收的时候，未来面临的大规模回收问题很棘手；
③锂矿资源稀缺,成 本来难以降下来,现在又出现了光热,而现在只要做储能，电化学、抽蓄、 光热平价上网都是亏钱的，但国家对储能配比有硬性指标。
二、光热行业历史回顾：
行业整体还在初期。国内光热09年开始发展，17年国家批准了 20 个示范项目。之前的项目参差不齐,20个中仅有9个项目做下来了 （目 前7个并网2个未并网），还有1个已并网的不是示范项目，所以共计 10个（8个已并网，2个仍在建设）。已成功的8个超过了普遍预期, 尤其可胜德令哈50MW项目大超预期 每年发电1.5亿度 并网定价1.15 元/度,售电收入1.8亿/年,项目总投资10.8亿,回报率特别高,回收期很短。现在的行业中除了五大六小两建（电建和能建）有项目经验,其他企业对光热的认知仍不足。
三、光热储能对比其他储能的成本情况：
当下电化学储能造价按照800元/千瓦时+200元/千瓦,运行年限 限期10年，年运行维护费按照1%计算。光热发电工程造价单位千瓦 投资有望降低至22000元/千瓦〜24000元/千瓦，运行年限超过30年， 运行周期成本电价低于电化学储能。
所以整体情况来算成本基本一样或更低。光热项目投资 100MW大约小20亿,青海最新的项目核算100MW在18亿左右。电化学成本 1500元/瓦，光热1800。但发电量不一样，按度电成本算下来差不多，在7毛左右。电化学向下的空间很小,因为锂矿资源有限，动力电池需求很大,向下空间不大。光热成本向下空间很大，新建项目已经可以到0.26-0.46元（发电成本）左右。
比如迪拜做到4毛 多，已经很便宜了 ,但由于选址不一样,光照不一样,没有可比性。只是 说做到一定规模后下降很快。
四、光热储能发电的作用+市场测算：
1、从第一性原理看,光热和光伏能量来源均为太阳能，光热可以有效弥 补光伏晚上无法发电的劣势，形成24小时"太阳能-电能"的循环供给。 光热储能和电化学储能应用场景不同，对于小功率短时长的，例如 lOOmwh以内，电化学更优。但是对于lOOOmwh这种级^的，电化学风险太大、初始投资成本也比光热要高。光热储能一般可以支持6-10小 时，电化学储能2小时，因此光热更适合大容量、长时长的储能。据麦肯锡统计，2030年8-24小时储能占长时储能装机量的80%、总容量的 60%o同时，电网必需一定的转动惯量以支撑系统稳定运行（19年伦敦 停电即由于系统转动惯量不足），过去转动惯量由煤电机组提供，随着风光占比提升、转动惯量的缺乏会影 响系统安全,而光热可以给系统提供电化学储能无法提供的转动惯量。
2 、当下新疆已经率先鼓励光伏光热9:1容量配比，即10GW的光伏装机，对 应1.1GW的光热装机。从新疆第二批市场化新能源名单看，光伏装机的 44%配置了光热储能合计1.35GW ,要求23年底并网。其他大基地区域 青海（9:1）、甘肃（6:1）等也提出了类似的装配比例要求，后续内蒙、宁夏也会发力。从目前已经发布的十四五规划看，总计光热规模为青海 lgw、甘肃 1.21gwx 新疆 1.35gw、内蒙 0.6gw ,合计 4.16gw。目前 全国存量招标项目已经达到2.6GW ,其中要求23年年底并网2.5gw。
25年国内光伏新增装机量预计220GW ,其中地面电站120GW ,假设 40%配光热、装机容量8:1 ，则对应6GW的光热装机。 考虑存量光伏电站200GW，预期光热存量改造空间10GW ;再考虑陆风 25年100GW装机，对应5GW光热需求，因此25年光伏地面电站新增 +存量改造+陆风装机对应的光热装机需求21GW。长期随光伏装机量上 行。
3、工作原理：熔盐成分是40%硝酸钾、60%硝酸钠是混合物（每家不一样，有的是1：1），熔点是220度，在 220度开始熔化，熔化以后大概260度开始，可以在管道里循环，循环 到熔盐塔上，再吸收太阳热，加热下来大概可以加热到600度左右，600 度下来到热罐里面储存，储存后在需要发电的时用力放出来，到热交换器里面去,再跟蒸汽交换，往后就跟常规的电厂一样,连接汽轮机发电。槽式 一般适用于区域集中供电，而且槽式电站用熔盐量更多，如果作为储能场 距离稳定供电还是塔式更好，目前塔式占比60% ,槽式占比30% ,还有就是线性菲涅尔10%。
五、受益标板块与标的：
从成本结构来划分：熔盐+定日镜系统（聚光系统）大概占总体投资的接近70% ,熔盐 一般占20%左右,这个取决于设计格。 100MW项目对应4-6万吨二元熔盐填充,补料及备料1-2万吨合计5-7万吨，价格6.5-9k/吨不等。23年底2.5gw并网,带来二元熔盐一年内新增130万吨的需求。
1、项目运行者：
首航高科：这个最熟悉了，我们做了二波了，手里有项目，有技术，但没钱，需要去融资，预期后期会发定增或是找国企进入） 天沃科技：新能在甘肃建了 50MW的项目,目前还没并网。在甘肃拿了一个项目，这个公司也是上海电气入股的。他的二次反射塔技术很先进。该技术和首航、可胜的成本差不多,只是在聚光储能的环节有些变化。
西子洁能：老国企，重点方向是做光热发电、熔盐储能、 火电灵活性改造，主要是做储热系统，有换热器、吸热器、蒸发器等等， 这些设备在行业内的市占率较高。
2、 提供技术者：中广核、中川重工、中国核电、三维化学等都是有技术的，今日三维化学以涨停。
3、电加热行业国内唯一一家公司:久盛电气（但技术难度不高，目前 只有这一家）。
4、热管设备:龙腾科技（做设备实力与首航、可胜不相上下在做IPO ）; 嘉寓股份，收购的道荣是做集热管的，做供暖和更替，拿的项目比较多。 他做的是小管，做不了发电，温度不能太高只有100多度,发电要用大 管。目前热利用市场也很好，未来可能会超过光热发电的规模，很多地方开始做光热供暖,项目特别多。
5、支架:做得最好的是振江股份,给龙腾供货。
6、超白玻璃：国内能做的只有安彩和旭硝子。旭硝子的成本高于安彩（我们买玻璃时至少高10% ）,如果打价格战,旭硝子没有优势。 7、硝酸钾：盐湖股份。（硝酸钾下游60%用于农业化肥、10%为玻璃、15%为食品陶瓷，剩 余部分高纯度的可以匹配熔盐需求。）硝酸钠硝酸钾各20万吨总计40 万吨，停产状态，复产3-6个月。
8、硝酸钠：硝酸钠40%用于炸药，30%用于玻 璃，氧化剂助溶剂15%、熔盐10-15%。21年存量存量二元熔盐产量80 万吨（硝酸钠60%、硝酸钾40% ）,目前社会库存供需平衡，随着后续光热储能的放量，现有产能显然无法满足行业的需求，行业有望迎来量价 双升。
另外硝酸钠从产能周期看,扩产存在一定难度。环评安评需8个月,建厂一年。且 硝酸钠属于易爆品，可以制造炸药，因此产能扩张上会受到一定限制，因 此在24年并网之前,会出现供需快速紧张,整个行业都会受益。行业在 12-20年前因为需求较弱，停掉了部分产能。
云图控股（10万吨硝酸钠,已拿到环评手续扩产20万吨总计30万吨）、山东海化（注意是集团10月份复产 10万吨硝酸钠，总计10万吨，未上市）
总算写完了,今天这篇文，你看完了，应该就能60%以上的理解光热发电和整个行业的结构了，受益情况等等。
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今日打板标的中标北京科锐，明日大概率吃肉。