近期，光热储能概念持续发酵，细分的熔盐储能板块表现强势，蓝科高新拿下两连板，龙头股首航高科最近一个月股价涨超八成，自4月27日的阶段低点迄今股价累计最大涨幅达137%。
2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》表明，“十四五”将推动光热发电与风电光伏融合发展、联合运行，因地制宜发展储热型太阳能热发电。
光热储能在具备政策支持后，在市场上也获得了很高的关注度。那么光热储能实际表现如何，是否有基本面能撑起市场的热度，光热储能存在哪些优劣势，光热储能未来的技术发展方向如何？
为解答上述问题，妙投邀请到某全国首批光热储能项目负责人，为投资者答疑解惑。
核心看点：
光热储能电站与光伏一样也属于对太阳能的利用，储能是光热电站的功能之一，光热电站可以同时实现发电、储能的功能。
光热储能作为集中式光伏电站的配套设施可以改善光伏电站在夜间发电量归零的问题，光热储能在电网中的定位类似传统火电厂，可以发挥稳定器的作用。
光热储能具备超长的寿命，建设材料和储能介质目前不存在锂资源一样短缺的情况，全寿命周期的成本低于电化学储能。
光热储能对光照强度、光照时长、地势的要求极为苛刻，只有西北等极少数地区能满足光热电站的要求。因为自身特性的限制，光热储能不会成为主力发电、储能方式。
大型化、高温化和长时化是光热储能的技术发展趋势，高透光率高反率超白玻璃、高纯度熔盐、全技术配套等环节的企业确定性较强。
专家向妙投介绍：光热储能是一种将光能转化为热能储存，然后在适当的时机将热能转化为机械能，从而产生电能的发电储能一体的新型技术。光热储能电站通过聚光镜将阳光集中于集热塔上，从而加热集热塔内的熔盐或导热油等热量介质，在恰当的时间用导热介质中的热量加热水产生蒸汽，从而推动汽轮机发电。
光热发电技术问世有一段时间了，早期一直是单纯将光热作为一种新型发电手段，近几年随着发电量不稳定的其他新型发电方式的发电量逐年高增，储能成为了削峰填谷的重要手段，这时候业内发现只需要将光热发电中的熔盐加以更好的保温措施，光热发电便可以实现储能。
光热储能虽然说是储能，但是和其他储能还存在较大的差异，储能的核心作用就是提高新能源发电方式的稳定性，将电网无法消纳的废电储存起来，在恰当的时间释放出去。
光热储能储存网上废电的效率极低，通常光热储能是不用于储存电网消纳不了的废电，而是用于白天集光集热储能夜间发电。光热储能最佳的利用场景在于与集中式光伏电站相配合，将光伏电站和光热储能纳入同一运营主体，实现光伏发电在白天和夜间均能实现持续稳定的电力输出，有点类似于火电的电网定位。
就光伏发电量的峰谷来说，光热储能最佳的应用场景是帮助光伏电站在发电量上实现填谷，虽说将电网无法消纳的废电用于加热熔盐，也可以实现削峰，但因为经过数次能量转换，导致削峰的效率极其低下，大量能源都在一次次的能量转化中被浪费了。
光热本身就具备加热熔盐的能力，所以废电拿来做制氢之类的应用更具备经济效益。光热储能未来的定位就是集中式光伏电站的配套，光伏电站中包含光热储能，使光伏电站在夜间也有能力输出电力。
妙投研究员李赓认为：光热储能属于热储能，热储能的效率和成本都不占优势，廉价大容量的新一代电化学储能会是更好的储能方式，液流电池的储能效率远高于熔盐，而且液流电池的储能时间更长，运营更加简单。
早在2013年青海便建成了全国首个塔式光热发电项目，近几年国内先后建成了10个光热发电项目，但光热发电、光热储能的概念一直不温不火，那么为何近期光热储能的市场热度突然增加？
最早的时候，光热是作为发电手段被开发出来，也属于新能源发电方式的一种，那时新能源发电还存在补贴，加上补贴后光热电站刚好可以实现盈利，但自从补贴取消以后，只有极少数经营效率和选址非常优良的光热电站才能维持经济效益，这时候一些光热电站就开始寻求其他的生存方式。
与此同时，光伏电站强制配储的政策也出现，但储能第一选择锂电池过高的成本和较低的寿命也导致光伏电站并不愿意接受电化学储能方式，抽水蓄能又在选址上存在很大的限制。
这时候业内发现光热电站只需要加长熔盐的温度保持时间，就可以与光伏电站形成很好的配合，所以光热电站角色现在开始转变成一种带储能本身又能发电的发储一体式项目。
去给光伏电站做配套储能算是最优解，而且给光伏电站做配套光热电站就不依赖补贴电价了，光热现在是作为一种储能去给光伏做配套，这种配套形式是很好的解决方案，所以现在光热又重新火了起来。
在全球储能市场中，抽水蓄能占据86.2%的市场，电化学储能占据12.2%。那么相较其他储能方式，光热储能有何优势？
与抽水蓄能相比的话，光热储能对选址的要求与抽水蓄能完全相反，抽蓄依赖地形的落差，且最好是降水充沛，河流湖泊水量充足的地区。而光热储能需要大面积的平坦地区，降雨要尽量地少，光照强度大且全年光照时间长且稳定，在选址上光热与抽蓄存在互补的关系，各有优劣各自的定位也不同。
与电化学储能相比，光热的安全性更高，自从光热发电储能技术被开发应用以来从未发生过类似爆炸等烈性事故。而且电化学储能目前对锂的依赖性非常高，而光热储能的设备主要是高反射率的浮法玻璃，储能介质是从盐湖中提取的硝酸钠和硝酸钾，设备和介质均不依赖稀缺的自然资源。
而且光热储能的寿命也存在超强的优势，只要熔盐的纯度不存在问题，光热储能接近30年的寿命远超各种电化学方案。从全寿命周期看的话，光热储能在成本上也要优于电化学储能。
光热储能的发展受哪些因素制约？
专家认为：最大限制因素是光热储能对选址存在非常大的要求，选址是光热储能最大的限制因素，光热储能要求光照强度大，全年光照时间稳定，且地势一定要平坦，只有西北地区才有少数地区能满足这些条件。
在光热储能投产初期，其成本相较电化学储能存在一定的劣势，再就是一旦出现大量光热储能项目作为配套设施与光伏电站同步装机，熔盐的供给会存在一定的制约，盐湖的熔盐产能有限，扩产速度也比较慢，届时光热储能的成本会上升，进而影响光伏光热一体化站的度电成本，对前期投入也会存在产生负面影响，投资商可能会比较难以接受。
光热储能因为技术本身的限制，消纳废电的效率很差，能做到的只是在新能源发电的低谷持续放电，所以以后大多数的场景都会集中于发电侧，主要就是光伏发电侧，用户侧和电网侧基本不存在光热的市场，所以想象空间会低一些。光热在电网中的定位有点类似于火电充当的稳定器的角色，光热储能电站不会成为主力储能、发电设施，行业的趋势是作为光伏的储能配套设施的一种。
光热储能未来的技术发展趋势是怎样的？
专家认为：技术趋势上，大型化、高温化和储能长时化的行业的趋势。目前槽式和塔式各有优劣，但塔式应该也是一个趋势。
大型化指的是光热储能项目的装机容量的大型化，因为规模越大，度电成本越低，目前国内几个建成的光热项目都是50MW和100WM的装机容量，光热项目在装机容量上的提升相较光伏项目完全不是同等难度。
光热并不是随随便便加聚光镜就能做到提升装机容量，而是牵一发而动全身的，所以对建设方和技术提供方都有更高的要求。现在拿光热给光伏做配套，装机容量的比例一般是6:1左右，光伏装机容量越大，光热装机容量就要越大。
高温化指的是储能的介质熔盐的高温化，目前是650度左右的常态温度，业内也正在试验1200度甚至1500度以上的熔盐温度，熔岩温度越高，整个系统的能量转化效率也就越高，同时储能容量也会有提升。高温化对集热场和储换热场设备的性能提出了更高的要求。
长时化是指储能长时化，需要提升的就是熔盐的保温和加热措施，最早的光热电厂不加以保温和加热储能市场不超过3个小时，现在发电储能一体的光热电站的最低行业水平是7个小时，未来计划能满足12小时或以上的储能时长，储能时长越长，光热项目对电力系统的调节能力越强。
光热储能产业链哪个环节具有较强的确定性？
妙投补充：光热储能产业链大致分为研发设计、系统集成、聚光、发电、吸热、储热/换热6个环节。
国内光热储能产业链主要厂商包括首航高科（电站投资与EPC、空冷岛）、三维化学（储热岛EPC）、上海电气（电站投资与EPC）、爱康科技 （电站投资与EPC） 、特变电工 （电站投资与EPC） 、金通灵（汽车轮机）、山东北辰（蒸汽发生器、换热器）、盐湖股份（熔盐）、金晶科技（反射镜超白玻璃原片）、安彩玻璃（反射镜超白玻璃原片）、洛阳玻璃 （反射镜超白玻璃原片） 、久立特材（光热发电特种管材供应）等。
光热储能属于资本、技术密集性产业，行业门槛高，国企及几大电力集团因资金实力雄厚，且拥有火电站建设的成熟经验，将会作为主要推动者和主导者进行光热电站投资。
除此之外光热发电项目的系统集成难度较大，对企业的技术水平和项目经验要求高，而国内多数企业缺少大型光热项目中的系统集成经验，造成行业发展红利向集成商的集中。系统集成的主要厂商有中电工程、中广核、华电工程、华能集团、大唐集团等。
专家认为：从成本结构看的话，聚光系统中的超白玻璃和储热系统中的熔盐在成本中占据了很大，光热项目对聚光镜的反射率、透光率有非常高的要求，可以说国内安彩的超白玻璃在价格和性能上都是独一份的地位，之前德令哈的项目也是使用了安彩的聚光镜，高端超白玻璃行业存在比较大的壁垒，所以确定性很强。
国内熔盐绝大多数都是从盐湖中提取的，盐湖的扩产速度非常慢，所以一旦出现大量光热项目装机，熔盐的价格一定水涨船高。再就是首航、中广核这些具备完成技术储备，同时又能足够的能力建设光热项目，建成后有能力与当地协调的发用电的企业。
