新机会提示：政策支持大超预期，光热规模发展加速！

事件：国家能源局综合司发布通知，督促尽快落地2.8GW光热项目，并要求十四五每年开工3GW。近期大基地开工暂按内蒙古0.8GW、甘肃0.7GW、青海1GW、宁夏 0.1GW，新疆0.2GW光热项目配置。预计新项目将加快落地，在建工程项目建设进度有望提速，拉动产业链需求释放。国内光热发电产业有望在政策支持下实现从“0-1”的突破。

建设目标大超预期。光热过去十年截止22年底前累计仅588MW，近期规划中&已招标项目超2GW，后续十四五计划计划光热3GW/年的新开工目标超出预期。100MW光热机组投资约16-17亿元，其中镜场及控制系统占整个项目的50-60%，熔融盐储能占15-20%，常规岛占20%左右，其余为电力辅助设施。单GW的投资金额达到150亿，3GW相当于年均投入450亿规模，对系统集成商带来年均40亿利润，相对目前的0利润，弹性巨大。

光热发电此前发展较慢主要系其初始投资建设成本和度电成本相比光伏发电均明显较高。目前光热电站初始投资成本较高，100MW项目初始投入约20亿，远高于电化学（3.6-4亿）。光热发电系统的结构特征和物理原理，决定了其很难实现类似于光伏的持续降本曲线，而对直射光资源要求高、建设成本相对较高、以及因大量活动机械结构所带来的潜在运行可靠性风险，则是近年来国内外光热电站发展较慢的主要限制因素。然而，天生具备储能属性和转动惯量，也是光热相比光伏和电化学储能最突出的优势所在，在当前新能源消纳压力日渐加大、电力市场化程度持续深化的背景下，光热发电或迎来新的发展契机。

光热以前竞争对手是光伏，成本较高，目前光热成为光伏伙伴，在大基地项目承担火电+储能功能。光热熔岩储能单WH投资成本仅0.5元，为电化学储能1／3，且为10小时以上长时储能，熔岩温度500多℃，每天降1℃，可以做日度周度月度调峰，是目前成本最低最为稳定的储能方式。光热发电与熔融盐储能结合可平抑出功波动，且自身具备安全性高&寿命长的特点。光热电站配套熔融盐储能时间为8-10h，已规划的光热项目集中在三北及沙戈荒地区，在大基地项目中主要起储能、调峰的功能，青海光热与光伏的比例为1:9，新疆、甘肃的比例约为1:6-7。光热电站的生命周期约25年，镜场的使用时间可达40年。

光热兼具调峰电源和储能的双重功能，可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量，具备大规模+长时储能功能。光热目前基于大基地有大规模储能（1GWh以上）和长时储能（6小时以上）两个特点，远远高于当前2-4小时的配储比例要求，未来将会达到24小时。2022年新疆出台政策，鼓励光伏与储热型光热发电以 9：1 规模配建。新疆2022年第二批市场化并网新能源项目清单中，光伏项目总装机27.39GW，风电项目13.5GW，配储规模6.9GW。其中电网消纳项目有49个，源网荷储项目18个。其中光热发电1.35GW，占比约19.5%。光热系统采用涡轮发电机，可以吸收或释放动能，在一定程度上避免频率突变。

市场空间大幅扩容，规划每年开工3GW，按照单GW150-160亿计算，年均市场空间450-480亿，到2025年底建成+开工项目9GW，期间市场总量接近1400亿。而且此次文件限定了最低镜场面积，更大的镜场面积要求意味着对于产业链意味着将全面提升定日镜、光热支架、跟踪驱动装置、吸热器面积、熔盐储热罐体积、熔盐的需求量。随着新项目加快落地以及在建项目进度提速，拉动产业链需求释放，将为光热发电设备端核心环节聚光系统、吸热系统、传/储热系统龙头企业以及光热电站运营商带来业绩利好。

关注业务纯正度最高、基本面最确定性受益、机构最为看好的两大光热龙头，光热系统供应商首航高科（产业链全布局，集热器、集热材料、镜场、供能岛等可自供，建设及运营经验丰富，在运国内第一个并网的光热电站，在手订单超40亿）、融盐储能核心设备供应商西子洁能（余热锅炉龙头，自研熔盐储能系统，承担吸热/换热功能，具备超十年的光热发电研发和工程经验，代表项目有青海德令哈50MW塔式熔盐储能光热电站，持有另一光热系统供应商龙头可胜技术8%股权），上周五光热消息一出龙头直接一字没留机会，但周末机构组织专家进行多场会议解读后，判断本次政策带来的行业发展空间大超预期，并非市场所想的题材热点炒作和短期超跌反弹，而是超跌底部+筹码出清+小盘弹性+机构关注+政策发力+预期反转，可留意一字开板后存在的认知分歧上车机会。

风险提示：目前首航高科光热业务占比50%但西子节能光热业务只占比20%而且其它标的占比更低存在其他业务拖累业绩的风险；光热两年建设周期太长存在预期提前于基本面透支风险；地方政府后续配套政策出台不及预期风险；光热发电产业链降本不及预期风险；光热项目推进进度不及预期风险；光热政策超预期导致国内大储不及预期的风险。