受政策的指引，光热发电未来预期会迎来装机速度的加快，毕竟截至去年底，我国光热发电累积装机容量只有588MW，即不到0.6GW。
现状
光热发电，也叫做聚光型太阳能热发电，通过大量反射镜把太阳光聚焦起来加热工质，转化成热能储存起来，需要发电时再利用高温工质产生高温高压的蒸汽，把机械能转换为电能。
正因为本身特有的光热转化过程，也让光热发电自带了储能的作用，可以为电力系统提供更好的长周期调峰能力和转动惯量，尤其适用于沙漠、戈壁、荒漠这类光线充足的地理环境。
除了储能，光热发热相比仅靠太阳能发电有着一些优势，光伏发电依赖晶硅吸收光子再转换成电能，目前转换效率一般在20%-30%之间，而光热发电利用热传导产生电动势，较高的工作温度使其具有较高的热转换效率，可达40%-50%。
我国区域光热资源比较丰富，一方面需要在抽水蓄能、电化学储能等方式外继续丰富新型储能方式，实现多能互补，完善新型电力系统。
另一方面，加速上规模有利于单位度电成本下降，提高经济性。
政策引导下，预期装机空间有着明显的增幅。
如果“十四五”期间每年新增开工3个GW，那么单年新增规模已经是光热已建装机总量的5倍，比去年新增装机容量多了60倍。
目前第一、二批风光大基地项目明确了约150万千瓦光热项目，政策要求尽快落地一批光热发电项目。
目前新疆、青海、甘肃、西藏、吉林都很支持光热产业发展。
根据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟梳理统计，目前已公布的待建/在建光热发电项目尚有29个，总装机容量约330万千瓦，预计将在2023/2024年投产。
装机目标驱动之下，已批光热项目建设进程预期提速，如何持续降本成为下一阶段的重点。
虽然近十年里，光热发电通过提高转换效率、扩大单站容量、延长储热时长等技术路径及产业规模效应平均降本超50%，但国内平均LCOE仍然接近0.55元/KWh，相比之下，0.3元/Kwh的光伏发电更具优势。
从去年1月1日后并网的光热项目，中央财政已经不再补贴。退补背景下，部分项目由于资金短缺陷入了停滞，之后经济性仍有待提升。
装机加速，产业链新契机
一套光热发电系统通常由太阳能集热器、集热管道、光热转换器、高温泵、高温热液体等材料及装置结合而成，主要器件的寿命较长，平均在15-30年。
太阳能集热器利用反射镜或折叠机构对太阳光进行聚集,加热存放在集热器内的作用液体。根据集热形式不同又可分为塔式、槽式、菲涅尔式、碟式四种类型。
光热转换器包含热电转换元件,例如硅锗热电联接器,用以将热能转换为电动势而产生电流。高温热液体具有极高的热容量和较高的蒸点,可确保在光热系统较高温度下的安全运作，常用的有机过冷剂、植物油、钾盐或者钠盐。
以往国内的光热发电项目以塔式为主，容量在50MW-100MW之间，电站每单位千瓦的投资成本是光伏电站的4-5倍，其中集热系统占了50%以上。
由于热电转换技术难以达到光伏电池那样的高功率密度，光热发电需要较大的空间来安装同样规模的发电装置。
定日镜成本占了75%，随着电站规模变大，镜片需求也会相应增加。
《通知》同时提出了光热电站单机规模和镜场/储能等配置，每10万千瓦电站的镜场面积不应该少于80万平方千米。
对于产业链，意味着定日镜、光热支架、跟踪驱动装置、吸热器面积、储热罐、熔盐等材料和零部件的需求量全面提升。在上游材料端，光热发电还可以带动特种玻璃、钢铁、水泥、熔融盐等材料需求。
装机目标倍增对于材料商、设备商和系统集成商，EPC环节的企业是一次重要契机。
两天两板的西子洁能、首航高科在电站投资、总承包都不乏成功的项目经验；
吸热器是实现光热转换的核心设备，与镜片一齐占总成本的40%-50%。考虑熔盐的腐蚀特性，吸热口普遍采用进口镍基合金材料，考虑承受温差，设计壁垒较高。久立特材生产的集热管已经成功应用于国内外多个光热项目。
镜片方面，安彩高科目前具备600t/d超白玻璃产能；
根据国海证券测算，2022年现有国内规划/在建配套光热储能的“光伏+光热”项目带来的熔盐需求增量在116万吨左右，其中硝酸钠69万吨、硝酸钾46万吨。考虑未来每年更高的增量需求，一旦集中释放，该环节的产能供应或许会面临紧张。
