光热储能行业研究：政策驱动成长加快，保温材料光热玻璃有望受益

　　1. 光热发电：两种太阳能发电技术之一

　　太阳能发电主要有两种类型：光伏发电和光热发电。光热发电是将太阳能转换为热能， 通过热功转换过程发电的系统，其原理为：通过反光镜、聚光镜等聚热器将采集到的太 阳辐射能汇聚到集热装置上，便可加热集热装置内导热油或熔盐等传热介质，传热介质 再经过换热装置将水加热到高温高压的蒸汽，驱动汽轮机带动发电机发电。此种通过 “光能-热能-机械能-电能”的转化过程实现发电的技术称为聚光太阳能发电技术。光热 发电的原理、基本设备组成与化石燃料电站基本相同，最大的差别是发电所用热源不同， 太阳能热发电采用的是清洁且丰富的可再生能源。

　　按照集热方式与结构的不同，可将光热发电系统分为塔式、槽式、碟式和菲涅尔式四类， 其中塔式技术在国内应用最为广泛。据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟《中国大 阳能热发电行业蓝皮书 2022》，截止 2022 年底，在我国已建成的太阳能热发电系统中， 塔式技术路线约占 63.1%，槽式发电约占 25.5%，线性菲涅尔技术约占 11.4%。塔式技术利 用大规模自动跟踪太阳的定日镜场阵列，将太阳热辐射能精准反射到置于高塔顶部的集 热器，投射到集热器的阳光被吸收转变成热能并加热中间介质。在各种形式的光热发电 技术中，塔式熔盐储能光热发电因其较高的系统效率，成为目前我国最主流的光热发电 技术路线。但其发电成本较高，我们认为，随着未来技术的发展，成本有较大的下降空 间。槽式技术较为成熟，在全球市场中应用占比最高，但其效率低于塔式，且专利多为 欧美垄断;碟式技术通过斯特林循环实现发电，也具备较高的系统效率，但其适宜规模 较小且无法储热，故未得到推广使用;菲涅尔式技术原理类似于槽式，传热介质主要为 水/蒸汽，发电效率较低。

　　光热发电系统可分集热系统、热传输系统、储热系统和发电系统四个部分。集热系统吸 收太阳辐射，将光能转化为热能，是光热发电系统的核心部分，由聚光装置、接收器、 跟踪机构等组件构成。聚光装置可在中央控制系统操控下跟踪太阳能运动轨迹，收集并 反射分散的太阳辐射，再聚焦至接收器上，接收器利用收集到的光能加热内部介质并储 存能量;热传输系统通过导热介质将储存的热能输送至后续环节，目前主流介质是熔盐 流体，具有高使用温度、高热稳定性、高比热容、高对流传热系数、低粘度、低饱和蒸 汽压、低价格等优势，但因具腐蚀性而对材料要求严格;储热系统储存加热后的熔盐介 质，通常由一对冷/热熔盐双储罐组成。需要发电时系统利用热盐罐内的高温熔盐与水进 行热交换，产生高压蒸汽以推动汽轮机发电。工作后熔盐温度冷却可再流回冷盐罐，冷 盐罐内的熔盐经熔盐泵可被输送至集热器内，吸收热能后再次进入热盐罐;发电系统与 传统火电厂区别较小，即通过加热水得到热蒸汽，从而推动汽轮机发电。

　　产业链涉及企业较广，集热系统领域最多。据太阳能光热产业技术创新战略联盟不完全 统计，截止 2022 年底，我国从事太阳能热发电相关产业链产品和服务的企事业单位数量 多达 600 家。其中，太阳能热发电行业特有的集热、热传输、储热系统相关从业企业数 量约占全行业相关企业总数的 55%，集热系统领域的聚光从业企业数量最多，约 170 家， 其中多以非上市企业为主。

　　2. 蛰伏二十年，未来增量显著

　　2.1. 萌芽于 21 世纪初，16 年开启示范项目

　　国内光热发电行业萌芽于 21 世纪初，至今有 20 余年发展历程。2003 年，我国开始酝酿 光热发电示范项目的筹建;2006 年，在国家“863”计划 持下，国内第一个 MW 级塔 式光热发电项目大汉电站启动建设。自 2011 年至 2015 年，我国相继建成多个小型试验 示范项目，相关产业链同步得以完善。2016 年 9 月，国家首批示范项目名单和电价政策 落地，确定 20 个太阳能热发电示范项目装机容量共计 1349MW，分布在甘肃省(9 个)、 青海省(4 个)、河北省(4 个)、内蒙古自治区(2 个)、新疆自治区(1 个)。同时，国 家发改委下发《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定太阳能热发电标杆上 网电价为每千瓦时 1.15 元(含税)，自此光热发电迎来商业化示范项目的建设阶段。

　　2.2. 22 年底累计装机容量达 588MW，在建项目达 3.4GW

　　我国太阳能热发电累计装机容量为 588MW，在全球太阳能热发电累计装机容量中占比 8.3%。截至 2022 年底，我国已建设完成 9 个太阳能热发电示范项目，总容量 550MW， 其中含 6 个塔式项目、2 个槽式项目和 1个线菲式项目。据国家太阳能光热产业技术创新 战略联盟梳理统计，目前在各地政府公布的大型风电光伏基地项目、新能源市场化并网 以及直流外送等项目名单中(不含企业正在运作或计划建设的项目)配置太阳能热发电 项目 32 个，多采用塔式技术，总装机容量约 3.4GW。其中，约有 1.3GW 将于 2023 年底 前建成投产，另有约 2.0GW 将于 2024 年底前建成投产。青海省、甘肃省、吉林省、新 疆维吾尔族自治区、西藏自治区分别有 9 个、5 个、2 个、13 个和 3 个项目，装机容量分 别为 1235MW、510MW、200MW、1350MW 和 140MW。

　　2.3. 政策驱动下，预计 25 年光热新增装机有望达到 6.0GW

　　政策春风频吹，光热发电有望进入发展快车 。 21 年以来在国家相关重磅文件中多次提 及光热发电，2021 年 10 月，国务院颁发的《2030 年前碳达峰行动方案》提出，要积极 推动建立光热发电与光伏、风电互补调节的风光热综合可再生能源，明确要加快先进适 用技术研发和推广应用，包含推进熔盐储能供热和发电示范应用，2023 年 4 月 7 日国家 能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，提出要 积极开展光热规模化发展研究工作，内蒙古、甘肃、青海、新疆等重点省份在本省新能 源基地建设中同步推动光热发电项目规模化、产业化发展，力争“十四五”期间，全国 光热发电每年新增开工规模达到 300 万千瓦左右，光热发电规模化开发利用或将成为我 国新能源产业新的增长点。

　　中性假设下 2025 年光热装机有望达到 6.0GW。目前我国在建太阳能热发电项目基本均 以光伏发电配置光热储能形式，青海、甘肃、吉林、新疆、西藏五省公布的大型风电光 伏基地项目、新能源市场化并网以及直流外送等项目名单中配置太阳能热发电项目共 32 个，除西藏地区平均光热配置比为 55%外，其余地区均在 11%-19%不等，我们计算五省加 权配置比约为 13%。考虑到地理条件因素和政策配套情况，短期内发展光热储能潜力较大 的地区主要是西北及华北、东北部分省份，我们仅考虑陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、 内蒙古、吉林、西藏八个省份，根据十四五光伏装机目标，我们预计 2025 年八个省份新 增光伏装机或达到 35-44GW，中性假设下，我们预计 25 年八个省份光伏发电配储比约 15%，对应光热新增装机有望达到 6.0GW。

　　3. 储能优势造就机遇，成本端仍面临挑战

　　3.1. 机遇：长时储能成刚性需求，配储政策利好光热

　　光热发电具备持续发电能力。与光伏发电，风电具有显著的波动性和间歇性不同，光热 发电可配置低成本的储能设施，不仅具有良好的可持续电力输出能力，同时可提供风电、 光伏发电等波动性电源所不具备的转动惯量和无功 撑。 根据国际可再生能源署(IRENA) 的数据显示，我国装机容量 5 万千瓦的中广核德令哈光热发电站连续运行 32 天(773 小 时)，青海中控德令哈光热电站连续运行 12 天(293 小时)，首航高科敦煌 10 万千瓦光热 电站连续运行 9 天(216 小时)。由于光热发电的常规岛部分与常规火电相同，因此如果 有长达数天甚至数十天的无风、少光等极端天气下，光热发电系统可以利用天然气补燃 方式来保障电力供给。

　　光热发电可储可调，可与风电、光伏形成优势互补，有利于“三北”大型风光基地就地 消纳和外送消纳。光热发电储调能力强，且提高储调能力的边际成本低，机组调峰深度 最大可达 80%，爬坡和启停速度优于燃煤机组，可与燃气发电相当。当风电、光伏发电大 发的时候，光热以储热为主，不发或者少发电，待夜间或者风小的时候将储存的热量通 过汽轮机发电。清华大学能源互联网研究院研究显示，在青海安装 2200 万千瓦光伏和 700 万千瓦风电，利用已有调节资源，青海电网在丰水期可连续三天全清洁能源供电;如 在此基础上配置 400 万千瓦光热发电，青海省在丰水期可实现创世界纪录的连续 30 天全 清洁能源发电。因此如果希望在风电和光伏发电渗透率较高时，继续提升可再生能源电 量占比，可通过配备一定规模的光热发电，充分发挥多能互补下电力品质的效益，弥补 风电和光伏不可控的不足。

　　储能配比政策加码利好，需求空间进一步拓宽。目前各地政府积极鼓励大容量、长时段 的储能配套，已有 50 余个省市地区发布新能源配套建设储能的相关文件。长时储能可分 为机械类储能、电磁储能、热储能、化学储能和电化学类储能，按技术可细分为抽水蓄 能、飞轮储能、压缩空气蓄能、超导蓄能、显热蓄能、氢储能等。光热储能优势在于：1) 光热储能采用热储存技术，热能传导损失较小，因此更适合于长时间的储存，可用于中 长期储能(6 小时以上)。对比而言，电化学储能主要适用于中短期储能配套(一般为 4小时以下)，在长时储能需求下的应用可能受限。2)光热储能系利用温度和能量密度均 较高的太阳辐射进行能量的储存，且能够通过吸收太阳辐射进行连续不断的增长;而机 械储能则利用物体的动能或重力势能进行储存，在能量储存达到一定上限后，便则无法 继续储存更多能量。因此光热储能具有相对较高的能量密度，更适用于大规模能源储存 和分布式能源系统中，规模效应较高。3)光热储能系统灵活可调，因此能够平衡电网负 载、应对不同的舒适度需求等，具有更广泛的实际应用。

　　3.2. 挑战：投资成本仍高，政策退坡后投资回报较低

　　光热发电投资成本显著高于其他新能源发电。截止 2022 年底，我国光热累计装机容量为 588MW，而光伏累计装机容量为 393GW，规模差距悬殊，主要系成本差距较大。我国 12 小时储热 100MW 塔式太阳能热发电站的总投资在 25-30 亿元之间，从初始投资成本 看，光热发电站的单位千瓦投资成本在 2.5-3.5 万元，是传统煤电站的 3-4 倍、陆上风电 的 3-4 倍、光伏电站的 4-5 倍，当前光热发电度电成本约 0.9 元/千瓦时~1.0 元/千瓦时， 仍远高于陆上风电和光伏发电。我们认为，初始投资费用较高或是光热发电成本高的主 要原因。 前期政策红利退却，商业规模化进程受阻。在行业发展初期，光热发电项目对政策 持 的依赖性较大。国家能源局 2016 年启动的 20 个首批太阳能热发电示范项目中，于 2018 年底前、2019 年-2020 年间、2021 年底前全容量并网的项目，可分别享受 1.15 元/kWh、 1.10 元/kWh、1.05 元/kWh 的上网电价。2022 年 1 月 1 日后并网的首批太阳能热发电示 范项目中央财政不再补贴，实行平价上网。使得光热电站项目 IRR 大幅下降，我们以一个 100MW 塔式光热发电站配套 12 小时储热项目为例，在 1.15/1.10/1.05 补贴电价下，其项 目 IRR 分别为 7.4%/6.9%/6.4%，略低于集中式光伏项目。但补贴退坡后，若按照平价上网 计算，其项目 IRR 仅有为-2.0%，投资回报较差。

　　太阳岛占整个系统成本比重最高。塔式太阳能热发电建造成本分为太阳岛成本、热力发 电岛成本、储热系统成本、场地准备费、电站配套及基础设施费和间接费用，其中太阳 岛占总成本的比重最高，达 61%，太阳岛是塔式太阳能热发电站完成光—热能量转换的系 统，主要包括聚光系统和吸热系统;其中，定日镜成本约占太阳岛成本的 75%，镜场控制 系统成本占 10%，吸热器成本占 6%，吸热塔成本占 9%。热力发电岛主要包括热力系统及 辅机设备、水循环、水处理系统、换热设备、热工控制系统、电气系统、电网接入系统 及仪表 门管路等。电站建设的投资成本还和配套储能时间有关，储热时间越长单 位投 资成本越高，但会通过提高电站发电量而降低度电成本，但据德国宇航中心研究显示， 当储能时长超过 15 小时，相对于没有储能的太阳能热发电 100%电力成本而言，度电成本 将呈上升趋势。

　　光热发电设备方面降本空间在 16-25%。据 IRENA2022 数据，从全球来看，太阳能热发电 度电成本降幅明显，从 2010 年的 0.358 美元/kwh 降低至 2020 年的 0.114 美元/kwh，降 幅约 70%，太阳能热发电系统全球加权单位造价为 4746 美元/kw，较 2010 年下降 50%， 参考国际经验，各成本降低中，电站装机成本对于整体成本下降的贡献最大，达到 64%， 其他如容量因子提高/运营和维护/加权平均资本成本贡献分别为 17%/10%/9%。而我国塔式 光热发电站的初始投资中，设备购置费约占总投资比重高达 73%，系国内光热发电项目装 机规模较小，产业链配套发展不成熟，使得聚光镜、集热管、熔盐等关键设备和材料的 生产成本居高不下，未来随着装机规模的增长，在聚光场设备层面的降本空间仍然较大， 据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟《2022 年中国太阳能热发电行业蓝皮书》数据， 可预计整体成本或将下降 16.27%-24.65%。

　　4. 保温材料：受益光热装机提速，需求增量持续扩大

　　4.1. 光热用保温材料应用范围广，性能要求严格

　　光热用保温材料应用范围广且性能要求高，需兼顾传热介质凝 点温度与较大的环境温 度差。一方面，由于常见的光热熔盐二元盐(40%KNO3+60%NaNO3)的凝 点 约为 220℃， 若保温性能差造成熔盐凝 ，电站将遭受破坏性损失;另一方面，目前光热电站最高运 行温度近 600℃，与周围环境温差巨大，因此对保温材料要求严格。此外，由于光热项目 多集中于气候条件恶劣、高寒且昼夜温差较大的西北地区，且光热发电系统存在间歇性 操作的工况，故材料需兼具隔热性、抗风沙侵蚀性能等，以及在反复启停和冷热循环工 况下的适应能力。

　　以常见的塔式熔盐储能发电技术为例，保温材料可应用于聚光、吸热、传储热、发电的 全系统链条，包括柔性材料、型材类、耐火砖、无定型耐火材料以及涂料类产品。据 CSPPLAZA，柔性材料一般适用于管 ，罐体， 门及特殊部位的保温包覆处理，其中毯 类产品导热系数较低，耐温度可达 600℃以上，寿命在不受外力破坏的情况下可长达 30 年;型材类中的硅酸钙、珍珠岩和泡沫玻璃等由于机械强度较高，可用于管 保温，耐 久性相对较好。而纤维模块与纤维板耐高温性能优异，最高耐温可达到 1600℃，主要用 于塔式发电吸热器部位的耐火隔热;耐火砖主要用于熔盐罐的罐壁和顶盖，其厚度根据 保温材料热物性和罐内熔盐温度确定;无定型耐火材料和涂料类产品用于烧注、隔热耐 火、防护等环节。

　　保温材料中陶瓷纤维类是最佳高效节能材料，综合性能出色，替代传统耐火/保温材料有 潜力，应用领域不断拓宽。陶瓷纤维属高效节能保温材料既具有一般纤维的特点，又具 有普通纤维所没有的耐高温、耐腐蚀和抗氧化性能，同时克服了一般耐火材料的脆性。 以物理指标衡量，陶瓷纤维具有体密度低、热容量低、热导率低、抗热震性能优、高热 敏性等综合性能优势，据《陶瓷纤维应用及现状》(侯来广等，2013，《陶瓷工业》)，工 业窑 壁衬采用陶瓷纤维替代传统重质耐火砖，可使工业窑 壁衬厚度减少 1/2，质量减 轻 60-80%，节省筑 材 30-50%。陶瓷纤维在电力、冶 、石化、船舶、交通运输、房 屋建筑等领域已有广泛应用，在光热、环保除尘、新能源等多个新领域亦实现较好应用 推广。

　　4.2. 受益光热装机提速，需求增量持续扩大

　　受益“双碳”政策目标，优质保温材料在光热等电力项目中的应用或成广泛共识，保温 材料行业升级/需求扩容蕴含成长机遇，陶瓷纤维或明显受益。2020 年中国绝热材料产量 约 770 万吨，yoy+2%，10-20 年绝热材料产量 CAGR 为 6%，大致反映行业需求增长情况， “双碳”推进逐步进入“深水区”，我们预计保温材料需求景气度或延续提升，同时伴随 行业结构升级等变化。陶瓷纤维技术进步效应显著，兼具导热系数低、可使用温度高等 诸多优异特性，且在前期的应用拓展中有较好业主反馈，陶瓷纤维行业发展或明显受益 行业变革。

　　十四五期间光热发电或带来 74.4 亿保温材料增量需求。据 CSPPLAZA，以一个装机 50MW 配置 7 小时储热系统的槽式光热项目为例，其所需保温材料的用量约为 2 万立方 左右，投资成本约为 4000 万元(包括安装和施工费用)，约占光热电站总投资成本的 2% 左右。据统计，目前我国光热发电项目在建规模约为 3.4GW，预计 23/24 年分别新增 1.3/2.0GW，对应保温材料需求分别为 10.4/16.0 亿元，25 年有望进一步增至 48.0 亿元， “十四五期间” 光热发电或带来 74.4 亿保温材料增量需求。

　　4.3. 行业供给高度集中，鲁阳节能稳居龙头

　　光热领域保温材料供给高度集中，鲁阳节能一家独大。目前国内已建成的九个光热发电 示范项目中，鲁阳节能系其中六个项目的上游保温材料供应商，共计对应近 400MW 装机 量的需求，市占率约为 73%。其余供应商包括浙江阿斯克等，主要面向青海中控德令哈 50MW 塔式、中电建青海共和 50MW 塔式等项目供货。

　　鲁阳节能兼具规模和技术优势，引领我国陶瓷纤维行业成长，龙头优势地位有望持续强 化。鲁阳节能主要产品为陶瓷纤维系列和岩棉系列，产品形态包括棉、毯、毡、板、纸、 模块、异型件、纺织品等，陶瓷纤维系列产品在电力行业的工业窑 耐火保温、管 保 温、绝热密封、辐射隔热等领域的应用场景在持续拓宽。一方面，鲁阳节能的陶瓷纤维 产能坚定扩产，20 年末公司具备年产 36 万吨陶瓷纤维产品的生产能力，产品覆盖全国， 占全国销量的 40%左右(其中偏高端的石化领域公司市占率 50%左右)。截止 22 年上半年， 公司年产能增至 50 万吨，具有显著的规模优势;另一方面，鲁阳节能持续研发并应用新 技术，产品创新是公司历年重点工作之一，如领先行业的乙烯裂解 全纤维 衬 21 年完 成验收，在齐鲁石化/上海石化/燕山石化等单位进行了推广且广受认可。基于规模效应和 技术进步，鲁阳节能产品得以持续降本，进一步强化了公司的龙头优势地位。

　　5. 光热玻璃：光热发电核心材料，未来或存供给缺口

　　5.1. 光热玻璃对性能要求较高，生产端存在一定技术壁垒

　　定日镜是光热电站的核心部件之一，其所使用的光热玻璃对性能要求较高。定日镜通过 视日轨迹跟踪或光电传感器跟踪的工作方式，实时调整高度角和方位角，反射太阳光至 中央吸热器塔顶，以实现太阳能的聚集。定日镜主要用于集热系统的建设当中，是光热 电站的核心部件之一，主要由反射镜、镜面 以及定日机构组成，其中反射镜所选择 的材料主要有玻璃、衬板+反射膜以及反射铝板三类，其中玻璃是主流。定日镜所使用的 光热玻璃对太阳光反射率、易加工性、耐候性、自爆率等方面的性能均有较高的要求。

　　1)高太阳光反射率

　　热玻璃的反射率是影响定日镜工作效率的重要因素。高反射率的反射镜可以提高电站 的发电量和收益，并降低初期投资的成本，据 CSPPLAZA 光热发电网报 ，以 50MW 槽 式电站为例，按照年发电量 5000 小时、1.15 元电价计算，在不考虑设备的运转和传热储 热介质选择的情况下，反射镜的反射率由 93.5%提高 1%至 94.5%时，该槽式电站在 25 年运 行寿命中可获得的额外收益可以达到约 7200 万，可节约采光面积 8000 多平方米，集热器成本约 1300 万。而影响反射镜反射率的因素包括银层的反射率和玻璃的透射率，但银 层反射率有 97%的理论饱和值，突破阈值空间极小，因此使用低含铁量玻璃来提高玻璃透 射率或是提高反射率的最有效途径。

　　2)表面平滑、易弯曲和热强化/强化

　　光热玻璃的可加工性也具有较高要求，窑 生产出的玻璃产品 要求具备易弯曲和热强化/ 化的 性能，在下游工序更易加工，能够减少翘曲和光学变形，保障高反射率和改进聚 光精度、面型精度。据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟公众号显示，每减少 1mm 的聚焦偏差性能指标(FDx)，就可能为一座 50MW 的槽式电站每年多创收 45 万欧元 (2011 年)。

　　3)强耐候性和抗风化能力

　　光热电站多建设于光热资源丰富地带，但西北地区环境温差大且多风沙，气候条件相对 恶劣，因此光热玻璃需要具备较强的耐候性能和抗风化能力，包括在 UV 辐照、湿热、高 低温循环、湿冻、盐雾、清 维护等方面的要求。随使用时间的增加，耐候性差的光热 玻璃透过率会衰减，反射率降低，影响集热效率。以华强兆阳 15MW 项目为例，在正常 资源条件下，平均每日灰尘污染造成的镜面直射光反射率下降远超 2%，常规的沙尘天气 一次可以造成 50%的反射率下降。

　　4)低自爆率

　　通常情况下，50MW 化镜镜厂 平均会有 1500-2000 平方米的反射镜处在高风险的自爆 之中。光热电站的玻璃一旦发生自爆，可能会造成集热管的损坏，导致较大的停机维修损失。玻璃自爆是由于对玻璃生产原料的管理不当，造成一些 的杂质混到玻璃原料里 面， 和玻璃溶液里面的硫发生化学反应 。 光热玻璃主要采用低铁超白玻璃材料，透光率可达 91.5%以上(以 5mm 为例)。超白玻 璃对原材料要求较高，须为高硅低铁原料，具备高太阳能透过比、低吸收比、低含铁量、 高强度等优势，因此，超白玻璃被广泛应用于太阳能发热、发电领域，是能够将太阳能 辐射产生的热能传递到传热工质装置的核心材料，在光热发电产业链中占据着十分重要 的主导地位。

　　光热超白玻璃原片生产包括配料调和、熔制澄清、成型、退火、切割五个步骤，存在一 定技术壁垒。由于光热玻璃对太阳光透射率要求较高，而玻璃中的 Fe3+离子能吸收波长范 围为小于 500nm 的蓝色区，包含了太阳光中的紫外光谱，从而会降低玻璃对太阳光的透 射率。在配料调和过程中需保证 Fe2O3总含量不高于 0.015%，因此光热玻璃对玻璃原料的 种类、化学成分、颗粒组成、水分含量、称量精度和混合均匀度都有较严格要求。一般 来说，建筑和薄膜电池领域所用超白玻璃铁含量通常为 150PPM，艾杰旭(大连)生产的 光热玻璃用超白玻璃的铁含量则控制在 90PPM 以下。此外，对原料的精细控制也需要使 硫化 及其它杂质的含量进一步降低，可以显著减少 化反射镜自爆的几率。

　　在溶制澄清环节，超白玻璃对熔窑工艺及耐火材料的要求较高。超白玻璃熔制操作时燃 烧气氛要完全调整为氧化性操作，否则会使玻璃中的 SOX会还原为硫化物，然后与玻璃中 的铁产生硫化铁，从而降低玻璃的白度。此外，由于超白玻璃比普通玻璃含铁量低，导 热系数高，导致超白玻璃的透热性更好，玻璃液温度高、黏度低，在水平方向对流强度 大，从而一方面导致成型环流在澄清区停留时间短，使得玻璃液中残留的气泡来不及排 出，另一方面也使得池底、池壁耐火材料侵蚀严重，也易形成耐火材料气泡，从而难以 获得平滑的光学表面，无法为高反射率和高面型精度提供保障。因此在溶制澄清环节， 对熔窑工艺及耐火材料的要求较高，需要采取调整熔窑末对小 燃料用量、降低熔窑澄清区底部保温层厚度、更换卡脖水包等措施不断优化生产工艺。

　　5.2. 短期供给相对充足，行业呈寡头垄断格局，中长期或仍存缺口

　　光热玻璃市场空间较大，当前在建工程或带来 13 亿元需求，25 年有望进一步增长至 23 亿元。据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，我国已经并网运行的 8 座(玉门 鑫能项目暂未计入)太阳能光热示范电站共使用反射镜 691.3 万平方米，对应光热发电累 计装机容量为 500MW，折合单 MV 所需光热玻璃 1.38 万平米，参考安彩高科售价，单平 米光热玻璃价格约 28 元，则单 MV 所需光热玻璃投资额约 38.7 万元，占整个电站投资比 重约为 1.3%。据国家太阳能光热产业技术创新战略联盟《2022 中国太阳能热发电行业蓝 皮书》统计，截止 2022 年底我国光热发电项目在建规模约为 3.4GW，预计 23/24 年分别 新 增 1.3/2.0GW， 对 应 光 热 玻 璃 需 求 分 别 为 5.0/7.7 亿元，较 22 年 底 分 别 增 长 2500%/3900%，25 年有望进一步增至 23 亿元。

　　供给方面，目前国内具有光热玻璃批量供货能力的企业只有艾杰旭(大连旭硝子)和河 南安彩高科两家，行业呈双寡头垄断格局。光热玻璃的原片为超白浮法玻璃，当前国内 具备超白浮法玻璃产能的企业不超过 10 家，总产能达 15630T/D，占全部浮法玻璃在产 产能比重约 9.9%，但具备光热玻璃生产能力且已实现产品供货的仅有安彩高科和艾杰旭 (大连旭硝子)两家。艾杰旭的太阳能超白玻璃年产能最大，年产能可达 2GW，已经为 国内太阳能光热发电以及太阳能热利用项目供应 576MW 的太阳能超白玻璃，国外供货数 量达到 473MW，总计约 1.03GW。2017 年 5 月，安彩高科攻克技术瓶颈，成功研发用于 光热发电使用的 3mm、4mm 光热超白浮法玻璃基板，样品经过质量检测，全光谱透过率 达到 91%以上，填补了国内光热玻璃行业的空白，目前公司设计产能达 600t/d，产品已批 量化应用于青海、迪拜等大型光热电站项目。此外，2022 年 4 月，洛阳玻璃全资子公司 中建材(濮阳)光电材料有限公司经过技术攻关，2mm 光热玻璃产品经第三方权威机构 检测，各项指标均达行业标准，现产品已准备发往客户进行试用。短期来看，当前产能 (艾杰旭+安彩高科+中建材)有望 撑约 4.6GW 年装机需求，供给端仍相对充足，但由 于浮法玻璃产能已难有增量，且光热玻璃技术壁垒较高，当前在产超白玻璃产能转产光 热玻璃仍然存在一定难度，中长期随着需求加速释放，供给端或仍存缺口。

　　6.重点公司分析

　　鲁阳节能：受益“双碳”政策目标，优质保温材料在光热等电力项目中的应用或成广泛 共识，保温材料行业升级/需求扩容蕴含成长机遇，陶瓷纤维或明显受益，公司系陶瓷纤 维龙头，兼具规模和技术优势，龙头优势地位有望持续强化。22/06 公司控股股东奇耐完 成公司要约收购，持股比例大幅提升至 53%，23 年资产整合及新的发展模式/策略落实值 得期待。

　　安彩高科：公司稳步推进光热、药用玻璃等高端品种布局，目前是光热玻璃行业国内唯 二能够量产的企业，先发优势明显;公司 08 年开始进军光伏玻璃行业，随着新产能的投 产，光伏玻璃市场份额进一步增长，有望带来整体经营效益提升。

　　耀皮玻璃：公司业务主要覆盖浮法玻璃、建筑加工玻璃和汽车加工玻璃三大领域，2022 年底公告拟收购艾杰旭特种玻璃(大连)有限公司 100%股权，艾杰旭产品主要包括汽车 和家电用在线镀膜 LOW-E 玻璃;聚光太阳能用热发电超白玻璃;太阳能光伏用 TCO 玻 璃;电子玻璃及汽车浮法玻璃原片等，在汽车、光热发电等领域技术优势明显，收购完 成后，公司竞争力有望进一步增强。

　　东华科技：“工程+实业”多领域持续布局，积极开拓新能源市场。公司曾承担内蒙古乌 拉特中旗导热油槽式 100MW 光热发电项目的设计工作，在光热发电领域充分积累经验。 同时公司曾公告与榆林化学成立项目公司建设“风光热储一体化”项目，包括 780MW 光 伏发电和 780MW 风电项目，以及配套的 160MW 电化学储能、熔盐储热等，实现了新能 源领域的又一拓展。此外公司曾中标西藏扎布耶盐湖提锂项目，POE 方面与母公司中国 化学共同研发中试装置，在实业方面，公司与新疆天业合作布局东华天业 10 万吨/年的 PBAT 项目，顺利产出优质 PBAT 聚酯产品，多领域持续布局。

　　三维化学：“科技+工程+实业”三位一体，新能源新材料多点开花。公司主要从事工程总 承包以及催化剂销售，2020 年收购诺奥化工后成功将业务拓展至化工产品销售，驱动业 绩持续高增长，同时依托技术优势布局储能及稀土橡胶，先发优势明显：1)聚焦上中游 制氢及储运氢环节的工程设计及总包，市场扩容之下公司有望持续受益;2)熔盐储能市 场快速扩容，公司于 2016 年承接了大型商业化光热电站-中广核德令哈太阳能光热电站 热传储热系统总承包，具备先发优势;3)掌握年产 5 万吨稀土橡胶工艺及催化剂配制生 产技术，或充分受益于国产替代的逻辑演绎;4)精细化工产品具备柔性切换生产能力， 与上海华谊合作布局 MMA，产品结构持续优化有望驱动盈利能力改善。

　　(本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。)

　　(报告出品方：天风证券)

　　精选报告来源：【未来智库】。