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www.chinastock.com.cn 证券研究报告 请务必阅读正文最后的中国银河证券股份公司免责声明
[table_research] 行业研究报告●电力设备与新能源 2015 年 10 月 14 日
[table_main] 行业深度报告模板 光热产业正处于大爆发的前夜 电力设备与新能源
光热行业
核心观点: 推荐 首次
光热出力平滑，可用于调峰，是电网友好型新能源
光热发电可以搭配廉价的储热系统实现稳定、平滑、可调节的
出力特性，改善地区电网的稳定性，是电网友好型的新能源。光热
发电还具有经过项目验证的超过 30 年的寿命期，且全生命周期内
的污染和排放水平远低于其他类型的电源。世界未来的主导能源必
然是可再生能源，而且必须是可调度的可再生能源，因为只有可调
稳定的电力才能充当电网的主力电源。光热发电凭借其平滑可调稳
定的出力特性未来有望与传统化石能源竞争主力电源供应的角色。
截至 2014 年底，全球光热仅 4.5GW，我国 18MW
截至 2014 年底，全球光热发电的累计装机容量达到 4.5GW，
西班牙和美国两大传统市场仍占到 90%，西班牙依靠较高的上网电
价水平，美国依靠可再生能源配额制以及税收优惠和贷款担保政
策。西班牙财政窘迫所以补贴停止，美国优惠政策延续性不确定，
所以，我们认为未来中国等新兴市场将超过美国和西班牙两大传统
市场。截至 2014 年底我国已并网 18MW 的光热装机。
国内光热示范项目政策落地，光热发展将复制 2011 年的光伏
随着国家能源局《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通
知》的下发，约 1GW 规模示范项目的具体电价核定方案将很快落
地，示范项目的开发将进入实质性阶段。2011 年光伏标杆电价政
策出台后当年的装机容量同比增长 768%,我们认为目前光热行业
的发展阶段极其类似 2011 年的光伏,同样将迎来行业爆发期。
全球最先进的塔式光热发电技术，单台 135MW，已在国内落
户，列入中美能源合作计划。业主是国家电投，EPC 总包商是上海
电气电站集团、美国 BrightSource 亮源公司双方合资成立的上海电
气亮源光热工程有限公司。
看好 EPC 总包商和大型发电集团类运营商
光热的产业链较长，涉及的设备种类多达上百个。光热电站中
的设备大多是火电、太阳能热水器、化工等传统产业的延伸。凭借
良好的传统产业基础，我国光热设备的国产化率已可达 90%以上，
所缺少的主要是实际项目的应用验证。光热电站涉及集热、传热、
蓄热、常规发电等多个子系统，对跨专业、跨领域的电站整体设计
和系统集成技术要求比较高，因此 EPC 总包集成成为了光热电站
建设过程中技术含量最大、利润额也最高的核心部分。另外，考虑
到光热项目投资规模较大以及电站运营对技术要求较高的特点，大
型发电集团在电站运营这个环节上更具优势。推荐东方能源、上海
电气、首航节能。
分析师
张 玲 ：（8610）6656 8643
执业证书编号：S0130514020003
特此鸣谢
于化鹏：（8610）83571395
对本报告的编制提供信息
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
投资概要：
驱动因素、关键假设及主要预测：
我国目前在建、规划中和在开发的商业化光热发电项目的总装机已超过 300 万千瓦，但由
于电价政策迟迟不能落实因此进展一直以来比较缓慢，截至 2014 年年底已并网的只有 18MW。
我们认为随着示范项目电价核定方案的落地以及成本的逐渐下降，光热项目的经济性将越来越
好。项目开发商的投资热情得到激发之后，超出 2020 年 300 万千瓦的原设发展目标将是大概
率事件。结合近期出台的张家口可再生能源示范区发展规划，仅张家口一地 2020 年的规模就
达到 1GW，考虑到西北具备张家口类似资源条件的地区有很多，我们认为十三五规划中或对
2020 年 300 万千瓦的原有目标值进行上调。
根据水规院的资源调查和测算，考虑电网的送出和消纳、场址建设条件等因素，中短期内
具备开发条件、能够确定具体场址的规模有 1280 万千瓦。根据该院的初步研究结果，到 2020
年，全国光热发电开工规模累计可达 1000 万千瓦、并网规模累计可达 500 万千瓦。按每瓦 20
元投资来计算，1000 万千瓦的光热项目将带来 2000 亿元的巨额投资。
我们与市场不同的观点：
市场认为光热与光伏之间是竞争的关系。我们认为光伏和光热在未来的发展中将是一种共
生、互补的关系。随着光伏发电的比重逐渐加大，其不稳定、间歇性的出力特性越来越成为一
个威胁，这也正给光热发电带来了机会。光伏发电的占比越高，对可以移峰填谷、平滑出力的
储能的需求就越大。而光热发电正好具备成本低、效率高、寿命长的储能功能，光热与光伏互
补开发的模式将借助光热的可调节性和持续性来缓解光伏发电不稳定的问题。
市场担心国家层面没有将光热放在能源体系中关键一环的位置上，在激励政策上会持续低
于预期。我们认为从政府的角度来看，大力发展光热第一是能够促进能源结构向可再生能源的
转型；第二是能够利用光热廉价的储能功能实现调峰电源的作用，缓解光伏和风电出力不稳定
的问题，使整个可再生能源板块对电网来说变的更加友好；第三是美国、西班牙等传统强国的
光热产业由于政策原因已经陷于停滞，我国适时的推动光热产业发展正可以趁机占领这个战略
至高点；第四是可以通过发展光热解决我国火电设备、钢材、玻璃、水泥等行业的产能过剩问
题。近期能源局下发的《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》已经表明了国家坚定发
展光热的决心。
行业估值与投资建议：根据水规院的初步研究结果，2020 年将累计开工光热项目 10GW，
市场空间可达 2000 亿元，光热行业的大爆发已近在眼前。基于光热行业涉及的产业链长、对
总包集成的要求高以及投资规模大的特点，看好 EPC 总包商和发电集团类电站运营商，推荐
东方能源、上海电气、首航节能。
行业表现的催化剂：光热示范项目电价核定方案落地：十三五规划中对 2020 年光热的装
机目标进行大幅上调。
主要风险因素：光热示范项目建设推进不顺利。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
目 录
一、出力平滑可调的光热发电是电网友好型新能源 ....................................................................................................... 3
（一）光热发电与光伏发电同为利用太阳光发电但出力更平滑 .................................................................................... 3 （二）光热的储热功能有利于改善电网的稳定性 ............................................................................................................ 5 （三）光热电站具有经过项目验证的超长寿命期 ............................................................................................................ 6 （四）光热发电在全生命周期内产生的污染和排放少 .................................................................................................... 7
二、全球积极推动光热产业发展，光热总装机已达 4.5GW.......................................................................................... 9
（一）2014 年底全球光热项目总装机容量已达 4.5GW .................................................................................................. 9 （二）西班牙：曾依靠上网电价政策实现大发展但目前已陷入沉寂 ............................................................................ 9 （三）美国：可再生能源配额+税收抵免+贷款担保助推光热产业发展 ...................................................................... 11 （四）新兴市场光热发电通过竞争性项目招标制开始崛起 .......................................................................................... 12
三、示范项目崛起，光热的发展将复制 2011 年的光伏 ............................................................................................... 15
（一）截至 2014 年底我国光热并网装机容量为 18MW ................................................................................................ 15 （二）政策驱动下示范项目开始崛起 .............................................................................................................................. 16 （三）光热目前的发展阶段类似 2011 年的光伏 爆发即将来临 .................................................................................. 19
四、看好 EPC 总包商和大型发电集团类运营商........................................................................................................... 23
（一）光热产业链长、涉及的设备和专业多 .................................................................................................................. 23 （二）凭借良好的传统产业基础、设备国产化率可达 90%以上 .................................................................................. 24 （三）看好 EPC 总包商和项目运营商，推荐上海电气、首航节能、东方能源 ......................................................... 25
五、重点推荐公司 ............................................................................................................................................................ 28
（一）东方能源（000958）：跨区域整合集团新能源资产，国家电投清洁能源平台呼之欲出 ............................... 28 （二）上海电气（601727）：围绕“一带一路”国家战略，进军全球市场 .............................................................. 29 （三）首航节能（002665）：电站空冷和光热双领域龙头，未来受益光热市场的大爆发 ...................................... 30
六、附录 ............................................................................................................................................................................ 31
（一）我国商业化光热电站项目的实施进度 .................................................................................................................. 31 （二）光热发电具有槽式、塔式、菲涅尔式和碟式四种技术路线 .............................................................................. 34 （三）塔式技术路线的应用前景最广阔 .......................................................................................................................... 37 （四）塔式技术的市场份额正在快速提高 ...................................................................................................................... 39
插 图 目 录 ...................................................................................................................................................................... 40
表 格 目 录 ...................................................................................................................................................................... 41
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
一、出力平滑可调的光热发电是电网友好型新能源
光热发电可以搭配廉价的储热系统实现稳定、平滑、可调节的出力特性，改善地区电网的
稳定性，是电网友好型的新能源。光热发电具有经过项目验证的超过 30 年的寿命期，且全生
命周期内的污染和排放水平远低于其他类型的电源。世界未来的主导能源必然是可再生能源，
而且必须是可调度的可再生能源，因为只有可调稳定的电力才能充当电网的主力电源。光热发
电凭借其平滑可调的出力特性未来有望与传统化石能源竞争主力电源供应的角色。
（一）光热发电与光伏发电同为利用太阳光发电但出力更平滑
光热发电与光伏发电都是利用太阳光发电，但发电原理有所不同。光伏发电是用太阳光中
的可见光形成光电子，使用半导体吸附并形成电流，实现发电。可见光伏的能量转化过程是从
太阳能直接转化为电能。而光热发电的原理是用聚光器将低密度的太阳光转换成高密度的太阳
光，再使用高密度的太阳光将集热器中的介质加热到非常高的温度，然后用汽轮机把这部分热
能转换为机械能，最后用发电机从机械能转化为电能。光热发电的能量转化过程更类似传统化
石能源，都是先将能量来源转化为热能，再通过汽轮机和发电机将热能转化为电能。
图 1、光热发电能量转化示意图
资料来源：中国银河证券研究部整理
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
表 1、光热发电与光伏发电的对比
利用形式 光热发电 光伏发电
发电原理 将太阳光中的热能转化为动能并使用汽
轮机进一步转化为电能
用太阳光中的可见光形成光电子，使用半
导体吸附并形成电流，实现发电
对太阳光的利用 法向直接辐射，对太阳光资源要求高 全辐射，对太阳光资源要求相对低
发电利用小时数 不带储热：1000-2000
带储热：3000-5000 1000-2000
占地面积（平方米
每兆瓦） 35-40 25-30
转化效率 12%-25% 10%-20%
应用领域 大规模集中式发电 集中式、分布式均可
地域选择 对地面坡度、水资源要求高 地域上相对不受限制
储能系统 使用熔融盐等材料进行热存储，寿命长、
损耗小、成本低
使用电池进行能量存储，寿命短、损耗大、
成本高
产业化水平 初步 产业化程度高
原材料 玻璃、钢铁、混凝土等常见材料 晶硅、碲化镉等稀有元素
安装和运营 要求高、难度较大 模块化产品，安装和运营较容易
资料来源：中国银河证券研究部整理
光伏发电具有间歇、不稳定的特点，太阳辐射强度的变化、阴天下雨等突发天气状况都会
引起电站出力的剧烈波动。而光热发电可以通过储热和天然气补燃两种手段实现更为平滑的出
力特性：
图 2、光热发电与光伏发电的出力特性比较（CSP 为光热、PV 为光伏）
资料来源：中国银河证券研究部整理
储热：光热电站可配置蓄热系统，在白天把一部分太阳能转化成热能储存在蓄热系统中，
在夜间没有光照或白天阳光被云层遮挡的时候将蓄热系统中储存的热能用于发电来实现连续
的电力输出。同时也可以使电力输出更加平滑、出力的波动性更小。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
天然气补燃：光热电站采用汽轮机等常规热功转化设备进行热功转化驱动发电机发电，
易于与燃煤、燃油及天然气等发电系统进行衔接和配合。光热电站可通过补燃或与常规火电联
合运行改善出力特性，实现在夜间持续发电。
图 3、带储热装置的光热发电系统 图 4、带有储热及补燃系统的太阳能热发电系统出力特性
资料来源：中国银河证券研究部整理
通过储热和天然气补燃来实现连续稳定的电力输出是光热发电相比于光伏等可再生能源
发电方式的最大优势。这种优势一方面使光热发电成为稳定、平滑、可调的电源，另一方面也
使其有能力承担基础负荷，具备了完全替代传统化石能源的能力。
（二）光热的储热功能有利于改善电网的稳定性
近年来，光伏、风电等可再生能源在我国能源结构中所占的比重增长很快。由于光伏、风
电本身是不可调的，因此为了保持电网中发电与用电的平衡，其他电源就需要跟随光伏风电出
力的波动进行调节。当电网中风电光伏比重越来越大而可调节资源又不足时，弃风、弃光就不
可避免。
除了弃风、弃光以外，由于风电和光伏是间歇性电源，因此它们实际上不能替代燃煤机组
的装机容量，所以在光伏和风电比重大的电力系统中，必须要同时建设一定规模的燃煤电站作
为旋转备用来保证随时可以在间歇性电源不能供电时使用。而当燃煤电站作为旋转备用时，机
组的煤耗率会显著增高，发电利用小时数也会大幅减少，经济性严重下降。
风电、光伏不稳定的出力特性降低了电网运行的稳定性，这也正给光热发电带来了机会。
光热发电具备成本低、效率高、寿命长的储热功能，一方面光热发电可以为电网提供实实在在
的稳定电能；另一方面是可以通过储热为电网提供调频、旋转备用等辅助服务，增加整个电
网的可调节资源、改善电网的稳定性，解决弃风、弃光问题，还可以降低电力系统对燃煤电站
作为旋转备用的需求。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
图 5、光伏光热互补发电系统的 24 小时发电出力示意图（STE 为
光热）
图 6、光热发电可提高电网对光伏发电的接纳能力
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
中国电科院新能源研究所曾经做过计算，以西北某地区 2020 年光伏规划装机 1000 万千瓦
为测算背景。如果在此基础上再增加 200 万千瓦的光伏装机，则弃光率将高达 13.02%，但如
果新增的 200 万千瓦是带 2 小时储热的光热电站，弃光率可下降到 10.17%。如再将光热电站
的储热时长增加到 10 小时，弃光率可进一步下降到 5.82%。可见光伏和光热互补开发的模式
借助光热的储热功能改善了电网的稳定性，提高了电网的光伏发电消纳能力。同时，这种模式
下的度电成本也将比单纯建设一个光热项目更低。沙特国际电力公司预测光伏光热互补发电技
术在未来 20 年内可以满足中东和北非地区新增电力需求中的一半。（目前，光伏和光热互补
开发的案例正逐渐增多，如 SolarReserve 在南非开发的 RedStone 塔式项目即是一个较大的案
例。装机 100MW 的 Redstone 塔式光热项目紧邻 SolarReserve 已开发的 75MW 的 Lesedi 光伏电
站和 96MW 的 Jasper 光伏电站。这三个电站在一起成为全球第一个混合了光伏和光热发电的
大型太阳能园区，总装机已达到 271MW）
（三）光热电站具有经过项目验证的超长寿命期
光热电站的老化速度慢，具有经过实际项目验证的超过 30 年的寿命期。世界第一座光热
电站是 1984 年于美国加利福尼亚莫哈维维沙漠建成的 SEGS 电站，至今已连续运行 30 余年，
目前仍在稳定运行。根据运行现状推断其寿命将可能达到 40 年甚至 50 年。除了日常的运营维
护以及对破损的反射镜、集热管等设备进行过一些更换外，SEGS 电站并未产生太多设备更新
和维修方面的投资。
0.00%
2.00%
4.00%
6.00%
8.00%
10.00%
12.00%
14.00%
光伏 光热（2小时储
热）
光热（4小时储
热）
光热（10小时
储热）
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
表 2、美国加利福尼亚 SEGS 电站相关运行数据
电站名称 SEGS1、2 号电站 SEGS3、4、5、6、7 号电站 SEGS8、9 号电站
电站类型 槽式 槽式 槽式
投运时间 1984-1985 1986-1988 1989-1990
装机容量 13.8MW、30MW 30MW*5 80MW*2
发电效率 9.5%-10.5% 11.0%-12.5% 13.80%
单位造价 3800-5000 美元/千瓦 3200-3800 美元/千瓦 2890 美元/千瓦
发电成本 27 美分/度 18 美分/度 14 美分/度
资料来源：中国银河证券研究部整理
在所有的发电方式中，光热发电的寿命期仅低于核电，与火电和水电持平，明显高于光伏
和风电，是寿命期最长的可再生能源。
表 3、各类型电源的寿命期
电源类型 项目寿命
核电 40 至 60 年
光热 30 年（可能延长到 50 年）
火电 30 年
水电 30 年
风电 20 年
光伏 20 年
资料来源：中国银河证券研究部整理
（四）光热发电在全生命周期内产生的污染和排放少
光热发电从生产到应用到维护的整个生命周期内都几乎没有污染源存在。除了槽式光热发
电导热油的泄露会造成一定环境影响外，其它所有组件、原材料的生产和应用过程均是安全、
无污染的，是真正的绿色能源。而另一种太阳能利用方式光伏发电虽然在后端的发电环节是绿
色的，但在前端的电池板生产过程中存在高耗能、高污染。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
图 7、不同发电方式生命周期内 CO2 排放的比较（g/kWh）
资料来源：中国银河证券研究部整理
从二氧化碳排放的角度来看，光热电站全生命周期二氧化碳排放仅为 12g/kWh，远远低于
其他发电方式。
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
煤电 天然气发电 光伏 风电 光热
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
二、全球积极推动光热产业发展，光热总装机已达 4.5GW
截至 2014 年底，全球光热发电的累计装机容量达到 4.5GW。其中，西班牙和美国两大传
统市场仍占到 90%的比重。西班牙曾依靠较高的上网电价水平实现了光热的大发展，但后期
由于财政负担过重政府减少了对光热的补贴，致使近两年该国的光热产业陷于沉寂。美国依靠
可再生能源配额制以及税收优惠和贷款担保政策推动了光热产业的发展，成为 2014 年新增装
机容量最大的国家，但由于税收优惠政策 2016 年到期之后是否会延续面临不确定性，因此美
国许多规划开发的项目都已暂停开发。南非、印度、摩洛哥等新兴市场在逐渐崛起，其 2015
年新增装机将首次超过美国和西班牙两大传统市场。新兴市场在发展光热产业时大多采用的是
竞争性项目投标制，根据中标电价的高低来决定项目的上网电价，南非还专门为光热项目设计
了峰谷电价机制，以充分凸显光热发电技术稳定可调的优势。
（一）2014 年底全球光热项目总装机容量已达 4.5GW
自 2008 年以来，全球光热发电的发展开始提速。根据 CSPPLAZA 的统计，截至 2014 年
底，全球累计光热发电装机容量达到 4.5GW，同比增长 32%，2008 年至 2013 年装机容量的年
负荷增长率约为 45%，全球建成的光热发电项目数量总计已超过 120 个。
新增装机方面，2014 年当年新增光热发电容量 1.10GW。其中，美国新增了 802MW，西
班牙和印度各新增了 150MW，而其余国家的新增装机规模均比较小。
图 8、2006-2014 全球光热项目累计装机容量（MW） 图 9、2014 年全球光热项目的地域分布
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
地域分布方面，世界光热发电仍主要集中在西班牙和美国。截至 2014 年底，西班牙光热
发电装机容量 2.36GW，占全球光热发电装机容量的 52%；美国光热发电装机容量约为 1.72GW，
占总装机容量的 38%。印度和阿联酋的装机容量也相对较高，分别为 205MW 和 100MW，而
剩余所有国家的装机容量总和只有 146MW。
（二）西班牙：曾依靠上网电价政策实现大发展但目前已陷入沉寂
西班牙是光热项目总装机容量最大的国家，截止到 2014 年底累计装机容量为 2.36GW，
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
52% 38%
5% 2% 3%
西班牙
美国
印度
阿联酋
其他
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
2014 年西班牙光热发电量达到 50.13 亿度，占全国总用电量的比重为 2.1%。
西班牙光热产业的启动始于 2007 年，当年西班牙政府颁布了 RD661 法案，该法案为光热
电站提供了两种不同的上网电价：1、固定电价：电站运行前 25 年执行 0.28 欧元/kWh 电价，
之后执行 0.23 欧元/kWh 电价；2、浮动电价，上网电价取决于市场，但设定最低和最高两个
限额，分别是 0.27 欧元/kWh 和 0.36 欧元/kWh。由于浮动电价更有利可图，因此几乎所有的
光热电站运营商都选择了浮动电价进行售电。
图 10、2008-2014 西班牙光热项目累计装机容量（MW） 图 11、2009-2014 西班牙光热发电量（GWh）
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
得益于 RD661 法案中有利可图的电价水平，西班牙光热产业迅速进入了大规模发展期，
很短时间内即涌现出了大量项目，累计光热装机容量在四年间从 2008 年的 61MW 暴增至 2012
年的 1925MW，增长超过 30 倍。由于槽式技术具有经过验证的超过 30 年的运行寿命，银行
在融资时也更倾向于技术更成熟的技术路线，因此槽式技术成为了西班牙绝大多数投资商的选
择。
表 4、西班牙的光热政策演变过程
时间 政策
2007 年
RD661 法案为光热电站提供了两种不同的上网电价：1、固定电价：电站运行前 25 年执行 0.28
欧元/kWh 电价，之后执行 0.23 欧元/kWh 电价；2、浮动电价，最低和最高限额分别是 0.27
欧元/kWh 和 0.36 欧元/kWh。
2012 年 1、对光热电站征收 7%的能源税；2、对原有电站的辅助燃气发电部分取消了电价补贴
2013 年 取消浮动电价制，上网电价统一按较低的固定电价执行
资料来源：中国银河证券研究部整理
西班牙政府自导自演了本国光热产业的兴衰。由于为光热项目给出的电价水平过高，而光
热发电量又与日俱增，西班牙的财政逐渐变得不堪重负，2011 年西班牙的财政赤字高达 1224
亿美元。为了消减财政赤字，西班牙政府 2011 年决定停止对新开发的光热项目进行补贴。随
后对于已建成的光热电站，西班牙政府也出台了多项政策降低对其的财政补贴，致使原有电站
的收益减少了 37%，部分电站甚至开始亏损。在政策急剧转向的背景下，西班牙的光热产业
进入了低谷期，年新增装机容量从 2012 的 1GW 降至 2014 年的 150MW，现已基本没有在建
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2000
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2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
0
1000
2000
3000
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5000
6000
2009 2010 2011 2012 2013 2014
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
的光热电站。
（三）美国：可再生能源配额+税收抵免+贷款担保助推光热产业发
展
美国是最早建设光热电站的国家，早在 1983 年到 1991 年的 8 年间，在美国加利福尼亚州
Mojave 沙漠就相继建成了槽式光热 SEGS1 号到 9 号电站，总装机容量达 35.38 万千瓦，并入
加州电网后运营至今。美国也是 2014 年新增光热装机最多的国家和拥有世界最大光热电站的
国家，2014 年美国新增光热装机 802MW，占全球的 73%，其中 Ivanpah 塔式电站装机容量高
达 392MW，是全球装机容量最大的光热电站。
图 12、2012-2014 美国光热装机容量变化（MW）
资料来源：中国银河证券研究部整理
美国不像西班牙有统一的上网电价政策，而是围绕着可再生能源配额制（RPS）制定了一
系列激励政策，包括能源部贷款担保计划和太阳能投资税收优惠政策（ITC）等。可再生能源
配额制是指政府给电力公司分配任务指标，要求他们所发出的电力中必须有一定比例的部分来
自于可再生能源。按照可再生能源配额制的规定，电力公司必须与可再生能源发电公司签署购
售电合同（即 PPA），保证在电站二十余年的生命周期内以购电协议价购买可再生能源电力。
表 5、美国的光热发电政策
类别 政策
税收优惠 太阳能投资赋税优惠政策（ITC）：有效期至 2016 年底，对商业和家用太阳能电站或系统提
供高达 30%的税收优惠
贷款担保
1703 号：用于为可再生能源、洁净煤技术、核能、输变电和节能高效项目提供贷款担保，规
则允许信贷补贴成本可由借款人、纳税人或两者联合支付
1705 号：用于为可再生能源项目和节能高效项目提供贷款担保
资料来源：中国银河证券研究部整理
贷款担保方面，美国能源部对 5 个太阳能热发电项目提供了共计 50.87 亿美元的贷款担保，
有效解决了太阳能热发电项目由于初期投资大而融资困难的问题。税收优惠方面，30%税收优
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
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2012 2013 2014
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
惠政策（ITC）有效保证了项目的投资回报。在配额制、贷款担保、税收优惠等政策的推动下，
美国光热发电累计装机容量快速从 2012 年的 571MW 增长至 2014 年的 1720MW，达到了 2012
年的 3 倍。但 2015 年美国光热发电市场存在较大变数，即将投运的 110MW 新月沙丘塔式熔
盐电站可能是今年美国最后一个开发的光热发电项目。由于美国税收优惠（ITC）政策将于 2016
年年底到期，后期是否会延续存在不确定性，因此 Palen 电站等其它规划开发的项目都已暂停
开发，美国市场需要等待政策的进一步明朗。
表 6、美国的 Sunshot 计划
部分 2020 年技术指标的目标值 2010 年 LCOE 2020 年 LCOE
镜场 成本≤$75/m2，光学误差≤3mrad，风速≥85MPh，寿命≥30 年 9 美分 2 美分
传热、吸热
吸热器（传热介质出口温度≥650℃，热效率≥90%，寿命≥1 万
次循环，成本≤$150/kWth）、传热流体（热稳定性≥800℃，Cp
≥3J/g-k， 熔点 Pt≤250℃，52 成本≤$1/kg）
3 美分 1 美分
发电部分 净循环效率≥50%，空冷，成本≤$1200/kWe 4 美分 2 美分
储热 发电循环入口温度≥600℃，（火用）效率≥95%，成本≤$15/kWht 5 美分 1 美分
合计 21 美分 6 美分
资料来源：中国银河证券研究部整理
虽然目前美国对于光热发电仍然有着较多的激励政策，但美国政府的目标是到 2020 年光
热发电能够实现无补贴上网。为了实现这一目标，美国能源部启动了 Sunshot 计划，计划到 2020
年将光热项目的度电成本（LCOE）由 2010 年的每度电 21 美分下降至 6 美分。在迈向最终每
度电 6 美分目标的道路上，美国已经取得了一定的进展，目前带储热的光热项目的度电成本已
被削减至每度电 13 美分。
（四）新兴市场光热发电通过竞争性项目招标制开始崛起
虽然在运的光热装机中，仍以美国和西班牙两大传统市场为主。但从 2015 年开始，以南
非、摩洛哥、印度为代表的新兴市场在建光热装机将开始释放。预计 2015 年新兴市场的新投
产装机容量将首次超过美国和西班牙两大传统市场。不同于西班牙固定式的上网电价补贴政策，
新兴市场在发展光热产业时大多采用的是竞争性项目投标制，根据中标电价的高低来决定各个
项目最终的上网电价。我们以政策制定得当、光热项目推进顺利的南非为例,介绍竞争性项目
招标制的运行机制。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
表 7、主要光热发电市场 2015 年项目建设装机
国家 在建装机（MW） 拟开建装机（MW） 备注
美国 110 0 需要等待 2016 年之后的税收优惠政策明确
西班牙 0 0
南非 200 300 在建装机不包括 3 月已投运的 100MW KaXu Solar One 槽式电站
摩洛哥 160 350
印度 270 --
中国 70 320 政策若落地将有更多项目开建
以色列 121 120
智利 110
资料来源：中国银河证券研究部整理
南非的可再生能源目标通过可再生能源独立发电商采购计划（REIPPP）计划实行，该计
划的实质是竞争性项目招标制。招标过程中，投标电价的高低是决定谁可以成为中标人的主要
标准，所占权重高达 70%，但非价格评价标准仍占到 30%的权重，包括国产化率、技术水平、
项目开发商的过往业绩等。
随着技术进步和越来越多的厂商加入竞争，南非光热项目的中标电价呈逐步下降的趋势。
第 1 轮光热发电项目平均中标电价为每度电 22 美分，第 2 轮光热发电项目平均中标电价约为
每度电 21 美分。第三轮招标中，由美国 SolarReserve 和沙特 ACWA 领衔组成的联合体获得了
装机 100MW 的 Redstone 塔式光热发电项目的开发权，该项目的投标电价为第一年每度电 12.4
美分，剩余合同期内收购电价为每度电 15 美分，几乎只是上两轮光热发电项目招标电价的一
半。
图 13、南非三阶段光热项目中标结果（红色为上限电价、蓝色为实际中标电价）
资料来源：中国银河证券研究部整理
南非的竞争性项目招标制的两大特点是上限电价制和分时电价制：
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
上限电价制：在招标时，南非政府给投标方规定了上限电价，投标方在投标时的项目电
价不能高于这一上限电价。由于南非对项目投标方和项目技术性能的要求比较严格，因此没有
出现过于激烈的压价竞争，最终的项目中标电价仅仅比上限电价略低。
表 8、南非三阶段光热项目中标电价统计
第一阶段 第二阶段 第三阶段
时间 2011 2012 2013
上限电价（欧元每 MWh） 190 190 110
中标价与上限电价的差额 5.8% 11.9% 1.3%
资料来源：中国银河证券研究部整理
分时电价制：2013 年，南非政府宣布给予光热发电两种不同的电价，即日常电价和可调
电价，以鼓励储热型光热发电项目的开发。可调电价即在用电高峰期发电的电价，南非划定的
用电高峰期大致为下午四点半到晚上九点半的五个小时。日常用电期为上午四点半到下午四点
半的 12 个小时，这期间执行相对较低的日常电价。而在晚上九点半到上午四点半的 7 个小时
内，光热发电发出的电力将不给予电价支持。这一机制从调峰电源的角度出发给予了光热项目
峰谷电价的政策支持，凸显了光热发电技术稳定可调的优势，使其有能力与光伏等不稳定可再
生能源展开竞争。
在竞争性项目招标制和分时电价等激烈政策的推动下，南非的各大光热项目进展顺利。预
计到今年年底，南非总装机容量将突破 200MW。同时，南非 REIPPPP 第三轮中标项目 100MW
的 Xina Solar One 槽式电站也正在建设中，100MW 的 Ilanga CSP 1 槽式电站和南非 REIPPPP
第三轮 B 段招标 100MW 的 Kathu CSP 槽式电站、100MW 的 Redstone 塔式电站预计也将于今
年开工建设。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
三、示范项目崛起，光热的发展将复制 2011 年的光伏
虽然我国储备的光热项目总计已超过 3GW，但截至 2014 年底已并网的光热装机仅为
18MW。光热行业在我国发展迟缓的原因是电价政策一直没有得到落实造成光热项目不具备投
资经济性。随着国家能源局《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》的下发，约 1GW
规模示范项目的具体电价核定方案将很快落地，示范项目的开发将进入实质性阶段。2011 年
光伏标杆电价政策出台后当年的装机容量同比增长 768%,我们认为目前光热行业的发展阶段
极其类似 2011 年的光伏,迎来行业爆发期。光热行业的成本下降空间巨大，未来伴随着成本端
的快速下降，光热电站的投资回报率将逐渐走高，电站运营变得有利可图之后行业的黄金发展
期将真正来临，而目前 1GW 左右的示范项目仅仅是个开始。
（一）2014 年底我国仅 18MW，全球最先进的塔式技术已落户国内
我国光热产业的发展走过了技术起步、科学试验和商业示范三个阶段。20 世纪 70 年代，
部分国内的科研院所就开始进行光热发电应用技术基础研究。80 年代起，我国开启了光热发
电试验示范项目的建设的序幕，首个试验示范项目是延庆八达岭塔式光热示范项目，装机容量
为 1MW，于 2012 年年底建成投运。2013 年，我国光热产业由科学试验阶段转入了商业示范
阶段，第一个商业运营项目-中控德令哈一期 10MW 塔式光热电站于 2013 年 7 月并网发电，
项目至今已连续运行两年，2014 年全年实现发电量 800 余万度。
截至到 2014 年，我国光热并网装机容量约为 18MW（另一统计口径为 13.88MW，差别不
大）。除了中控德令哈一期 10MW 项目为商业示范项目外，其余并网项目均为科学试验项目，
装机容量都在 1MW 以下。
表 9、截止到 2014 年底我国已建成的光热电站
项目名称 项目方 装机规模 建成年份
德令哈 10MW 塔式示范电站 中控太阳能 10MWe 2013
延庆 1MW 塔式热发电实验平台 中科院电工所 1MWe 2012
江苏江阴 1MWe 塔式光热发电示范项目 润阳储能等 1MWe 2014
河北宣化 2*400 米菲涅尔回路示范 北京兆阳光热 1MWe 2014
三花内蒙古 1MW 碟式光热示范项目 三花 1MWe 2013
益科博三亚 1MW 模块定日阵示范项目 益科博 1MWe 2012
德令哈 1.6MWth 槽式回路 中广核太阳能 1.6MWth 2013
德令哈 1.6MWth 菲涅尔回路 中广核太阳能 1.6MWth 2013
三亚 1.5MWth 菲涅尔式示范项目 华能 1.5MWth 2012
内蒙古乌拉特中旗 600 米 1.6MWth 槽式回路 龙腾太阳能 1.6MWth 2013
甘肃嘉峪关大唐 803 燃煤电厂 10MW 光煤互补一期 1.5MWth 项目 大唐&天威太阳能 1.5MWth 2014
西藏柳梧新区 1MW 聚光太阳能分布式热电联供示范项目 兰州大成 1MWth 2014
首航光热公司天津 1MWth 槽式项目 首航光热 1MWth 2014
海南乐东县尖峰镇 180kWth 菲涅尔海水淡化示范项目 上海骄英能源和海南惟
德能源 180kWth 2013
鄂尔多斯乌审旗 100kW 碟式太阳能光热示范电站项目 鄂尔多斯华原集团、 100kWe 2012
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Cleanergy、宏海新能源
180kW 槽式光热发电项目 国电青松吐鲁番新能源 180kWe 2011
2 列各 150 米槽式集热系统 兰州大成 200kWe 2012
2 列各 96 米线性菲涅耳集热系统 兰州大成 2014
延庆 124 米槽式太阳能集热系统 皇明太阳能 —— 2010
海南临高 200 平方米光热发电与海水淡化联合示范项目
海南天能电力、中科院
电工所和北京寰能天宇
科技
—— 2013
青海德令哈 124 米槽式（RP3）光热项目 成都博昱新能源 —— 2015
哈尔滨河柏小区既有建筑绿色化改造国家示范项目中太阳能光热供暖项目【360
㎡槽式（RP1）】 成都博昱新能源 —— 2014
资料来源：CSPPLAZA,中国银河证券研究部整理
根据国家可再生能源信息中心的数字，截至 2014 年底，我国太阳能热发电项目已核准（备
案）的总体规模为 1448MW，加上今年以来数个新的获备案项目，总的已获核准（备案）的
项目规模预计在 1800MW 左右。根据 CSPPLAZA 的统计，如果再加上已在规划中但尚未开展
前期工作的项目，则项目总装机容量接近 4GW。（见附录一）
表 10、我国光热项目进度统计
项目数量 装机容量
建成 6 座 13.88MW
获核准（备案） 20 余座 1800MW
规划中尚未开始开展前期工作 -- 2GW 左右
总量 约 50 座 接近 4GW
资料来源：中国银河证券研究部整理
在已核准备案的项目中，今年将开工的最大规模电站是国家电投集团下属黄河水电公司在
青海德令哈的 2*135MW 塔式电站。该项目隶属于《2014~2015 中美可再生能源合作工作方案》，
于 2013 年 6 月份签署谅解备忘录，远期规划为 6×135MW，一期装机 2×135MW。上海电气
电站集团、美国 BrightSource 亮源公司双方合资成立的上海电气亮源光热工程有限公司为该项
目的 EPC 总包商。今年 6 月，黄河水电公司已与青海海西州德令哈市人民政府签署了项目开
发协议。目前该项目已完成了开工前的所有准备工作，待集团层面审批通过后即可马上开工。
（二）政策驱动下示范项目开始崛起
电价政策尚未落实致使我国光热产业发展较为迟缓
虽然我国储备的项目资源已经很丰富，但实际进展却非常缓慢。如上节所述，截止到 2014
年我国并网光热装机尚不足 20MW，远远低于美国、西班牙，在新兴市场中也落后于南非、
印度、摩洛哥等国。距离国家能源局所提出的“十二五”末期建成光热装机容量 1GW 的目标
也非常遥远。
光热项目建设进度慢的原因主要是电价政策迟迟未能得到落实。在国家没有上网电价政策
的情况下，工程项目的投资回报不确定性极大，严重影响投资方尤其是大型央企的决策；另一
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
方面，银行在没有电价的情况下也不批贷款，工程项目的融资困难重重。虽然国家希望能有一
批商业化的电站来摸清实际的度电成本，但在没有电价政策的前提下投资方不会有动力去投资
建站。电价政策陷入了先有鸡还是先有蛋的循环之中。
我国曾尝试通过特许权招标确定项目电价，但由于制度设计不完善以失败告终
为了确定合理的上网电价，我国曾尝试过南非等新兴市场国家普遍使用的项目竞争性招标
的模式。2010 年能源局开展了内蒙古鄂尔多斯 50MW 光热发电特许权项目的招标工作，希望
能像光伏、风电一样，通过几轮特许权项目的招标工作，摸清光热发电的合理上网电价，制定
实施光热发电的固定上网电价。鄂尔多斯 50MW 太阳能热发电项目招标公告发布后，有大唐
新能源、中广核太阳能和国电电力三家参与投标。大唐新能源报出了最低电价 0.9399 元/千瓦
时，最终成功中标。但由于该中标电价过低，项目经济性严重不足，因此 4 年后的今天，虽然
特许经营权早已过期，但该项目仍未动工。
鄂尔多斯 50MW 项目招标模式的尝试以失败告终。原因第一是当时的项目采用的是 100%
低价中标的模式，没有像南非一样在考虑价格的同时，同时考虑项目方技术能力、项目实际建
设成本等因素；第二是投标规则设置不够严格，没有设置逾期罚款、逾期不建不予退还项目保
证金并同时收回项目开发权等规定，致使项目开发方的违约成本过低；第三是产品供应商和总
包商过于乐观，对光热项目开发的难度没有充分的认识，过低的报价实际上没有可行性。
2013 年开始酝酿光热发电示范项目 2014 年首个示范项目获批 1.2 元每度的电价
招标模式失败后，2013 年 4 月，国家能源局决定尽快开展光热发电示范工程的建设，委
托电力规划设计总院为主导单位编写完成了“光热发电示范工程的技术条件及实施方案”。
表 11、光热示范项目政策的酝酿过程
时间 内容
2013 年 4 月 国家能源局委托电力规划设计总院为主导单位编写完成了“光热发电示范工程的技术条件及实施方案”
2014 年 2 月 国家能源局会同国家发改委价格司组织各大光热发电项目开发商和相关单位召开了光热发电示范项目电价政策座谈会
2014 年 6 月 媒体报道国家能源局已基本确定了我国光热发电产业发展的进度表，即 2014 年-2016 年通过示范电价政策扶持完成一批
商业化示范项目建设，2017 年进入大规模开发建设阶段
2014 年 8 月 国家发改委已批复我国首个光热发电示范项目中控德令哈 10MW 塔式电站上网电价为 1.2 元/kWh，这是我国光热发电项
目首次获得正式的上网电价
2014 年 12 月
国家能源局在两会提案复函中表示：通过组织一定规模的商业化示范项目建设，形成覆盖工程设计、设备制造、工程建
设、运行管理的全套技术，在此过程中促进光热发电提高技术水平和降低成本。在示范项目建成后，将对实际项目进行
评估，明晰太阳能热发电成本价格，并根据太阳能产业发展情况适时出台统一的上网电价政策
2015 年 6 月
国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏表示：能源局一直积极地推动示范项目的建设，也制定了工作方案，提
出了技术条件，只要决策层明确了政策、确定了近期建设的规模，很快就可以启动示范项目，现在离真正启动中国光热
发电市场时间已非常的临近。
2015 年 7 月 国家能源局副局长刘琦在青海召开光热座谈会，表示年底前一定要启动示范项目，并将加快与发改委价格司的沟通，出
政策特别是示范项目的电价方案
2015 年 7 月 国务院批复《河北省张家口可再生能源示范区发展规划》，在该示范区建成一批光热发电项目，到 2020 年实现 100 万
千瓦光热发电装机，到 2030 年实现 600 万千瓦光热发电装机,要试点光热发电价格，逐步形成光热发电价格体系
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2014 年上半年，能源局、发改委价格司等部门又组织召开了两次示范项目建设的专题研
讨会。当年 8 月，发改委批复了我国首个光热发电商业示范项目-中控德令哈 10MW 塔式电站
上网电价为 1.2 元/kWh。中控德令哈电站是 2013 年 7 月建成的，在并网发电的一年之后获批
正式的上网电价使其开创了“先建成项目再获得电价”的先例。项目开发商们相信中控德令哈
的先建项目再拿电价的模式是可以复制的，投资热情也因此被激发起来，首航光热、兆阳光热、
中广核集团的数个光热项目纷纷开建。
2015 年 9 月能源局正式下发文件 示范项目建设进入实质性阶段
进入 2015 年后，启动光热示范项目大规模建设的政策预期愈加强烈。国家能源局副局长
刘琦 7 月在青海德令哈考察了中控和中广核两个光热项目，在之后的座谈会上表示“年底前一
定要启动示范项目，并要加快与发改委价格司的沟通，出台示范项目的电价方案”。
两个月之后的 2015 年 9 月，能源局正式下发了《关于组织太阳能热发电示范项目建设的
通知》，光热示范项目的建设正式启动。
表 12、《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》中的关键性规定
类别 规定
示范项目总规模 正式稿中未予明确，示范项目的总体规模应在 1GW 左右
单站规模 不低于 50MW
储热时长 槽式导热油传热熔盐储热系统：储热容量应满足短期云遮不停机，且保证汽轮机额定功率满发
不少于 1 小时。塔式熔盐电站：不少于 2 小时。塔式水工质电站：未设置储热时长要求
补燃比例 补燃系统仅考虑电站启动、寒冷地区冬季厂区采暖、导热油系统和储热系统的防凝，补燃的低
位热值与集热场输出热量之比宜不高于 6%-9%，
资源条件 场址太阳直射辐射（DNI）量不应低于 1600kWh 每平方米
电价核定方案 尚不明确（组织专家对各申报项目的根据投资经济测算报告进行统一评审，综合比较后提出上
网电价的建议）
选择示范项目的标准 综合考虑技术方案的先进性、设备的国产化率、经济性测算指标的合理性、项目前期工作情况，
以及项目是否具备近期开工条件，申报价格过高的不纳入示范项目
资料来源：中国银河证券研究部整理
但能源局的文件中并未明确具体的电价核定政策。电价政策可简单的分为统一示范电价和
一事一议电价两种方案。由于光热发电的技术路线较多，各个电站搭配的储热时长也各不相同，
各地的光资源条件也有差异，因此一事一议的电价核定方案似乎更为合理。但因为影响光热电
站度电成本的因素实在太多，很难根据具体项目给出相对合理的电价计算结果，且这种定价方
式如果把握不当很有可能会滋生巨大的权利寻租空间，执行起来困难重重。因此目前看来似乎
政策制定层更倾向于采用统一示范电价的方案。
按示范项目总规模 1GW 左右、单站规模不低于 50MW 计算，本次示范项目建设应能够纳
入超过 10 个光热示范项目。按文件中的要求，各单位需要在 10 月底之前完成申报工作，预计
今年年底前能够拟定完成示范项目的具体名单并明确最终的电价政策。
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（三）光热目前的发展阶段类似 2011 年的光伏 爆发即将来临
2011 年光伏标杆电价政策出台后当年的装机容量同比增长 768%
我们可以由光伏的发展历程来判断光热行业未来的产业趋势。
最初的光伏主要是无电地区独立光伏电站，由国家全额投资建设。2009 年，我国开始实
施“金太阳示范工程”，明确为光伏发电系统提供财政补助；同时国家能源局也启动了大型光
伏电站的特许权示范招标，为大规模光伏发电站建设提供政策支持，但光伏电站的装机容量在
此期间并未出现爆发式增长。
表 13、光伏行业的政策演变过程
时间 事件 内容
2009 年 7 月 金太阳示范工程 中央财政从可再生能源专项资金中安排一定资金，开展金太阳示范工程，对光伏发电
项目按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的 50%或 70%给予补助
2010 年 6 月 特许权招标 国家能源局启动了第二轮并网光伏发电特许权示范项目招标，共涉及 13 个光伏电站
项目，项目总装机 280MW，中标电价在 0.72 至 0.99 元/度之间
2011 年 8 月 标杆电价 我国的光伏上网电价政策开始实行全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价，上网电
价统一核定为每千瓦时 1.15 元和每千瓦时 1 元
资料来源：中国银河证券研究部整理
直到 2011 年 8 月 1 日，国家发改委发文实施了全国统一的光伏标杆电价政策，老电站按
每度电 1.15 元、新电站按每度电 1 元执行。标杆电价政策对光伏产业的刺激效果立竿见影，
2011 年年底的装机容量由 2010 年的 0.256GW 暴增 768%到 2.22GW。
图 14、2011 年光伏标杆电价政策对装机的刺激作用明显
（GW）
图 15、2020 年全国光热发电规模分布
资料来源：中国银河证券研究部整理
光热目前的发展阶段极其类似 2011 年的光伏，行业爆发可期
我们认为目前光热行业的发展阶段极其类似 2011 年的光伏，主要体现在以下两方面：
第一，行业现状类似，已建成的电站均很少，光热目前的累计装机容量仅为 18MW，与
标杆电价出台之前的光伏行业情况类似，2010 年年底的光伏装机容量也只有 25.6 万千瓦。
0
0.5
1
1.5
2
2.5
2010年 2011年
74%
13%
12%
1%
西北
华北
西南
华南
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
第二、政策环境类似。光伏行业先尝试了特许经营权招标的模式，之后出台了全国统一的
标杆电价。光热行业与光伏一样，同样经历过了项目特许权招标的尝试，而目前能源局正在组
织的光热示范项目中的电价核定方案也很有可能会采用统一电价的形式，与标杆电价类似。
因此现在的光热行业与 2011 年的光伏行业一样，同样有望迎来爆发期。
成本下降空间巨大、光热的黄金发展期才刚刚开始
虽然短期内光热行业的发展主要是受政策驱动，但决定光热行业长远发展前景的将是其成
本下降的速度。我们认为，光热行业的成本下降空间巨大，未来伴随着成本端的快速下降，光
热电站的投资回报率将逐渐走高，电站运营变得有利可图之后行业的黄金发展期将真正来临，
而目前 1GW 左右的示范项目仅仅是个开始。
我们给出 2011 年以来美国、南非、摩洛哥等国 5 个电站的购电协议价（PPAs）和上网电
价（FiTs）数据，以此来说明目前光热发电的成本大概所处的区间。（实际操作中一般用包含
了项目开发商的利润的购电协议价（PPAs）或上网电价（FiTs）来表示光热电站的度电成本）
表 14、2011 年以来美国、南非、摩洛哥等国 5 个电站的购电协议价或上网电价数据
项目 国家 DNI FiT、PPA（欧元/MWh） FiT、PPA（人民币/kWh） 装机容量 储热时长 时间
第一阶段招标平均电价 南非 2750 179.5 1.29 100 3 小时 2011
Noor1 摩洛哥 2500 142.4 1.03 160 3 小时 2012
Bokpoort 电站 南非 2750 166.8 1.20 50 9 小时 2012
新月沙丘电站 美国 2685 98.9 0.71 110 10 小时 2012
第三阶段招标平均电价 南非 2750 109.6 0.79 100 4.5 小时 2013
平均 140 1.00
资料来源：中国银河证券研究部整理
从上表可看出，5 个电站的购电协议价或上网电价差异较大，折算成人民币最低仅为 0.71
元，最高的达 1.29 元。这是由于光热发电的度电成本与多种因素有关，如太阳辐射值、电站
规模和储热容量的大小、所采用的技术路线、购电协议期限、是否获得了低息贷款和税收优惠
等。我们以平均值来大致判断光热的度电成本，5 个电站的购电协议价或上网电价的平均值为
1.00 元。这说明从全球范围来看，光热的上网电价已经与国内 0.9 至 1 元的光伏上网电价持平。
从国内的情况来看，国内唯一一个有上网电价的项目-中控德令哈 10MW 项目的上网电价
为 1.2 元，明显高于国际平均水平，主要是由于：第一，国内的光热产业尚未实现规模化，设
备均是小批量生产，造价较高；第二，该电站的装机容量较小，仅为 10MW，未来随着装机
容量的扩大度电成本仍有下降空间。而我国今年有望开建的最大光热项目是国家电投集团在青
海德令哈的塔式光热电站，首期 2 台 135MW 机组建成后度电成本约为 1.15 元每度电，待该
电站的 6 台 135MW 机组全部建成后，度电成本可望下降至 0.9 元每度电。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
图 16、国内某光热项目可研阶段的上网电价测算
资料来源：中国银河证券研究部整理
我们认为未来国内的光热发电成本的下降空间很大，下降的来源包括新技术的应用、规模
化效应的体现以及效率的提高三方面：
新技术的应用：以塔式技术为例，从饱和蒸汽技术到目前直接过热蒸汽技术的变革，从
导热油到熔融盐传热/储热介质的发展都使得发电效率提高、发电量增加。
规模化效应的体现：一方面光热电站建设所涉及的材料和设备进入规模化生产阶段后成
本有着巨大的下降空间，另一方面单位投资成本会随着电站装机规模的增加而下降。
效率的提高：效率的提高主要来自于学习曲线。随着建成电站的增多，技术人员和工程
总包商经验会逐渐丰富，他们会不断改进电站设备的运行效率并优化设计和施工方案。
图 17、中国光热产业联盟给出的光热度电成本下降曲线
资料来源：中国银河证券研究部整理
《中国可再生能源发展路线图 2050》和中国光热产业联盟都曾预测过我国光热上网电价
的下降曲线，两者的预测范围基本接近。《中国可再生能源发展路线图 2050》预测到 2020 年，
我国光热发电的上网电价将从目前的 1.3 元每度电下降到 0.65-0.75 元每度电；中国光热产业
联盟预测到 2020 年，光热电网电价将下降至 0.67 至 0.88 元，并在 2016 至 2018 年间实现每度
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
1 元的上网电价。
随着光热度电成本的逐渐下降，行业将逐渐脱离政策驱动，进入真正的黄金发展期。从未
来发展空间来看，在 2012 年出台的《太阳能发电发展十二五规划》中，能源局设定的光热发
展目标是到 2020 年累计装机达到 300 万千瓦。但从光伏的经验来看，实际情况往往会超出原
先设定的目标。太阳能发展十二五规划中为光伏设定的目标值是 2020 年 2000 万千瓦，但该目
标早已提前实现，现在国家对 2020 年光伏装机的目标值已被调高至 1 亿千瓦，十三五规划中
还有可能继续上调。
我国目前在建、规划中和在开发的商业化光热发电项目的总装机就已超过 300 万千瓦。因
此我们认为光热具备经济性之后，超出 2020 年 300 万千瓦的发展目标将是大概率事件。结合
近期出台的张家口可再生能源示范区发展规划，仅张家口一地 2020 年的规模就达到 1GW。而
我国光热产业的发展重心是在西北地区，西北具备张家口类似资源条件的地区有很多，因此我
们认为十三五规划中很可能对 2020 年 300 万千瓦的原有目标值进行大幅上调。
根据水规院的资源调查和测算，我国可集中开发的光热装机规模高达 3.1 亿千瓦。考虑电
网的送出和消纳、场址建设条件等因素，中短期内具备开发条件、能够确定具体场址的规模有
1280 万千瓦。根据该院的初步研究结果，到 2020 年，全国光热发电开工规模累计可达 1000
万千瓦、并网规模累计可达 500 万千瓦。按每瓦 20 元投资来计算，1000 万千瓦的光热项目将
带来 2000 亿元的巨额投资，千亿级的光热市场即将启动。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
四、看好 EPC 总包商和大型发电集团类运营商
光热的产业链较长，涉及的设备种类多达上百个。光热电站中的设备大多是火电、太阳能
热水器、化工等传统产业的延伸。凭借良好的传统产业基础，我国光热设备的国产化率已可达
90%以上，所缺少的主要是实际项目的应用验证。光热电站涉及集热、传热、蓄热、常规发电
等多个子系统，对跨专业、跨领域的电站整体设计和系统集成技术要求比较高，因此 EPC 总
包集成成为了光热电站建设过程中技术含量最大、利润额也最高的核心部分。另外，考虑到光
热项目投资规模较大以及电站运营对技术要求较高的特点，大型发电集团在电站运营这个环节
上更具优势。推荐上海电气、首航节能、东方能源。
（一）光热产业链长、涉及的设备和专业多
光热的产业链可分为材料、设备、EPC 总包集成和电站运营 4 个大环节。材料主要包括
玻璃、钢材、涂层、熔融盐、导热油等。设备可分为镜场、传热和换热、储热、电气 4 个部分，
每个电站所涉及的设备种类可多达上百个。
图 18、光热产业链的 4 个环节
资料来源：中国银河证券研究部整理
表 15、光热电站所涉及的设备
环节 设备构成
镜场（集热场） 定日镜（塔式）、吸热器（塔式）、吸热塔（塔式）、聚光反射镜（槽式）、真空集热管（槽式）、
导热油管路（槽式）、辅助热源及膨胀系统（槽式）、镜场控制系统等
传热和换热系统 换热器、预热器、蒸汽发生器、过热器
储热系统 熔融盐、盐泵、储罐、就地远程控制系统等
电气及辅助系统 汽轮机、发电机、水处理系统、冷却系统、升压站等
资料来源：中国银河证券研究部整理
以电规总院某 50MW 槽式电站的数据为例，镜场设备成本占整个电站建设成本的 50%，
为电站投资中最大的一部分。储热系统和传热换热系统各占总投资的 11%；工程设计与施工
建设成本占总投资成本的 10%左右；汽轮机发电机等电气部分占总成本的 10%；其余的土地
征用和清理等费用占 8%。
材料 设备 EPC 运营
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
图 19、电规总院某 50MW 槽式电站的投资拆分 图 20、中控德令哈 10MW 项目设备构成
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
（二）凭借良好的传统产业基础、设备国产化率可达 90%以上
光热设备的国产化率可达 90%以上：光热发电中很多设备是火电、太阳能热水器、化工
等传统产业的延伸，这些传统产业奠定了光热良好的产业基础。国内现已基本能够生产光热电
站的主要装备，如真空集热管、反射镜等，但一方面国内市场由于电价的问题一直没有启动，
而在没有经过实际项目的应用和验证的前提下，产品也难以进入国际市场。因此虽然国内的光
热产业链已经基本形成，但受制于国内市场未启动和国际市场对产品实际应用履历的高要求两
大原因，一直没有实现规模化。
表 16、光热电站所涉及的设备的国产化情况
环节 国产化情况 产业基础
塔式镜场（集热场） 定日镜国内可以集成供货，不需进口；水工质吸热器国内企业均有设计制造能力；
熔盐吸热器国内尚无实际产品和运行业绩；管材需要进口 我国在反射镜、减速机、DCS、电机
等传动装置上有着较好的产业基础 槽式镜场（集热场）
镜场及控制系统主要设备质量和技术指标与国外基本相当，只有旋转接头目前主
要从国外进口，其它均可以国产化。
传热和换热系统 我国具备设计能力，但在高温高压交变条件下的应力蠕变等方面的研究还需加强 相关产品有压力容器、化工熔盐换热
器等，产业基础较好
储热系统 除熔盐泵及熔盐储热设备外其余均可国产；国外的熔盐泵可做到泵轴免维护，国
内还达不到
相关产品有化工熔盐泵、化工熔盐储
罐、大型石油储罐等，产业基础较好
电气及辅助系统 这部分与传统火电的设备基本相同，因此国产化方面没有问题 我国火电行业发展多年，产业基础好
资料来源：中国银河证券研究部整理
2014 年 6 月，受国家能源局委托，电规总院与相关单位共同对国内光热发电所需的设备
和材料情况进行了调研，调研后认为光热发电所需的设备国产化率可达 90%以上，国内生产
的设备技术水平与国外相差不大，完全可以满足工程需要，仅缺少长期运行的检验。在我国首
个光热商业化示范工程，中控德令哈 10MW 塔式项目中，定日镜、镜场控制系统、吸热器、
储热系统、汽轮机、全厂 DCS 均是完全自主知识产权的产品。
50%
11%
11%
10%
10%
8% 镜场
传热和换热系统
储热系统
电气及辅助系统
EPC
其他
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
表 17、中控德令哈 10MW 塔式电站的主要设备及供应商
设备 供应商 参数
定日镜 中控太阳能 共 29000 台两平方米的定日镜
镜场控制系统 中控太阳能
吸热器 杭锅集团 2*67 平方米
储热器 杭锅集团 2*70 平方米
汽轮机 杭汽股份 HNK32/45 反动式冷凝汽轮机
全厂 DCS 中控技术 ECS-700
资料来源：中国银河证券研究部整理
表 18、光热电站所涉及各个环节的国内参与者（红色为上市公司）
环节 细分环节 国内厂商
材料
-- 导热油：常州热岩化学、江苏中能化学
-- 熔融盐：浙江联大化工
-- 玻璃：金晶科技
设备
镜场
槽式集热器（反射镜+真空集热管）：中海阳、博昱新能、龙腾太阳能、瑜阳光能
反射镜：台玻、中海阳成都禅德、大明、国利天能、圣普
真空集热管：兰州大成、汇银、宝光股份、龙腾太阳能、中科威阳、天瑞星、皇明
回转减速器：江阴华方新能源、江阴尚驰机械、浙江恒丰泰
塔式吸热器：杭州锅炉（参股中控太阳能）
储热系统 储热系统：百吉瑞、爱能森、太阳宝
电气及辅助系统
汽轮机：上海汽轮机、东方汽轮机、杭州汽轮机、金通灵、哈尔滨汽轮机
碟式斯特林发动机：湘电、西航、中船 711 所
控制系统 DCS：中控集团、国电智深、北京天羿新能源、北京京仪集团
传热和换热系统 换热器、过热器、蒸汽发生器：哈尔滨汽轮机
EPC -- 中控集团、中海阳、首航光热、龙腾太阳能、上海电气、山东电建、中船 703 所、中电顾问集
团下属设计院、中国能建集团下属设计院、三花
业主 -- 五大发电集团、中广核、中控集团、中海阳、首航光热、兆阳光热、三花等
资料来源：中国银河证券研究部整理
EPC 和电站运营两大环节也基本具备相应的能力：国内的火电设计院及施工单位已经有
能力承担光热电站的工程设计及施工任务。同时，多个光热发电试验电站和青海中控德令哈
10MW 商业化示范工程也为我国积累了电站运行的经验。
（三）看好 EPC 总包商和项目运营商，推荐东方能源、上海电气、
首航节能
与光伏相比，光热项目的投资有两点最大的不同：
第一是涉及的设备供应商多、专业领域广、产业链长，对系统总包集成的要求高。光热
电站涉及太阳能集热、常规发电、传热、蓄热等多个子系统的集成，集合光学、热学、材料、
机械、化工等几十个小专业，对跨学科、跨领域的电站整体设计和系统集成技术要求高。
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第二是投资规模大、回收期长。可商业化运营的光热电站的装机规模至少要达到 50MW，
按每瓦 20 元的投资计算，50MW 的电站需要高达 10 亿元的投资。今年可能开工的国家电投
集团德令哈一期 2*135MW 塔式电站所需投资将达到 54 亿元，终期 6*135MW 电站的投资规
模更是超过百亿。
基于上述两点，我们重点看好 EPC 总包商和大型发电集团类运营商两类公司。
EPC 总包是光热电站建设过程中技术含量最大、利润额也最高的核心部分，目前全球范
围内具备单独承建一个光热电站能力的 EPC 总包商凤毛麟角，大多数公司仅具有局部 EPC 的
能力。国内的传统电力基建工程公司在涉入光热电站 EPC 业务时有其自身的优势，如相对雄
厚的资金、火电领域的技术实力以及对大型系统工程的设计开发经验等，技术上的不足可以通
过与国外的 EPC 总包商合作来补强。如山西电力勘测设计院在投标中广核德令哈 50MW 光热
项目的 EPC 时，即将槽式光场的 EPC 部分分包给了以色列 Ener-T 公司。
表 19、中广核德令哈 50MW 槽式电站太阳岛 EPC 竞标者
序号 投标者 备注
1 中国船舶重工集团公司第 703 研究所和山东电力
建设第一工程公司组成的联合体
购买 EuroTrough 槽式集热器的授权 2 北京首航艾启威节能技术股份有限公司与山东电
建二工程公司组成的联合体
3 中国电力工程顾问集团西北电力设计院
4 中国电力工程顾问集团华北电力设计院
5 中国能源建设集团山西省电力勘测设计院 以色列 Ener-T 公司采用自有的槽式光场技术
作为分包商，
资料来源：中国银河证券研究部整理
光热电站大规模的投资额度、较长的回收周期决定了国企和大型民企将是主要的项目业主。
除了资金门槛外，光热对电站运营的技术要求也比较高，大型发电集团更具优势。
推荐上海电气、首航节能、东方能源：
上海电气：公司与美国亮源成立了合资公司。美国亮源是全球重要的光热发电技术供应
商，其光场和接收器技术已使用在世界上最大的(总装机 392MW)光热电站 Ivanpah 项目上。合
资公司将融合美国亮源先进的光热技术和上海电气领先的设备制造和 EPC 服务，为国内塔式
技术的光热项目提供设计、采购和施工服务。该公司的首个承建计划是由国家电投集团子公司
黄河上游水电开发有限公司为主要投资方的青海德令哈光热发电项目的一期两台 135MW 机
组，预计总投资额为 50 亿元左右。
首航节能：公司在光热行业拥有多年的技术积累，从电站核心设备到电站 EPC 再到电站
运营，光热行业的全产业链都有布局。核心设备方面，公司已研发成功塔式吸热器、减速机、
反射镜、镜场控制系统等关键设备；EPC 总包方面，公司与山东电建第二工程公司合作，补
强海外业务布局和土建安装上的技术经验，现有在手光热项目订单超过 360MW，目前正在积
极争取中广核德令哈 50MW 槽式电站太阳岛部分的 EPC 订单；电站运营方面，公司自建的
10MW 塔式光热电站进展顺利，预计 2016 年上半年调试完成且并网发电，有望成为全球第三
座 24 小时发电的光热电站，进一步确立公司在行业的领军地位。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
东方能源:公司与国家电投河北公司是“两块牌子、一套人马”，且河北公司的资产均已
托管给公司管理。河北公司与河北省政府保持了长期良好的合作关系，在河北省的清洁能源板
块中占有举足轻重的地位。近期出台的张家口可再生能源示范区中规划 2020 年 1GW、2030
年 6GW。公司发展清洁能源的定位极为明确，未来凭借和河北省政府的良好关系、在清洁能
源电站运营上长期积累的技术和管理经验、背靠国家电投集团和依靠上市公司平台所能够获得
的较好资金实力，将有能力在光热电站的运营上有所作为。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
五、重点推荐公司
（一）东方能源（000958）：跨区域整合集团新能源资产，国家电
投清洁能源平台呼之欲出
驱动因素、关键假设及主要预测：
热电业务：我们预计 2014-2016 年热收入增长分别为 10%、-5%、0%，电的收入增长分别
为 5%、-8%、0%，毛利率略有提升。收入及毛利率水平假设的主要原因：1、供给居民的热
电一厂、三厂、四厂关停，收入利润贡献占比下降。主要为工业客户的良村热电和石家庄供热
比例提升。因此，热电总体收入和盈利不再受居民消费的波动和非停增加而波动。2、煤价的
趋稳下跌，提升热电盈利能力。
光伏电站运营业务：我们预计 2014-2016 年可控光伏装机容量分别为 70MW、250MW、
650MW，贡献电费收入 1.2 亿、4.1 亿、8.6 亿，净利润超过 0.5 亿、1.7 亿、4.2 亿元。盈利如
此高的假设主要原因如下：1、河北省光伏项目前三年有财政补贴，2014 年 0.3 元/瓦、2015
年 0.2 元/瓦。2、光伏项目享受所得税三免三减半。
我们与市场不同的观点：
市场认为近期不再会有其他的资产注入。我们认为集团会兑现承诺。根据中电投集团出具
的避免同业竞争承诺：在非公开发行完成后三年内，根据东方能源股份资产状况、资本市场情
况等因素，通过适当方式，逐步将河北区域热电等优质资产注入上市公司。光伏，清洁能源资
产，注入符合承诺。
市场认为收购的河北光伏项目盈利过高不可持续。我们认为 1、较其他地区，2014 年建成
的河北光伏项目前三年度电 0.3 元补贴，2015 年建成 0.2 元补贴；2、光伏电站前三年享受所
得税三免三减半。3、央企对设备供应商议价和押款能力强，因此，财务费用要低于一般项目。
市场担忧资产注入对股本的摊薄以及注入资产价格偏高。我们认为 1、河北地区电站现金
流好，在不融资的情况下，电站三年或可翻一倍。按照 9 元的造价，20%的资本金，0.7 元的
度电盈利（收购的 70MW 光伏电站，上半年盈利 2700 万），三年即可收回投资。2、此次收
购电站 PB 约 1.14 倍，PE 约 4.4 倍，较行业内同类收购低不小的幅度。
估值与投资建议：
2015 年公司将紧跟中电投集团发展要求和整体安排，积极参与本省及跨区域新能源资产
整合，探索跨所有制发电资产整合途径。公司还将启动小堆供热示范项目研究，做好项目储备。
公司兼具京津冀板块、国企改革、光伏风电运营以及核电等多重主题。我们预计 2015-2016 年
公司分别实现每股收益 0.68 元和 1.21 元，维持“推荐”评级。
股价表现的催化剂：
跨区整合集团新能源资产；核电小堆供热项目启动。
主要风险因素：
煤价上涨，公司热电厂面向的工业客户经营不善，造成公司热电厂盈利大幅下滑。公司可
控光伏装机规模低于我们的预期。
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（二）上海电气（601727）：围绕“一带一路”国家战略，进军全
球市场
驱动因素、关键假设及主要预测：
新能源设备：我们预计 2015-2016 年营业收入增速分别为 25%和 15%，毛利率在 2014 年
12.5%的基础上分别回升至 13%、15%。保持较高增速的原因是：1、近期红沿河、福清等核电
项目相继获批，核电市场在加速恢复。公司是核岛主要零部件控制棒驱动机构及堆内构件市场
的领导者，目前的在手订单均为日本福岛核事故之前所获得，未来伴随市场的重启，大量新订
单的获取可期；2、公司积极关注海外的核电项目，有望实现核电设备的“走出去”；3、由于
2016 年将下调新投产风电项目的上网电价，因此今年将叠加抢装因素、新增风电装机规模有
望增至 27GW，特高压送出线路的不断投产和风力发电成本不断下降也进一步提高市场的景气
度，公司的风机产品依靠可靠的质量、优质的服务将提升市场份额。
高效清洁能源：火电设备业务未来的增长将主要依靠海外市场。由于受到激烈市场竞争的
影响，毛利率将呈逐渐下滑的趋势，预计这一趋势将持续至 2016 年。我们预计 2015-2016 年
营业收入增速分别为-5%和 5%，毛利率在 2014 年 19.4%的基础上分别下调至 17%、16%。
工业装备：房地产行业增长放缓，公司将主要精力放在拓展电梯的保养、修理、旧梯改造
等服务领域上，2015 年上半年服务收入已占营业收入的 23%以上。我们预计 2015-2016 年营
业收入增速分别为 2%和 2%，毛利率维持在 22.5%左右。
现代服务业：公司将受益于一带一路的国家战略，未来一带一路涉及的五十多个国家和地
区都将是公司电站工程总包业务的重点市场；与美国亮源的合作也将使公司成功切入光热电站
EPC 这一处于爆发前夜的蓝海市场。我们预计 2015-2016 年营业收入增速分别为-2%和 10%，
毛利率维持在 14%左右。
我们与市场的不同：
市场认为内陆核电的重启是公司业绩的主要催化剂。我们认为除核电重启外，在一带一路、
国企改革等国家战略中公司均将成为受益者。一带一路方面，公司通过海外电站总包等手段积
极走出国门、拓展国际业务，并带动公司火电设备的“走出去”；国企改革方面，母公司上海
电气集团将积极推动集团整体上市工作，将优质资产注入上市公司之中。
估值与投资建议：
围绕“一带一路”的国家战略，公司积极走出国门，布局全球产业。预计 2015、2016 年
EPS 分别为 0.17、0.19 元，首次覆盖给予“谨慎推荐”评级。
股市表现的催化剂：
核电等新能源设备收入加速增长；光热市场的启动速度超出市场预期；集团整体上市工作
启动。
主要风险因素：
国内房地产市场持续疲软；火电市场持续低迷，竞争加剧；高斯国际事件的不良影响发酵；
内陆核电的重启进度低于预期。
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（三）首航节能（002665）：电站空冷和光热双领域龙头，未来受
益光热市场的大爆发
驱动因素、关键假设及主要预测：
电站空冷：公司的电站空冷业务在国内处于领军地位，市场占有率高达 50%。目前拥有
在手订单 26.81 亿元，未来的增长有保证。从行业来看，目前电站空冷的下游主要是企业自备
电厂。我国的火电厂正在逐渐从东部负荷中心向西部的大型能源基地转移，而西部地区普遍缺
水，空冷技术将成为主流，大型发电集团的电站空冷订单将有望放量。我们预计 2015-2016 年
营业收入增速分别为 25%和 15%，毛利率维持在 30%左右。
电站总包：公司去年 3月与内蒙古东源科技有限公司签订了了 22-29亿元的电站总包合同，
15-16 年为执行期，上半年已经确认收入 1.91 亿元，预计全年可实现收入约 6 亿元。未来除本
合同外，公司凭借电站空冷上的技术优势还有望获取新的总包订单。我们预计 2015-2016 年营
业收入分别为 6 亿元、10 亿元。
光热：公司是国内唯一的一家从上游集热塔、吸热器、减速机、反射镜、控制系统等核心
设备到电站 EPC 总包再到后期的电站运营维护全产业链覆盖的公司，自产的核心设备已可以
支撑整体光场投资的 60%-70%。公司现已在天津已经分别建成 1MW 槽式光热发电系统和
1MW 塔式发电示范系统，两者均为实验性质的自建电站，不产生收入。未来在电站运营方面，
公司自建的甘肃省敦煌 10MW 塔式熔盐光热发电项目预计 2015 年年底建成，2016 年上半年
并网发电贡献收入；电站 EPC 方面，公司在手的敦煌二期 2*50MW 和内蒙古额济纳 50MW 项
目也将逐渐开始贡献收入。我们预计 2015-2016 年营业收入分别为 0 元、15 亿元。
余热发电：公司于年初完成收购新疆西拓能源有限公司 75%的股权，开始在油气管道压
气站余热发电领域进行布局，参考业绩承诺，预计 2015、2016 年该业务可贡献盈利分别为 0
元，1 亿元
我们与市场的不同：
市场认为公司涉足空冷、光热、余热发电、海水淡化、融资租赁等多个领域，现有的组织
架构和人员结构难以支撑，主营业务也不突出。我们认为公司的业务之间有着较强的协同效应，
如高效空冷技术是下一代光热技术的主要特征之一，又比如公司的光热、空冷、电站总包三项
业务面向的客户群一致，都是发电企业，互相之间可共享客户资源。
估值与投资建议：
公司是电站空冷和光热两大领域的龙头，未来将受益于光热市场的大爆发以及火电厂由东
部向西部缺水地区的转移。预计 2015、2016 年 EPS 分别为 0.45、0.80 元，首次覆盖给予“推
荐”评级。
股市表现的催化剂：
光热示范项目电价政策年底前出台；国家在十三五规划中大幅上调 2020 年光热装机的目
标；电站总包和光热两项业务获取新的订单。
主要风险因素：
复合铝带材等原材料价格波动的风险；光热示范项目电价政策出台较慢；压气站余热发电
领域的盈利不如预期。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
六、附录
（一）我国商业化光热电站项目的实施进度
附表 1、我国商业化光热电站项目的实施进度（截至 2015 年 7 月）
项目开发商 所在地 技术 装机 进度 备注
国电电力青海新能
源开发有限公司 青海德令哈 槽式 50MW 规划中
国电集团旗下规划有众多光热发电项目，但 2014 年这些项目的
进展都很小，在无明确电价情况下，项目动工建设的可能性几
乎为零。
国电电力青海新能
源开发有限公司 青海格尔木 塔式 50MW 规划中
国电电力内蒙古新
能源开发有限公司 内蒙古磴口 槽式 50MW 规划中
国电西藏分公司 西藏山南 槽式 50MW 规划中
国电新疆艾比湖流
域开发有限公司 新疆博州 ISCC 59MW 规划中
大唐新能源股份有
限公司 鄂尔多斯 槽式 50MW 开发中
首个光热发电特许权招标项目按特许权协议已于 2013 年 9 月
16 日到期，中标电价过低导致经济性严重不足，动工可能微乎
其微。给予该项目新的合理的示范电价是启动该项目的可能选
择。该项目同时获得世行 8000 万美元贷款支持。
大唐与天威太阳能
合作开发 嘉峪关
槽 式 光
煤互补 10MW 规划中
2014 年 11 月份，一期 1.5MW 项目完成了与大唐 803 电厂热力
系统连接工程建设，截止目前各项参数达到预期并运行稳定。
后期项目建设尚无动静。
华电工程集团公司 金塔 槽式 50MW 开发中
2011 年 8 月份获国家能源局核准，因经济性无法核算而未能获
得华电集团高层批准建设。在无明确电价支持的前提下动工的
可能性几乎为零。2014 年华电在金塔设置了测光站进行 DNI
实测。该项目同时获得了亚开行 1 亿美元贷款支持。
华电与科林洁能合
作开发 青海
碟 式 斯
特林 50MW 开发中
该项目在“2013 中瑞环境技术研讨会”上签署谅解备忘录，是
Cleanergy 通过瑞典政府方面与中国政府进行环境能源技术合
作的一部分。是中外合作开发光热发电项目，走上层政府路线
的项目之一。具备获得政府电价扶持的一定特殊优势。目前仍
在推进前期开发工作。
华能集团 西藏山南 槽式 50MW 开发中
西藏山南项目位于山南地区下属的贡嘎县。2012 年 12 月获西
藏自治区核准开展前期工作并开始测光。在无明确电价支持的
前提下动工的可能性几乎为零。计划先建设一个实验回路。
华能集团 格尔木 菲涅尔 50MW 开发中
格尔木 50MW菲涅尔项目预计先期建设 10MW项目，该 10MW
项目有可能被列入华能集团科研项目之一给予科研资金扶持。
如被列入，在无电价扶持的条件下，该 10MW 项目仍有建设的
可能性。
中电投黄河上游水
电开发有限公司 格尔木 塔式 100MW 已终止
黄河公司与上海工电最终未能达成实质性合作，该项目目前已
经终止。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
中电投黄河上游水
电开发有限公司、
BrightSource 能源
公司、上海电气
德令哈 塔式 2*135M
W 开发中
该项目隶属于《2014~2015 中美可再生能源合作工作方案》的
一部分，项目于 2013 年 6 月份签署谅解备忘录，项目一期装机
2×135MW。上海电气电站集团、BrightSource 能源公司双方合
资成立的上海电气亮源光热工程有限公司为该项目的 EPC。该
项目现已具备开工建设条件，但由于尚未获得中电投集团高层
批准，EPC 协议未能签署，未能进入实际建设阶段。项目远期
规划为 6×135MW 装机，高达 810MW。
中广核太阳能开发
有限公司
德令哈 槽式 50MW 建设中
先期实验回路项目已经建设完成。2014 年 7 月 1 日正式开工。
电站基础设计由西班牙 Ingeteam 中标，OE（业主工程师）由
西班牙 Aries 中标。场平的基础设施建设工作已完成，包括光
场 EPC 等的各项招标工作已接近尾声。
甘肃 塔 式 熔
盐 50MW 规划中 规划内项目。
中控太阳能有限公
司 德令哈 塔式 50MW 开发中
一期 10MW 已并网发电。2014 年 8 月，发改委核定该项目上
网电价（含税）为每千瓦时 1.2 元，成为中国首个获得电价的
光热示范电站。目前，一期 10MW 电站熔盐系统改造工程已经
正式启动相关的设计、专项设备采购和工程建设工作，计划于
2015 年 12 月底前全部完成。后期 50MW 将在其完成熔盐塔式
技术改造、掌握该技术后进行开发。
深圳市核电工程建
设有限公司 阿克塞
熔 盐 槽
式 50MW 开发中
该项目拟依托海外技术引进建设。集热技术来自于意大利国家
能源实验室 ENEA。储热、换热系统由德国林德集团和瑞士波
拉莫斯公司提供，集热设备由意大利阿基米德太阳能提供，反
射镜由 Reflex 公司提供，跟踪器由 BFR 公司提供，太阳盐由
智利 SQM 公司供应。该项目于 2013 年 9 月宣布动工，建设工
作缓慢推进中。
青海省发展投资有
限公司 青海共和 槽式 50MW 开发中
该项目由上海电力设计院进行前期可研，目前正在进行前期工
作。
首航光热技术股份
有限公司 敦煌
熔 盐 塔
式
100MW+
10MW 建设中
2014 年 8 月 30 日，该项目一期 10MW 工程正式开工，目前正
在施工之中。预计 2016 年上半年可建成。后续的 100MW 项目
将在 10MW 项目完成的基础上开建。
首航光热技术股份
有限公司和内蒙古
庆华集团
额济纳 熔 盐 塔
式 50MW 开发中
2014 年 10 月 13 日首航与庆华集团签订《额济纳 50MW 熔盐
塔式光热发电站项目合作框架协议》，双方将成立合资公司独
立负责该项目的开发。该项目的前期工作尚在推进中。
北京兆阳光热技术
有限公司 张家口
改 良 型
菲涅尔 50MW 建设中
兆阳在张家口宣化此前已完成 2*400 米改良型菲涅尔回路示范
项目建设，其采用了一种创新型的菲涅尔集热和固态混凝土储
热技术。通过该示范项目验证技术后，后续的 50MW 项目目前
已在建设中。
深圳华强兆阳能源
有限公司 张家口
改 良 型
菲涅尔 15MWe 建设中
2015 年 3 月 24 日，该项目在张北县馒头营乡二圪塄村开工，
预计总投资 7 亿元人民币，规划装机容量 15MWe，设计年发电
量 7500 万度。
北京电力建设公司 敦煌 槽式 50MW 开发中 项目规划建设 300MW 光热电站，先期建设 50MW。项目拟采
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
用供电+供热结合的方案，内蒙古电力勘测设计研究院为项目
可研编制单位，目前仍在进行前期工作。
北京国投军安投资
管理有限公司 张家口 槽式 64MW 开发中
2014 年 7 月 6 日，该项目举行开工奠基仪式。项目将分两期进
行建设，一期建设办公楼等设施和一个 1MW 的小型光热示范
电站，二期推进 64MW 大型电站的建设。截止目前，先期配套
工程现已取得显著进展，预计 2015 年一期工程可建成投运。
宁夏哈纳斯新能源
集团 宁夏盐池 ISCC 92.5MW 已终止 已陷入停滞。
赤峰市天润鑫能新
能源有限公司 内蒙古宁城 槽式 200MW 开发中
2014 年 11 月 14 日，项目可研通过评审。预计 2015 年该项目
可开工建设。龙腾太阳能为该项目合作方之一。
山东煜阳科技 潍坊 槽式 15MW 开发中 该项目目前正在推进前期工作。
中海阳能源集团股
份有限公司 玉门 槽式 100MW 规划中
2014 月 10 月 18 日，中海阳与玉门市人民政府签订了“100 兆
瓦光热并网发电示范及设备制造项目”合作协议，该项目尚在
前期规划阶段。
亚洲新能源太阳能
发电（德令哈）有
限公司
德 令 哈
300MW 光热
发电项目
塔式 50MW 规划中 一期 50MW 塔式熔盐项目尚处规划阶段。
上海晶电新能源有
限公司 新疆鄯善
塔 式 二
次反射 100MW 规划中
采用模块化开发，每个模块 5MW 加 6 小时蓄热。总共 20 个模
块，第一个模块由上海晶电投建，进行项目技术和工程验证，
二期项目的 19 个模块正在寻求合作。
常州龙腾太阳能热
电设备有限公司 乌拉特中旗 槽式 100MW 开发中
2015年 6月获得乌拉特中旗政府关于开展项目备案前期工作的
正式批复。预计今年底完成项目前期工作并具备开工条件。
青海光热电力集团 格尔木 塔 式 熔
盐 200MW 建设中
中船重工 703 研究所为 EPC 方，拟采用 SolarReserve 的塔式熔
盐光热发电技术，项目于 2015 年 7 月 20 日开工。
兰州大成科技股份
有限公司 敦煌 菲涅尔 110MW 建设中
2015 年 5 月 8 日，项目一期工程 10MW 菲涅尔熔盐光热发电
项目在敦煌光电产业园举行开工奠基仪式，该项目将首次采用
菲涅尔熔盐传热储热技术开发，这也将使其成为全球首个采用
该技术开发的 10MW 级菲涅尔光热电站。后续 100MW 项目尚
处规划阶段。
山西云达机械有限
公司 大同 槽式 50MW 开发中 正在进行前期工作。
河北恩发能源科技
有限公司 康保
熔 盐 槽
式 100MW 开发中
恩发 100MWe 光热发电项目首期 100 米集热回路于 2015 年 5
月 25 日在内蒙康保开工。该项目将采用熔盐槽式技术，首期示
范项目计划于 2015 年年底前建成。
成都博昱新能源有
限公司 德令哈 槽式 50MW 规划中 规划中
阿本戈太阳能 青海格尔木 待定 50MW 规划中 规划中
青海乌兰 槽式 50MW 开发中 前期开发中
神华集团国华电力
分公司 宁夏太阳山 塔式 50MW 规划中 规划中
东方宏海新能源发 玉门 碟式 50MW 规划中 规划中
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
展有限公司
资料来源：CSPPLAZA、中国银河证券研究部整理
（二）光热发电具有槽式、塔式、菲涅尔式和碟式四种技术路线
光热发电按不同的接收器和聚光类型共可分为四类，即槽式、塔式、菲涅尔式和碟式四种。
接收器有固定式和移动式两种。固定式接收器与电站的聚光设备是相互独立的，这种设计
便于将收集的热能传送到电力岛中，相对应的是塔式和菲涅尔式两种技术路线。移动式接收器
与电站的聚光设备是联动的，这种设计能够收集到更多的热能，对应的是碟式和槽式两种技术
路线。
附表 2、光热发电的四种技术路线
固定式接收器 移动式接收器
点聚焦 塔式 碟式
线聚焦 菲涅尔式 槽式
资料来源：中国银河证券研究部整理
聚光有线聚光和点聚光两种类型。线聚光下聚光器沿着单轴线追踪阳光，并将阳光聚焦在
线状的接收器中，这种聚光方式较简单，对应的是槽式和菲涅尔式两种技术路线。点聚光下聚
光器沿着双轴线追踪阳光，并将阳光聚焦在点状的接收器中，这种聚光方式下的接收器工作在
更高的温度下，效率更高，对应的是塔式和碟式两种技术路线。
1、塔式：聚光比和效率高且技术较成熟
塔式光热发电是通过多台跟踪太阳运动的定日镜将太阳辐射反射至放置于支撑塔上的吸
热器中，把太阳辐射能转换为传热工质的热能、再通过热力循环将热能转换成电能的太阳能热
发电系统。塔式太阳能热发电系统主要由定日镜场、支撑塔、吸热器、储热器、换热器和发电
机组等组成。按照传热工质的种类，塔式太阳能热发电系统主要有水/蒸汽、熔融盐和空气等
形式。
附图 1、塔式发电系统示意图（熔融盐为蓄热介质） 附图 2、Ivanpah 塔式光热电站
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
塔式技术路线的聚光比高（聚集到吸热器采光口平面上的平均辐射功率密度与进入聚光场
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
采光口的太阳法向直射辐照度之比），可达到 300-1000 的水平，相应的系统效率也比较高，
能够达到 20%以上。该技术目前已发展的较为成熟，目前全球最大的塔式电站是美国的 Ivanpah
电站，由谷歌、NRG 和美国亮源公司共同开发，总装机高达 392MW，占地面积 3600 公顷，
已于 2014 年 1 月并网发电。
2、槽式：占比最大、商业化最早
槽式技术是最早实现商业化的，也是目前在全球已经投入商业化运行中占比最多的太阳能
热发电技术类型，约占 80%以上。其原理是通过抛物面槽状的聚光器跟踪太阳，使得直射太
阳光聚集到吸热管表面，以加热吸热管内传热流体（一般是导热油），并通过蒸气发生器产生
高温高压的过热蒸汽，送至汽轮机发电机组做功发电。放热后的导热油返回抛物面槽式聚光器
进行加热，形成封闭的导热油循环回路。当太阳辐照度较高时，可以将部分高温热量通过换热
器存储在高温存储罐中，当太阳辐照强度较弱时，提取高温储热罐中的热量用于发电，以平衡
太阳能波动对电力输出稳定性的影响。
附图 3、槽式发电系统示意图 附图 4、槽式发电系统实物图
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
槽式太阳能热发电系统一般由抛物面槽式反射镜、真空集热管、储热单元、蒸汽发生器和
汽轮发电机组等单元组成。
3、碟式：聚光比最高但造价昂贵
碟式技术路线的原理是利用碟式聚光器将太阳光聚集到焦点处的吸热器上，通过斯特林循
环发电的光热发电系统。碟式太阳能热发电系统通过驱动装置，驱动碟式聚光器像向日葵一样
双轴自动跟踪太阳。碟式系统的聚光比在四种技术路线中是最高的，可高达 600 至 3000，相
应的系统效率也最高，最高可达近 30%。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
附图 5、碟式发电系统示意图 附图 6、碟式发电系统实物图
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
由于每套碟式太阳能热发电系统都可以独立发电，所以这种技术路线的灵活性较强，既可
以用做分布式发电，又可以进行集中式发电。但由于碟式发电系统规模大了之后单位成本并不
会降低，因此不适合建设大规模集中式电站，相对更适合于边远地区离网式发电。但由于其造
价实在过于昂贵因此在全球范围内的应用很少。
4、菲涅尔式：造价和技术难度小但效率低
菲涅耳式光热系统可以看做是简化的槽式系统。该技术路线采用平面反射镜代替槽式系统
的曲面反射镜以达到降低成本的目的。除了造价更低的反射镜外，菲涅耳式系统还从以下几个
方面降低成本和技术难度：1、每个反射镜排的跟踪旋转角度相同，可以采用同一传动装置进
行联动调节，传动系统简单；2、单个反射镜宽度较小，可以贴近地面安装，风载荷大幅减小，
对支撑结构和基础的强度要求也大为降低；3、反射镜密排布置，土地使用率高。
附图 7、菲涅耳式发电系统示意图 附图 8、菲涅耳式发电系统实物图
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
虽然菲涅耳式系统的结构简单、成本低，但由于反射镜排布紧密，互相之间的遮挡较为严
重，另外菲涅耳式系统的聚光比很低，一般情况下低于 150，这些因素造成菲涅耳式系统的效
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
率在四种技术路线中是最低的。
（三）塔式技术路线的应用前景最广阔
在上节提到的四种技术路线中，槽式路线的商业化程度最高，在已建成并网的光热电站中
的占比也最大。塔式路线也已进入商业化应用期，国外已有百 MW 级（美国 Ivanpah）的大型
塔式光热电站并网。菲涅耳和碟式两种技术路线距离大规模商业化仍有着较远的距离：菲涅耳
式仅有一些示范项目在运，而碟式路线造价过高，商业化前景最差。
附表 3、光热四种技术路线的对比
槽式 塔式 菲涅耳式 碟式
聚光比 10-70 300-1000 3-50 600-3000
运行温度（度） 350-400 250-565 250-350 550-750
适宜规模（MW） 30-150 30-400 1-25 30-150
系统效率 15% 20-35% 8%-10% 25-30%
技术成熟度 商业化应用 商业化示范 示范 样机示范
商业化前景 好 好 较好 一般
储能系统 间接型、直接型双储热
罐 直接型双储热罐
短时存储蒸汽（<10 分
钟）
无储热
用地最大倾斜度 <1-2 <2-4 <4 10%或更多
熔融盐储能 商业化验证 商业化验证 可行未验证 无储能
设备一次投资（欧元每千
瓦） 2300-2500 2500-2900 2000-2300 5000-8000
资料来源：中国银河证券研究部整理
已实现商业化的槽式和塔式两种技术路线整体上各有优劣。槽式技术相比塔式技术更为成
熟，有着超过 30 年的实际运行记录，但也有着一些难以克服的缺点。我们分系统效率和降本
空间、储热系统、传热管路三方面来对比槽式系统和塔式系统。
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
附表 4、槽式技术与塔式技术的优劣对比
槽式技术 塔式技术
优点
1、结构简单、成本低，易于实现标准化批量生产和安装
2、单轴跟踪系统，比较简化
3、技术更成熟，SEGS 系列电站的成功运行记录证明了
槽式技术可以经受得起 30 年寿命周期的考验
1、聚光比和工作温度高、系统效率高，在降低成本方面还有着
较大的潜力
2、管道长度远低于槽式、仅需要 600 米、热传递路程短、热损
耗少、无需天然气或其他辅助燃料保温，大大降低了保温成本
和时间
3、可以使用非真空的吸热器进行光热转换，热交换部分的寿命
更长
4、定日镜可大可小，在抵抗风沙侵袭方面优势明显
5、对土地的平整度要求相对更低
6、熔盐同时作为传热工质和储热工质，成本经济性好
缺点
1、聚光比和工作温度小、热传递回路长损耗大，系统效
率较低
2、已获得了在理论上的最大技术和经济可能性，再想降
低其成本将是十分困难的
3、单轴跟踪精度低、光损失大
4、对地面坡度的要求更高
5、导热油作为传热介质，每 1MW 需要 1.6 公里长的管
道，需要天然气辅助热源来保温
6、必须使用利于维持高温的真空管作为吸热部件、寿命
低
7、导热油吸收热量后还需要再与熔盐换热来储热，增加
了设备投资和热损
8、需要 3 倍以上的熔盐才能达到同样的储热小时数
1、装置结构和控制系统复杂，技术难度大、维护成本高
2、项目必须做到 100MW 以上才具有成本经济效益
3、可证明的实际运行案例少，被认为是一种新的、尚未经过验
证的技术，在获得融资支持方面有困难
资料来源：中国银河证券研究部整理
塔式技术的效率高、降本空间大：光热项目的度电成本与系统效率密切相关，槽式技术
采用的是线聚光的形式，运行温度和聚光比低，系统效率难有太大的提高，因此该技术路线未
来成本下降的空间不大。而塔式技术采用的是点聚光的形式，聚光比和工作温度高、系统效率
高，在降低成本方面还有着较大的潜力
塔式技术的一体化储热系统经济性好。槽式技术中传热介质为导热油，但储热介质为熔
融盐，导热油吸收热量后还需要再与熔盐换热才能完成储热，这带来了更多的设备投资和热损。
而塔式技术的传热介质和储热介质均为熔融盐，熔融盐是唯一的工质，成本经济性要显著好于
槽式技术。
此外，储热容量与储热介质的温差成正比，以导热油作介质，一般的槽式电站可实现 390
度左右的温度，而塔式电站可实现温度为 560 摄氏度，储热量相同情况下，槽式电站需要 3
倍以上的熔盐才能达到与塔式电站同样的储热小时数。
塔式技术的管道结构简单，降低了保温难度和成本。由于槽式系统采用导热油为传热介
质，因此每 1MW 就需要建设 1.6 公里长的管道。过长的管道将造成三方面的问题：1、长距
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离的集热管暴露于寒冷的环境中，热量损失很大；2、必须使用利于维持高温的真空管作为吸
热部件，管道的寿命短；3、夜间为了给管道保温，需要辅助的天然气热源，增加了设备投资
和额外的天然气消耗；4、熔盐在长达数公里的集热管路中流动时可能会凝固。而塔式电站仅
需 600 米左右的管道，无需天然气等燃料来保温，降低了保温成本和热量损耗，同时塔式电站
可以使用非真空的吸热器进行光热转换，热交换部分的寿命更长。
塔式电站在效率和降本空间、储热系统、管道结构等方面均优于槽式技术，但其相比于槽
式技术的主要缺点是：1、采用双轴跟踪的方式，定日镜的控制系统比较复杂；2、项目必须做
到 100MW 以上才具有成本经济效益；3、可证明的实际运行案例相对少，运营经验以及分析
数据相对欠缺，在获得融资支持方面有困难。
我们认为技术复杂、实际运行案例少等问题都是可以随着未来的技术进步和大规模建设加
以解决的，而 100MW 以上规模的电站才具有成本经济效益意味着塔式技术的度电成本会随着
电站规模的增加而快速降低，正说明塔式技术极为适合开发大规模光热电站。因此我们认为，
在光热的四种技术路线中塔式技术的应用前景最为广阔。
（四）塔式技术的市场份额正在快速提高
虽然在全球已建成的太阳能热发电站中，槽式电站所占比例接近 90%。但塔式电站凭借
技术上更强的竞争力，市场份额正在快速增长。2005 年之前建成的光热电站全部采用了槽式
技术；2006 年至 2010 年建成的光热电站中，95%采用了槽式技术，4%采用了塔式技术；2011
年至 2014 年建成的光热电站中，83%采用了槽式技术，14%采用了塔式技术。而在拟建的光
热项目中，塔式技术的占有率已进一步提升到了 38%。
附图 9、2006-2010 年建成光热电站的技术路线分布 附图 10、2011-2014 年建成光热电站的技术路线分布
资料来源：中国银河证券研究部整理 资料来源：中国银河证券研究部整理
95%
4% 1%
槽式
塔式
菲涅耳式
83%
14%
3%
槽式
塔式
菲涅耳式
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插 图 目 录
图 1、光热发电能量转化示意图 ................................................................................................................................................. 3
图 2、光热发电与光伏发电的出力特性比较（CSP 为光热、PV 为光伏） ........................................................................... 4
图 3、带储热装置的光热发电系统 ............................................................................................................................................. 5
图 4、带有储热及补燃系统的太阳能热发电系统出力特性 ..................................................................................................... 5
图 5、光伏光热互补发电系统的 24 小时发电出力示意图（STE 为光热）............................................................................ 6
图 6、光热发电可提高电网对光伏发电的接纳能力 ................................................................................................................. 6
图 7、不同发电方式生命周期内 CO2 排放的比较（g/kWh） ................................................................................................. 8
图 8、2006-2014 全球光热项目累计装机容量（MW） ............................................................................................................ 9
图 9、2014 年全球光热项目的地域分布 .................................................................................................................................... 9
图 10、2008-2014 西班牙光热项目累计装机容量（MW） .................................................................................................... 10
图 11、2009-2014 西班牙光热发电量（GWh） ...................................................................................................................... 10
图 12、2012-2014 美国光热装机容量变化（MW） ................................................................................................................ 11
图 13、南非三阶段光热项目中标结果（红色为上限电价、蓝色为实际中标电价） .......................................................... 13
图 14、2011 年光伏标杆电价政策对装机的刺激作用明显（GW） ...................................................................................... 19
图 15、2020 年全国光热发电规模分布 .................................................................................................................................... 19
图 16、国内某光热项目可研阶段的上网电价测算 ................................................................................................................. 21
图 17、中国光热产业联盟给出的光热度电成本下降曲线 ..................................................................................................... 21
图 18、光热产业链的 4 个环节 ................................................................................................................................................. 23
图 19、电规总院某 50MW 槽式电站的投资拆分 .................................................................................................................... 24
图 20、中控德令哈 10MW 项目设备构成 ................................................................................................................................ 24
附图 1、塔式发电系统示意图（熔融盐为蓄热介质） ........................................................................................................... 34
附图 2、Ivanpah 塔式光热电站 ................................................................................................................................................. 34
附图 3、槽式发电系统示意图 ................................................................................................................................................... 35
附图 4、槽式发电系统实物图 ................................................................................................................................................... 35
附图 5、碟式发电系统示意图 ................................................................................................................................................... 36
附图 6、碟式发电系统实物图 ................................................................................................................................................... 36
附图 7、菲涅耳式发电系统示意图 ........................................................................................................................................... 36
附图 8、菲涅耳式发电系统实物图 ........................................................................................................................................... 36
附图 9、2006-2010 年建成光热电站的技术路线分布 ............................................................................................................. 39
附图 10、2011-2014 年建成光热电站的技术路线分布 ........................................................................................................... 39
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行业研究报告/电力设备与新能源行业
表 格 目 录
表 1、光热发电与光伏发电的对比 ............................................................................................................................................. 4
表 2、美国加利福尼亚 SEGS 电站相关运行数据 ..................................................................................................................... 7
表 3、各类型电源的寿命期 ......................................................................................................................................................... 7
表 4、西班牙的光热政策演变过程 ........................................................................................................................................... 10
表 5、美国的光热发电政策 ....................................................................................................................................................... 11
表 6、美国的 Sunshot 计划 ........................................................................................................................................................ 12
表 7、主要光热发电市场 2015 年项目建设装机 ..................................................................................................................... 13
表 8、南非三阶段光热项目中标电价统计 ............................................................................................................................... 14
表 9、截止到 2014 年底我国已建成的光热电站 ..................................................................................................................... 15
表 10、我国光热项目进度统计 ................................................................................................................................................. 16
表 11、光热示范项目政策的酝酿过程 ..................................................................................................................................... 17
表 12、《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》中的关键性规定 .......................................................................... 18
表 13、光伏行业的政策演变过程 ............................................................................................................................................. 19
表 14、2011 年以来美国、南非、摩洛哥等国 5 个电站的购电协议价或上网电价数据 ..................................................... 20
表 15、光热电站所涉及的设备 ................................................................................................................................................. 23
表 16、光热电站所涉及的设备的国产化情况 ......................................................................................................................... 24
表 17、中控德令哈 10MW 塔式电站的主要设备及供应商 .................................................................................................... 25
表 18、光热电站所涉及各个环节的国内参与者（红色为上市公司）.................................................................................. 25
表 19、中广核德令哈 50MW 槽式电站太阳岛 EPC 竞标者 ................................................................................................... 26
附表 1、我国商业化光热电站项目的实施进度（截至 2015 年 7 月）.................................................................................. 31
附表 2、光热发电的四种技术路线 ........................................................................................................................................... 34
附表 3、光热四种技术路线的对比 ........................................................................................................................................... 37
附表 4、槽式技术与塔式技术的优劣对比 ............................................................................................................................... 38
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银河证券行业评级体系：推荐、谨慎推荐、中性、回避
推荐：是指未来 6－12 个月，行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）超越
交易所指数（或市场中主要的指数）平均回报 20%及以上。该评级由分析师给出。
谨慎推荐：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）超越交易所指数（或市
场中主要的指数）平均回报。该评级由分析师给出。
中性：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）与交易所指数（或市场中主
要的指数）平均回报相当。该评级由分析师给出。
回避：行业指数（或分析师团队所覆盖公司组成的行业指数）低于交易所指数（或市场中
主要的指数）平均回报 10%及以上。该评级由分析师给出。
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推荐：是指未来 6－12 个月，公司股价超越分析师（或分析师团队）所覆盖股票平均回报
20%及以上。该评级由分析师给出。
谨慎推荐：是指未来 6－12 个月，公司股价超越分析师（或分析师团队）所覆盖股票平均
回报 10%－20%。该评级由分析师给出。
中性：是指未来 6－12 个月，公司股价与分析师（或分析师团队）所覆盖股票平均回报相
当。该评级由分析师给出。
回避：是指未来 6－12 个月，公司股价低于分析师（或分析师团队）所覆盖股票平均回报
10%及以上。该评级由分析师给出。
张玲，电力设备与新能源行业证券分析师。本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨
询执业资格并注册为证券分析师，本人承诺，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。
本报告清晰准确地反映本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐
意见或观点而直接或间接受到任何形式的补偿。（本人承诺不利用自己的身份、地位和执业过
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