政策支持与发展目标 - 国家发改委与能源局联合印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，为产业划定清晰发展路径，标志着产业从培育期迈向规模化发展阶段[1] - 政策明确提出到2030年光热发电装机规模较2025年增长10倍的目标[1] - 文件要求完善电价形成机制，推动光热发电参与电力市场交易，并鼓励通过“光热+”多能互补模式提升项目经济性[4] 技术优势与系统价值 - 光热发电核心优势在于长时储能和灵活调峰能力，通过熔盐等介质储存热能，可实现连续稳定供电，解决可再生能源间歇性问题[2] - 配置6小时以上储能系统后，光热电站年利用小时数可达4000小时以上，接近煤电机组水平[2] - 青海、甘肃等地运行数据显示，光热电站调峰深度可达80%，远高于常规火电机组[2] - 当风光渗透率超过30%时，配置光热电站可使电力系统平衡成本降低22%[7] - 在西北地区大型风电、光伏基地配套建设中，光热发电正成为不可或缺的调节电源[2] 产业发展与市场规模 - 技术创新目标是将系统效率提升至25%以上，造价降低30%至15元/瓦以下[4] - 重点支持塔式、槽式技术路线升级，推动熔盐工质、吸热器、储热系统等关键设备国产化[4] - 据中国可再生能源学会预测，到2030年国内光热发电累计装机有望突破60GW，带动上下游产业链形成万亿级市场规模[4] - 国际能源署报告显示，2025年全球光热发电装机容量较2020年增长156%，其中中国贡献率超过40%[6] 产业链环节与关键企业 - 上游聚光镜场领域，中信博新能源开发的曲面反射镜反射率已达94%以上[7] - 中控太阳能开发的熔盐储热系统可实现565℃高温稳定运行[7] - 下游EPC环节中，中国电建、东方电气等企业已形成GW级建设能力[7] - 金融机构加大支持力度，国家开发银行近期设立200亿元专项贷款用于光热项目建设[7] 产业布局与项目规划 - 产业布局重点在青海、甘肃、新疆等太阳能资源富集区建设百万千瓦级基地[4] - 同时探索沿海地区核光热联产新模式[4] - 当前甘肃酒泉、新疆哈密等新能源基地已规划配套建设4.8GW光热项目[7] - 未来“风光热储”一体化模式将成为主流[7] 成本与经济效益 - 西班牙、中东等地区通过光热-燃气联合循环技术，已将发电成本降至0.08美元/千瓦时以下[6] - 随着碳市场建设推进，光热发电的碳减排效益可通过CCER机制实现价值变现，进一步改善项目经济性[7] 国际拓展与未来趋势 - 我国企业在摩洛哥努奥光热电站等海外项目中已展现技术实力[6] - 未来随着“一带一路”绿色能源合作深化，光热发电将成为中国技术输出的新名片[6] - 光热发电与氢能产业的耦合发展正在形成新趋势，利用过剩热能进行高温电解制氢，可进一步提升全系统能效[7] 行业活动与平台 - 2026中国（郑州）国际太阳能利用大会暨光热展览会将于4月16日-18日在郑州举行，规划展览面积达40,000平方米，预计吸引600家品牌展商和超50,000名专业观众[6][9] - 展会将集中展示光热发电核心技术装备全产业链创新成果，并设立“光热+光伏+储能”多能互补专题展区[6] - 同期将举办20余场高端论坛，探讨光热参与电力市场交易、混合电站设计优化等前沿议题[6] 未来发展关键点 - 需加快建立适应新型电力系统的市场机制，通过容量电价、辅助服务补偿等政策体现调峰价值[8] - 需推动产业链协同创新，重点突破超临界CO2发电、粒子吸热器等下一代技术[8] - 需加强标准体系建设，制定光热电站设计、施工、验收全流程规范[8]

A股市场行情与展望 - A股市场已步入春节前的“春躁行情”，人工智能、人形机器人、商业航天等主题持续催化，但年末资金调仓带来现实压力，市场近期表现“纠结” [1] - 市场经历调整后，当前正进入“夯实底部、蓄势待发”阶段，叠加海外流动性预期改善与国内经济企稳，A股与港股科技板块在年底至明年初有望迎来估值修复行情 [1] - 短期大盘趋势强，增量资金入场明显，市场赚钱效应强，上证指数出现明显保驾护航走势，市场成交量飙升到近3万亿元 [7][9] 科技与成长板块投资逻辑 - 私募机构对科技股的中长期投资逻辑几乎没有分歧，但在年末特定时点，机构间存在清晰分歧 [1] - 配置上建议继续布局春季躁动，关注AI链、电池、有色、部分化工品、军工、大众和服务消费等景气改善方向，并可适当增配主题性品种和受益于季节性效应的出口链 [9] - 创业板指数呈现“涨在前面，跌在后面”的模式，基本面不支持无限拔估值，加速上扬与资本市场稳健目的相悖，但建议多单继续持有 [9] 黄金市场展望 - 预计2026年金价将再创新高，全年价格或冲击5000美元/盎司，但涨幅可能收窄至10%-15% [3] - 金价上涨动力包括美联储降息带来的流动性宽松、全球黄金ETF流入、地缘政治风险和贸易冲突引发的避险情绪，以及去美元化、央行购金等长期趋势 [3] - 考虑到2025年金价涨幅显著，且上述利好因素已部分在金价中兑现，因此预计2026年涨幅收窄 [3] 光热发电行业分析 - 光热发电兼具调节电源与长时储能双重功能，在电力系统中承担调节功能，也具备扮演基荷电源的潜力，是强化新能源消纳保障的可靠资源 [3] - 近年来在政策支持下，光热作为新能源基地配套调节电源快速发展，技术进步、国产化、规模化等因素推动其度电成本快速下降 [3] - 虽然目前成本与主流电源仍有差距，但后续有望受益于成本下降及调节价值提升而增强电源竞争力，助力行业健康发展 [3] 家电行业成本分析 - 2025年四季度以来，铜铝价格中枢上移，但中信证券认为其对白电（白色家电）盈利影响有限 [5] - 成本影响有限的主要原因在于铜铝价格上行与塑料价格下行形成对冲，并且家电龙头公司会对大宗原材料进行套期保值 [5] - 若原材料价格高位震荡并再度上行，成本压力或在2026年二季度、三季度有所体现 [5] 航空与旅游市场动态 - 元旦假期民航市场热度较往年明显上升，假期国际机票预订已近尾声，而国内机票预订仍在高峰期 [5] - 飞行目的地选择上，国内市场呈现南北游客“双向奔赴”的特点，多家航空公司在热门冰雪游航线上增投运力，目前这些航线机票销售进度已超其他航线 [5] - 深圳机场往返东北地区客流量，最近已同比增长4.3% [5] 市场资金与指数表现 - 当日市场涨跌分布为上涨3727家，下跌1568家，涨停79家，跌停4家 [8] - 暗盘资金流向显示，净流入3716家，净流出1281家 [8] - 在资金托底及外围市场重回涨势情况下，两市震荡回升，中期看指数也在震荡区间之内，美股高估值长期维持的状况对全球资本市场有明显指引，预计A股短期内偏震荡格局难以改变 [9]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局联合发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，系统部署光热发电发展，目标是到2030年总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当，技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展 [3] - 光热发电兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好特性，以及长时储能和电网支撑能力，是构建新型电力系统的重要支撑，能够有效平抑风电、光伏的波动性 [3][4] - 当前光热发电行业面临初始投资大、成本偏高、市场竞争能力偏弱等挑战，但通过政策支持、规模效应、技术创新和构建健康产业生态，有望实现规模化发展和成本下降 [6][7][8][9] 行业政策与目标 - 国家发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，为光热发电规模化发展作出系统部署 [3] - 明确发展目标：到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦（即15吉瓦）左右，度电成本与煤电基本相当 [3] - 技术目标：实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业 [3] - 地方政策支持示例：青海省明确2024年~2028年期间，纳入省级年度光热发电示范（试点）开发计划的项目，统一执行0.55元/千瓦时的上网电价标准 [7] 技术特点与优势 - 光热发电是通过聚光系统收集太阳热能，借助储热装置实现连续供电的新能源技术，主要包含槽式、塔式、菲涅尔式与碟式等4种类型 [4] - 优势一：兼具绿色低碳、灵活调峰、电网友好特性，安全稳定、容量大、储能经济长效，可实现24小时连续稳定发电，有效弥补风电、光伏的间歇性不足 [4] - 优势二：采用同步发电机并网，可为电网提供必要的转动惯量和无功功率，对维持高比例新能源电力系统的频率、电压及功角稳定具有重要意义 [5] - 具备优异的电网支撑与快速调节能力：光热电站具备15%~100%额定负荷的宽幅负荷调节能力，调峰速率是传统煤电的2倍~3倍 [5] 发展现状与挑战 - 我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，建成全球领先的光热发电产业链 [6] - 面临挑战：初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现、产业技术水平仍需提升 [6] - 成本挑战：2018年~2021年建成并网的光热项目单位成本在3万元/千瓦左右，2024年100兆瓦及以上规模光热项目平均单位千瓦总投资约1.6万元/千瓦，但同期同等规模光伏电站的建设成本只有光热项目的1/3 [7] - 发展需坚持因地制宜、精准定位：我国光热发电资源潜力巨大，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、新疆、西藏等省区，但当地电力系统相对薄弱，存在供需平衡问题 [6] 应用场景与定位 - 光热技术应用可细分为三大场景 [6] - 场景一：在大型新能源基地中，光热发电可优化提升基地调节能力，提高绿色电量占比 [6] - 场景二：在区域电力系统中，光热电站可与风光项目构成多能互补系统，缓解保供压力，支撑系统安全 [6] - 场景三：在源网荷储一体化应用场景中，光热发电可同时满足用电、用汽、用热需求 [6] 降本路径与建议 - 路径一：强化政策支撑，完善市场机制，若光热发电参照煤电执行每年330元/千瓦的容量电价，在年利用小时数低于2500小时的情况下，度电成本预计可下降约0.13元/千瓦时，按当前度电成本约0.55元/千瓦时估算，补偿后成本可降至0.42元/千瓦时左右 [8] - 路径二：发挥规模降本效应，同等技术水平下，项目装机规模从100兆瓦扩大至350兆瓦，度电成本可下降约0.18元/千瓦时 [8] - 路径三：依靠持续技术优化与迭代，以熔盐储能系统为例，采用低位罐短轴泵技术可降低储热系统成本约12%，采用高温新型熔盐可进一步降本约15% [8] - 路径四：产业规模持续扩大及关键设备材料的全面国产化量产，能系统降低初始投资 [8] 产业发展生态建议 - 企业应避免“内卷式”降本和“低价者胜”的零和博弈思维，以保障合理利润，驱动产业走向以质量与创新为核心的健康发展轨道 [9] - 呼吁采购方采用新的招投标方法，重视产品技术与质量 [9] - 目标是实现产业链各方的共赢与可持续发展 [9] 典型案例 - 青海德令哈50兆瓦塔式熔盐光热电站，采用了浙江可胜技术股份有限公司的核心技术和关键设备，自2018年底投运以来运行稳定高效，已连续4年超额完成发电目标 [3] - 青海格尔木350兆瓦项目是政策引导下催生的标志性项目 [7]

行业投资评级 - 行业投资评级为“强于大市”，且评级维持不变 [1] 核心观点 - 报告核心观点认为，光热发电在电力市场中需要被重新定价，其兼具调峰电源和长时储能的双重功能，应在容量市场和辅助服务市场中获得价值认可 [4][5] - 政策驱动下，光热发电产业有望迎来规模化发展，到2030年总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本目标与煤电基本相当 [4] - 光热发电的绿色溢价可能更优，其可选择CCER作为绿色收益来源，并有望随全球碳市场建立获得更高溢价 [5] 行业基本情况与表现 - 电力设备行业收盘点位为10088.23，52周最高为10950.05，52周最低为6107.84 [1] - 行业相对指数表现图表显示，在2024年12月至2025年12月期间，电力设备行业表现相对于沪深300指数有显著超额收益 [2][3] 光热发电产业分析 - 我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，并建成全球领先的产业链 [5] - 光热电站单位千瓦建设成本已从10年前的约3万元下降至1.5万元，度电成本降至0.6元上下 [5] - 依靠规模经济和技术进步，其度电成本有望和煤电打平，可作为部分地区的支撑性能源 [5] - 政策文件提出对符合条件的光热发电容量可按可靠容量给予补偿，并鼓励探索可靠容量评估方法 [5] - 政策支持光热发电积极参与各类辅助服务市场并获得收益 [5] 投资建议 - 报告建议关注西子洁能 [6]

政策目标与核心观点 - 国家发改委和能源局发布政策，目标到2030年光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当，旨在将其发展为具有国际竞争优势的新产业 [1] - 政策核心是推动光热发电规模化发展，使其兼具发电与长时储能功能，并能在容量市场和辅助服务市场获得价值，同时通过CCER等渠道获取绿色溢价 [1] 产业链现状与成本趋势 - 行业已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，建成全球领先的产业链 [2] - 电站单位千瓦建设成本从10年前的约3万元下降至1.5万元，度电成本已降至0.6元上下 [2] - 依靠规模经济和技术进步，其度电成本有望与煤电持平，可成为部分地区的支撑性能源 [2] 市场价值与收益机制 - 光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能为电力系统提供长周期调峰能力和转动惯量 [3] - 政策提出对符合条件的光热发电容量可按可靠容量给予补偿，并鼓励探索可靠容量评估方法 [3] - 支持光热发电积极参与各类辅助服务市场并获得收益 [3] - 光热电站可选择CCER作为绿色收益来源，CCER有望随全球碳市场建立获得更高溢价 [4] 投资建议 - 建议关注西子洁能（002534）[5]

光热发电的战略定位与技术优势 - 光热发电凭借“熔盐储能+同步发电”的技术优势，兼具调峰电源与长时储能能力，能够同时满足电网对安全、灵活和绿色的需求，是推动高比例新能源消纳的重要优选方案 [2] - 在我国西部广阔的戈壁荒漠上，一场以阳光为驱动的能源变革正加速推进 [2] 国家政策与发展目标 - 国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，战略意义深远，旨在培育新兴产业，并服务于国家能源安全与新型电力系统构建 [2] - 《意见》提出到2030年，中国光热发电发展总装机规模力争达到1500万千瓦左右 [2] - 目标包括度电成本与煤电基本相当，技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业 [2] 发展路径与成本优化 - 实现目标需聚焦成本优化与应用拓展 [5] - 通过建立合理的市场机制，彰显光热发电调峰与储能价值，并借助技术创新、规模效应与产业链协同，推动成本持续下降 [5] 应用模式与市场拓展 - “光热+”模式正不断赋能多元化应用生态，从大型风光基地配套，延伸至零碳园区、工业供汽及清洁供热等领域 [5] - 在政策引领下，光热发电正成为构建新型能源体系的重要力量，为能源结构转型注入优质可靠的绿色动力 [5]

行业政策与目标 - 国家发改委与能源局联合印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，旨在推动光热发电规模化发展，以支撑新型电力系统构建 [1] - 政策设定明确发展目标：到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当，技术实现国际领先并完全自主可控 [1] - 光热发电被定位为兼具调峰电源和长时储能双重功能，能有效平抑风电、光伏等新能源出力的波动性 [1] 行业发展现状与基础 - 行业已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，并建成全球领先的产业链 [1] - 电站单位千瓦建设成本已从10年前的约3万元人民币下降至1.5万元人民币，度电成本降至0.6元人民币上下，初步具备规模化发展基础 [1] - 行业发展仍面临初始投资大、市场竞争能力偏弱、系统支撑调节价值未充分体现、产业技术水平仍需提升等问题 [1] 市场培育与项目布局 - 政策提出积极培育光热发电应用市场，结合大型能源基地建设，按需合理配置光热发电规模 [2] - 支持在“沙戈荒”大型外送新能源基地、水风光外送基地、各类自用型基地等新能源基地开展光热电站项目建设 [2] - 计划建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站，并探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统 [2] 降本增效路径 - 通过规模化发展带动降本：政策推动光热发电年均近300万千瓦的增速，通过规模效应释放实现快速降本 [3] - 通过技术进步降本增效：政策提出推动高参数大容量技术推广、稳步推进30万千瓦等级大型光热电站建设，并加快关键技术材料与装备研发 [3] - 全面提升核心技术自主化和关键装备国产化水平，通过产业集聚和协同发展促进降本增效 [3] 政策与金融支持 - 支持符合条件的光热发电项目通过发行基础设施领域不动产投资信托基金、资产支持证券等方式盘活存量资产 [4] - 鼓励相关省区制定支持光热发电发展的新能源参与电力市场实施细则，明确符合条件的光热发电容量可按可靠容量给予补偿 [4] - 提高电站包括绿证、国家核证自愿减排量等在内的绿色收益，并加强土地等要素保障，通过综合政策支持促进降本增收 [4]

光热发电的战略定位与核心价值 - 光热发电是技术密集型高端制造业，涉及精密机械、自动控制、高温材料等多个领域，其发展将带动精密镜场、特种熔盐、高温吸热器等设备材料发展，提升我国在全球新能源产业链中的竞争力 [2][3] - 光热发电工作原理与火电高度相似，通过聚光、储热、发电三步流程，能输出稳定电力，对电网极其友好 [2] - 光热发电是电网的稳定器与调节器，其自带储热系统（“巨型充电宝”）能在无日照时持续稳定供电，并能提供转动惯量以维持电网频率稳定，尤其适合西北地区 [3] 行业发展现状与成本趋势 - 我国已成功掌握塔式、槽式、线性菲涅尔式等主流光热发电技术，建成全球领先的产业链 [3] - 电站单位千瓦建设成本从10年前的约3万元下降至1.5万元，度电成本降至0.6元上下，已初步具备规模化发展基础 [3] - 政策提出到2030年，光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当 [2] 规模化发展面临的挑战与政策破解路径 - **破解成本之困**：政策通过推动规模化（预计装机年均增长近300万千瓦）和国产化替代来摊薄成本，以实现与煤电平价，为行业提供确定性市场预期以吸引长期资本 [4] - **破解技术之困**：装备大型化不足、核心技术和材料依赖进口导致造价高，政策鼓励关键设备国产化与性能优化，以提升设备可靠性、稳定性、效率和寿命 [4] - **破解协同之困**：政策明确光热发电在多能互补基地中的角色，解决电网调度与计价顾虑，鼓励其与光伏风电、算力中心、动力电池制造等协同发展，融入新型电力系统 [4] 未来至2030年的发展趋势 - **应用场景融合化**：主流模式将是“光热+”，即与光伏风电基地捆绑作为稳定电源，或与燃煤电厂耦合实现降碳增效，与其他能源形式深度融合 [5] - **技术路线多元化与精益化**：多种技术路线将根据资源条件竞争发展，降本核心转向智能化运维、效率提升和新材料应用，从追求装机规模转向追求更高发电效率和更低度电成本 [6] - **产业角色基石化**：光热发电企业将从单纯电量输出，向“发电+调峰+备用+供热”的多功能综合能源服务商转变，成为新型电力系统中不可或缺的支撑与调节电源 [6]

光热发电的战略定位与技术优势 - 光热发电凭借“熔盐储能+同步发电”的技术优势，兼具调峰电源与长时储能能力，是推动高比例新能源消纳的重要优选方案 [2] - 该技术能够同时满足电网对安全、灵活和绿色的需求 [2] 国家政策与发展目标 - 国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，旨在培育新兴产业并服务于国家能源安全与新型电力系统构建 [2] - 政策提出到2030年，光热发电发展总装机规模力争达到1500万千瓦左右 [2] - 目标实现度电成本与煤电基本相当，技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展 [2] 行业发展路径与成本优化 - 实现发展目标需聚焦成本优化与应用拓展 [4] - 通过建立合理的市场机制，彰显光热发电调峰与储能价值，并借助技术创新、规模效应与产业链协同，推动成本持续下降 [4] 应用场景的多元化拓展 - “光热+”模式正不断赋能多元化应用生态 [4] - 应用场景从大型风光基地配套，延伸至零碳园区、工业供汽及清洁供热等领域 [4] 行业前景与战略意义 - 在政策引领下，光热发电正成为构建新型能源体系的重要力量，为能源结构转型注入优质可靠的绿色动力 [5] - 该行业目标成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业 [2]

项目概况 - 青海众控德令哈35万千瓦光热发电示范（试点）项目于2025年12月28日正式破土动工 [1] - 该项目是全球在建及规划中装机规模最大、储能容量最大的塔式光热发电项目 [1] - 项目总投资约55.67亿元 [1] - 项目核心亮点是配置14小时超长储能系统 [1] 项目效益与影响 - 项目建成后预计年发电量达9.85亿千瓦时 [1] - 年发电量可满足50万户家庭全年清洁用电需求 [1] - 项目每年将节约标煤29.5万吨，减排二氧化碳153.03万吨 [1] - 项目投运后将显著增强电网调峰能力，提升新能源消纳水平，为构建新型电力系统提供重要支撑 [2] 行业政策与战略定位 - 根据国家发展改革委、国家能源局发布的意见，到2030年我国光热发电总装机规模力争达到1500万千瓦左右 [2] - 行业目标是到2030年度电成本与煤电基本相当 [2] - 该项目是响应国家战略的重点项目，为后续大型光热项目建设积累经验 [2] - 该项目是青海打造国家清洁能源产业高地的关键举措，为我国“双碳”目标实现提供重要实践支撑 [2] 公司计划与承诺 - 青海众控将严格遵循“安全、绿色、高效”的建设理念推进项目 [2] - 公司将集中优势资源，实施精细化管理，全力推进项目高标准高质量投产，确保如期并网发电 [2]