公司技术与项目经验 - 公司是我国最早从事光热发电技术研发与工程推广的单位之一，自2010年进入该领域 [1] - 公司于2018年参建了中国首座、全球第三座商业化投运的塔式熔盐光热储能电站——青海德令哈50MW项目 [1] - 在“十四五”期间，公司成功参与了大批量光热发电示范项目的供货与建设，例如金塔中光100MW、中能建哈密150MW、中广核德令哈200MW等项目 [1] - 公司具备较强的市场和技术先发优势 [1] 行业发展趋势与公司战略 - 目前光热行业发展进入大容量、低成本、独立装机的阶段 [1] - “十五五”期间光热发电装机空间较大 [1] - 公司将利用自身参与项目的经验和市场技术先发优势，积极落地“十五五”期间光热领域订单机会 [1] - 公司计划持续贡献光热板块的利润增长 [1]

鼓励外商投资产业目录更新 - 新版目录总条目1679条，比2022年版净增加205条，修改303条 [2] - 目录优化对外资的方向性引导，鼓励投资先进制造业、现代服务业，并引导投资中西部地区、东北地区和海南省 [3] - 目录为投资者提供清晰稳定透明的投资预期，是2019年以来第四次发布 [6] - 修订有利于从供给侧吸引全球创新要素，从需求侧引导外资满足医疗健康、养老服务等升级需求，扩大内需 [8] - 新版目录增强了外资投资中国信心，外资企业负责人表示投资中国前景广阔 [9][11] - 以法国达索系统为例，其业务方向与目录鼓励的先进制造和现代服务领域高度契合，增强了其发展信心 [13] 能源领域关键进展 - 渤海海域新探明秦皇岛29-6亿吨级油田，单井测试日产原油约370吨，油层厚度66.7米，是渤海油田自2019年以来发现的第7个亿吨级油田 [16] - 国家出台政策系统性支持光热发电规模化发展，目标到2030年总装机规模达1500万千瓦左右，届时发电成本与煤电基本相当 [17][19]

行业与公司 * 行业：光热发电行业 [1] * 公司：浙江可胜、首航高科、东方锅炉、恒基能卖新能源、山东三公司、蓝星化机厂、上海亚核、北京佳节能、中核苏阀、江苏飞跃、上海锅炉厂、杭州西子节能、中船新能、中山性能、长荣龙腾、兰州大成、中电建西北院 [2][19][20][21][22] 核心观点与论据 * **技术路线**：中国光热发电以塔式为主，占比57.4%，槽式和线性菲涅尔分别占22.7%和19.9% [1][4] 国际主流为槽式技术，占比超70% [1][4] 未来多种技术路线将并存，不太可能出现单一技术路线统一市场的局面 [1][17] * **成本下降趋势**：光热发电度电成本持续下降，从首批示范项目的约1.10元/千瓦时降至目前的约0.90元/千瓦时 [1][5] 预计2030年降至0.45元/千瓦时，2035年进一步降至0.38元/千瓦时 [1][9] * **建设成本下降**：电站建设成本显著下降，首批示范项目每千瓦投资约2-3万元，第二阶段降至1.5-2万元，大容量独立调峰模式下成本进一步降低 [1][6] 目前300兆瓦塔式电站装机成本约12,000元/千瓦 [17] 若要在2030年实现与煤电相当的度电成本，需将单位千瓦装机成本降至10,000元左右，即再降低约1/3 [1][17] * **政策支持**：青海省政府对光热发电提供明确补贴，对并网的350兆瓦光热电站提供每度电0.55元的电价补贴 [1][7][14] 国家能源局新政策预计将推动各省明确容量补偿和辅助服务收益来源等政策，促进行业发展 [1][13][23] * **发展阶段划分**： * 2016-2020年：首批示范项目阶段，建成8个项目，度电成本约1.10元，享受1.15元/千瓦时补贴 [5] * 2021-2024年：取消补贴，转向沙戈荒基地建设，建成20多个项目，度电成本降至约0.90元 [5] * 2025年后：探索大容量独立调峰等新模式，服务新型电力系统建设 [5][8] * **竞争力提升方向**：提高储热温度至700-1,000摄氏度 [2][10] 改进后端汽水系统，研究超临界二氧化碳发电技术 [2][10] 降低集热器成本，如扩大槽式集热器尺寸 [2][10] * **投资主体演变**：初期以民营企业为主，第二阶段大型发电集团（如中广核、三峡集团、中电中化）成为主要投资者，目前发电集团投资积极性较高 [15][16] 民营企业主要负责EPC承包建设 [16] * **项目模式**：光热发电项目通常采用EPC模式，由设计院进行总承包 [2][22] * **产业链成熟度**：国内产业链已非常成熟，国产化率达95% [2][18] 其他重要内容 * **发展现状**：截至2024年底，中国共有34个光热发电项目，总装机容量3,300兆瓦 [4] * **历史装机规模小的原因**：初期产业链不成熟、关键设备依赖进口 [11] 首批示范项目实际建成不多 [11] 2020年国家取消补贴后投资积极性下降 [11] * **优势省份**：青海省因明确0.55元/千瓦时补贴，投资收益率最佳 [1][12] 青海拥有丰富熔盐资源，可降低建设成本，地方政府支持力度大 [26] 其他主要建设省份包括新疆、内蒙古、甘肃和西藏，但多数尚未出台明确补贴政策 [12] * **成本构成与价值量**：聚光集热系统是最大投入部分，占项目40%-50% [2][18] 储换系统占20%-30% [2][18] 剩余为常规火力发电竞争系统 [18] * **降本关键环节**：降低初始投资成本的关键在于研发新的聚光集热技术以降低单位造价，以及通过规模化建设和本地化生产降低设备和材料成本 [2][24] 反射镜等材料采购成本高，通过在项目地附近建厂减少运输成本是重要降本途径 [24] * **技术路线选择差异原因**：国内第二阶段为获取新能源指标，多选择初始建设成本较低的塔式和线菲技术，但槽式达产率更好，全球应用更广 [17] 同等规模下，槽式比塔式建设成本高约15% [17] * **具体项目案例**：2025年10月16日开工的全球最大单体塔式光热电站，总面积330万平方米，使用89万台定日镜，10.67万吨熔盐，年均发电9.6亿千瓦时 [6]

鼓励外商投资产业目录（2025年版）发布 - 新版目录将于2026年2月1日起施行，总条目1679条，比2022年版净增205条，修改303条 [1] - 目录包括全国鼓励外商投资产业目录和地区外商投资优势产业目录两部分 [1] - 这是2019年以来中国第四次发布该目录，旨在为投资者提供清晰稳定透明的投资预期 [4] 新版目录的主要变化与引导方向 - 优化对外资的方向性引导，鼓励引导外商投资先进制造业，新增或扩展终端产品、零部件、原材料等领域条目 [1] - 鼓励引导外商投资现代服务业，新增或扩展商务服务、技术服务、科学研究、服务消费等领域条目 [1] - 鼓励引导外商投资中西部地区、东北地区和海南省，以完善外商投资在国内的区域布局 [1][3] 政策修订的预期影响 - 从供给侧看，修订有利于将新技术、新业态、新模式纳入鼓励范围，吸引全球创新要素，实现中外企业优势互补 [6] - 从需求侧看，修订有利于引导外资企业更好满足中国不断升级的医疗健康、养老服务等需求，改善民生福祉、进一步扩大内需 [6] - 新版目录增强了外资企业在中国投资的信心和预期，外资企业负责人表示投资中国前景广阔 [6][8] 相关行业与公司动态 - 法国达索系统公司表示，国家鼓励外资投向先进制造和现代服务，刚好覆盖其业务方向，更加坚定了其发展信心 [10] - 中国渤海海域探明亿吨级油田秦皇岛29-6油田，单井测试日产原油约370吨，油层厚度66.7米，是渤海油田自2019年以来发现的第7个亿吨级油田 [10] - 国家发展改革委、国家能源局出台政策支持光热发电规模化发展，目标到2030年总装机规模力争达到1500万千瓦左右，每度电成本与煤电基本相当 [12]

文章核心观点 - 国家发改委、能源局印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，旨在明确光热发电在新型电力系统中的功能，提出发展路径与政策体系，推动其高质量、规模化发展，以提升新能源可靠替代能力，助力构建新型电力系统，对实现“十五五”碳达峰目标意义重大 [3] 一、 准确认识光热发电发展新形势 - 行业发展迅速，截至2025年10月底，中国在运光热电站装机约162万千瓦，位居全球第三，在建装机规模约270万千瓦，占全球在建装机的90%以上 [4] - 技术路线齐全且先进，已基本形成自主知识产权，产业链完备，设备与材料国产化率接近100% [4] - 度电成本快速下降，2024年底青海省35万千瓦光热电站上网电价降至0.55元/千瓦时左右，预计“十五五”中后期部分资源较好地区成本有望降至0.4元/千瓦时左右 [4] - 当前电力系统需提升新能源可靠替代能力，且光热发电成本处于快速下探窗口期，《若干意见》为其发展提供了明确指导 [5] 二、做好光热发电系统规划，因地制宜推动规模化发展 - 需进行系统性规划，充分考虑资源禀赋、系统需求和产业协同，以经济高效支撑新型电力系统 [6] - 需与资源要素协同规划以提升经济性，例如青海某地光热电站年法向直接辐射下降8%，上网电价将上升约0.04元/千瓦时 [6] - 需与系统需求协同发展，因地制宜规划路径，在可再生能源丰富、化石能源禀赋较差区域，光热电站可提供调峰和高峰电力保障；在煤炭资源丰富、新能源占比低的区域，可支撑调节电源绿色低碳转型 [6] - 需与产业发展协同布局，利用光热发电打造低成本绿电稳定供应项目，以提升产业绿色竞争力并应对国际贸易风险 [7] 三、发挥光热支撑调节作用，积极拓展不同应用场景 - “十五五”是能源转型关键期，应充分发挥光热发电调节、支撑和保供功能，开展其替代煤电作为绿色低碳调节支撑电源的试点示范 [8] - 在“沙戈荒”、水风光外送型和本地消纳型新能源基地中配置光热机组，能显著提高基地送出绿电占比，减少煤炭耗量，促进新能源消纳，大型基地的规模能有效分摊成本，促进降本增效 [8] - 随着成本下降和电力市场建设，在部分省区，以光热为基础支撑电源打捆风光新能源，已具备一定经济性，正成为替代煤电、实现区域支撑调节电源绿色低碳转型的较好选择 [8] - 以光热为基础电源的源网荷储一体化系统能满足数据中心、矿产冶炼、动力电池制造等产业对绿电的需求，基于重点省份资源条件，该系统具备稳定供应90%以上绿色电力的能力，例如甘肃酒泉地区新建大型数据中心供电价格可低至0.35元/千瓦时左右 [9] 四、推动光热降本增效，打造新能源产业新增长点 - 推动规模化发展可发挥巨大投资带动作用，以2030年总装机达1500万千瓦测算，可直接带动GDP约1750亿元，拉动2.88亿平方米特种玻璃、215万吨碳钢、360万吨熔融盐以及3.5万套精密设备的高质量供给需求 [10] - 光热发电可为太阳能资源丰富、电网薄弱地区提供绿色电力可靠方案，有望成为盘活存量产能、践行“一带一路”绿色发展、深化国际绿色能源合作的重要路径 [10] - 需加快技术突破与产业协同以促进成本下降，包括加速关键技术、材料与装备研发，推动30万和60万千瓦等级电站建设，打造产业集群，促进产业链上下游合作 [10] - 需加紧基础理论研究与创新，如突破高参数“光-热-电”转换及高效热能存储等科学理论，鼓励颠覆性技术创新，高效高温吸热器、超临界CO2发电系统等方向的突破有望成为后续大跨度成本下降的基础 [11] 五、完善健全政策保障机制，推动光热发电规模化发展 - 需完善价格机制，加快价值体现，《若干意见》明确符合条件的光热发电容量可按可靠容量给予补偿，项目可自主选择绿色收益来源 [12] - 需加大项目支持力度，提出了三种开发路径，如支持具备条件的“沙戈荒”大型外送新能源基地等开展光热电站项目建设，预计“十五五”末光热发电总装机将达到1500万千瓦左右 [12] - 需加强综合要素保障，一方面需统筹协调新能源布局，提前做好土地、水源等要素保障；另一方面，开发企业可积极争取资金支持并探索融资模式创新，如引入REITs、Pre-REITs、类REITs等资产证券化工具 [12][13]

文章核心观点 - 光热发电兼具调节电源与长时储能双重功能，是强化新能源消纳的可靠资源，在政策支持、技术进步和规模化发展推动下，行业有望长期持续成长 [1] - 国家政策明确推动光热发电规模化发展，到2030年末装机规模目标为1,500万千瓦，行业发展有望大幅提速 [2][4] - 光热发电通过规模化、国产化推动度电成本快速下降，并通过参与电力市场获取较高收益，有望增强其电源竞争力 [1][5][6] 光热发电的技术与功能定位 - 光热发电技术路线主要为熔融盐塔式，通过储热系统实现太阳能到电能的转化 [3] - 光热发电调节能力优秀，调峰深度接近80%，升降负荷速率为额定功率3%~6%，储能时长可达8~15小时，对新能源消纳形成较好支撑 [3] - 成熟光热项目可实现数十天连续运行，具备在特定环境下扮演基荷电源的潜力 [3] 行业发展现状与政策目标 - 早期因成本高、技术不成熟，发展较慢，2024年在运光热装机规模仅83.8万千瓦 [4] - 政策推动光热配套沙戈荒等新能源大基地建设，“十四五”期间每年开工目标300万千瓦 [4] - 截至2024年末，在建和拟建光热发电项目总装机分别达到330万千瓦和480万千瓦，合计超过800万千瓦 [4] - 《意见》明确到2030年末国内光热发电装机规模力争达到1,500万千瓦，对应“十五五”期间年均投产规模220~250万千瓦 [4] 成本下降与经济性提升路径 - 产业链全面国产化及规模化推动成本下降，当前光热独立运行时度电成本已降至约0.53元/kWh [5] - 部分省份提供较高上网电价支持，如青海对2028年前纳入的示范项目执行0.55元/kWh电价 [5] - 《意见》明确通过差价结算、容量补偿等长效机制以及推动单个电站规模向30~60万千瓦发展，以摊薄成本并提供支持 [5] - 未来光热发电可通过参与电力现货、辅助服务及容量市场，凭借其调节与容量功能获取较高收益，减少对政策补贴的依赖 [6] 产业链受益方 - 深耕光热产业链的制造商有望充分受益于行业成长 [1] - 布局光热领域较早的运营商有望获得技术与经验积累方面的优势 [1]

光热发电行业现状与成本 - 光热产业链已基本实现全面国产化 [1] - 需求增长推动了产业链技术进步与规模化发展 [1] - 当前光热独立运行度电成本已降至0.53元/kWh左右 [1] 光热发电经济性分析 - 光热度电成本在快速下降 [1] - 成本大幅下降后仍显著高于其他电源 [1] - 作为光伏配套调节电源可摊薄成本 [1] - 在光伏配套以外的情境下经济性仍然较弱 [1] - 预计在政策支持下光热经济性将持续提升 [1]

光热发电的行业定位与功能 - 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 [1] - 光热发电是强化新能源消纳保障的可靠资源 [1] 行业发展驱动因素 - 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 [1] - 技术进步、国产化、规模化等因素推动光热度电成本快速下降 [1] 行业竞争力与前景 - 光热度电成本目前与主流电源仍有差距 [1] - 行业后续有望受益成本下降和调节价值提升而增强电源竞争力，助力行业健康发展 [1]

鼓励外商投资产业目录（2025年版）发布 - 新版目录将于2026年2月1日起施行，是2019年以来第四次发布，旨在为投资者提供清晰稳定透明的投资预期[1][5] - 目录总条目为1679条，与2022年版相比净增加205条，修改303条[2] - 新版目录优化对外资的方向性引导，鼓励外商投资先进制造业、现代服务业，并引导投资中西部地区、东北地区和海南省[3] - 从供给侧看，修订有利于吸引全球创新要素，实现中外企业优势互补；从需求侧看，有利于引导外资满足中国不断升级的医疗健康、养老服务等需求，扩大内需[5] - 外资企业表示新版目录增强了其在中国投资的信心和预期，例如法国达索系统认为其业务方向与鼓励领域高度契合[7] 能源领域关键进展 - 中国渤海海域新探明秦皇岛29-6亿吨级油田，单井测试日产原油约370吨，油层厚度达66.7米，是渤海油田自2019年以来发现的第7个亿吨级油田[8] - 国家发展改革委、国家能源局出台政策支持光热发电规模化发展，目标到2030年总装机规模力争达到1500万千瓦左右，届时发电成本预计与煤电基本相当[10]

行业与公司 * 涉及的行业为**光热发电**与**电化学储能**行业，涉及的公司为**西子洁能**[1] 核心观点与论据 * **电化学储能市场高速增长**：中国电化学储能装机容量预计到2025年累计新增130-140吉瓦时，同比增长超100%，2026-2028年每年新增150-250吉瓦时[2] 全球预计从500吉瓦时增长到接近800吉瓦时[2][5] * **光热发电发展目标明确**：中国“十五五”规划目标到2030年光热发电总装机15吉瓦，度电成本与煤电竞争，实现技术自主可控和国际领先[2][6] * **发展光热发电的原因与优势**：可增加绿色能源比例，提高分布式能源调节能力，具备黑启动、调频调压等优势以增强新能源调节能力，助力碳中和目标[7] * **光热发电发展保障措施**：需做好资源普查、制定激励机制、公平参与市场竞争并给予容量补偿，建立信息共享平台，总结示范项目经验，评估结果制定合理收益激励机制，提高绿色收益（如CCER和绿证），促进产业协同[2][8][9] * **光热发电降本路径**：目标是到2023年成本降至煤电以下，需推动高参数、大容量技术，稳步推进30万千瓦级项目并为60万千瓦级积累经验，加快高效聚光吸热换热、高温储能系统等关键技术突破[2][10] * **储能技术至关重要**：储能技术不可或缺，能为电网提供稳定性支撑，国内市场每年需约80吉瓦储能功率支持电网稳定，海外AI数据中心发展及新兴市场电源结构变化也推动储能需求[3] 公司具体情况 * **市场地位与产能**：西子洁能在光热发电领域吸热器市场占有率接近40%[2][11] 通过发行可转债建设新能源产业基地，具备年产580套光热吸热器、换热器及锅炉的能力[2][11] * **业绩预期**：预计2025年归母净利润约4亿元，2026年约6亿元，2027年约7亿元[4][12] 业绩增长主要受益于光热发电政策出台后设备出货量提升[12] * **业绩贡献分析**：全国每年新增一吉瓦（GW）光热装机容量预计对公司业绩贡献小于1亿元，公司在市场中占比约30%~40%，设备价值量占比20%，净利润率10%~15%[12] * **业务布局**：传统能源方面主要从事余热锅炉业务，占公司收入大部分[13] 新能源方面积极拓展光伏、三代堆压力容器及换热器、四代堆熔岩系统以及核聚变相关设备等业务[13] 核心技术来自美国NE，已获美国许可，可满足美国算力中心对燃气轮机及余热锅炉的需求[4][13] * **核能领域拓展**：公司成立西子核能并获得民用和安全设施制造许可证，可制造二级、三级压力容器、储罐和换热器，并向四代堆和核聚变领域突破[11] * **股价预期**：综合绝对估值和相对估值，对西子洁能合理股价预期为19~20元，相对于目前股价仍有一定溢价空间[4][14]