报告行业投资评级 - 行业投资评级：看好（维持）[1] 报告核心观点 - 报告认为，在新能源消纳面临压力的背景下，光热发电凭借其可靠、灵活、清洁的特点，有望成为“十五五”期间重点发展的发电形式，行业装机将迎来近10倍增长空间[2][3][18] - 报告认为，煤炭行业在“反内卷”查超产政策推动下供给持续收缩，虽然短期因暖冬需求走弱导致煤价承压，但供给端收缩趋势或仍将持续，推动行业供需格局从宽松向平衡迈进[4][21] 电力设备（光热发电）部分总结 - **政策目标明确，增长空间巨大**：国家两部委印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，提出到2030年光热发电总装机规模力争达到**1500万千瓦**左右[2][8][9]。截至2025年10月，我国光热发电总装机仅约**162万千瓦**，这意味着“十五五”期间行业装机有望迎来近**10倍**增长空间[9] - **技术优势显著，应用场景多元**：光热发电兼具光伏的清洁属性与传统电源的可靠、灵活属性，出力稳定且具备调峰、调频、电压支撑等能力[10][15]。《意见》重点提及发挥其优势，包括在大型能源基地中作为支撑调节电源、建设源网荷储一体化系统、与矿产资源开发、算力中心等产业协同发展[2][11][13] - **当前成本较高，需政策与市场双轮驱动**：当前光热发电成本仍显著高于煤电，例如青海省某项目上网电价为**0.55元/千瓦时**[15]。《意见》提出目标到2030年度电成本与煤电基本相当，并提出了特殊电价机制、容量补偿、提高绿色收益等鼓励性措施[3][15] - **产业链与投资建议**：光热电站设备投资占比较高，以**300MW/10h**储热熔盐塔式电站为例，静态投资约**1.37万元/kW**，其中聚光系统投资占比达**40%**[16]。报告建议关注光热发电设备供应商，如东方电气、哈尔滨电气、西子洁能、安彩高科等[3][18] 煤炭部分总结 - **原煤产量同比持续收缩，但降幅收窄**：2025年11月，全国原煤产量为**42679万吨**，同比微降**0.5%**，同比降幅连续5个月为负但11月有所收窄[4][18]。主要产区中，山西产量同比降**3.3%**，内蒙古同比降**2.0%**，陕西同比增**4.6%**，新疆同比降**1.6%**[18] - **供给收缩政策效果显著，但短期需求疲软压制煤价**：自2025年7月“查超产”政策实施以来，行业供给持续收缩，扭转了上半年产量高增局面[4][21]。煤价在10-11月因供需缺口等因素从**699元/吨**上涨至**834元/吨**，涨幅达**19.3%**[20]。但11月下旬以来，因初冬气温显著偏高导致采暖需求不足、电厂日耗偏低，煤价高位回落并持续承压[4][20] - **煤炭进口量同比降幅扩大**：2025年11月，我国煤及褐煤进口量为**4405万吨**，同比大幅下降**19.9%**，跌幅较10月扩大**10.2**个百分点[5][32]。1-11月累计进口**43168万吨**，同比降**12.0%**[5][32]。进口放缓主因海外煤价回升削弱了沿海电厂的进口意愿[5][32] - **投资建议**：报告建议积极关注两类标的：一是稳健的头部动力煤公司，如中国神华、中煤能源、陕西煤业；二是高弹性煤炭公司，如兖矿能源[5]

宏观与金融回顾 - 离岸人民币汇率于12月25日盘中升破7.00关键心理关口，为2024年9月以来首次，市场预期在岸人民币“破7”无悬念，并展望后续升值空间 [2] - 市场监管总局于12月26日对光伏行业开展价格竞争秩序合规指导，指出行业存在低质竞争、同质化重复建设等问题，导致企业盈利困境并抑制技术创新投入 [3][4] - 个人系公募风险准备金计提比例有望下调，现行政策要求其比例不低于管理费收入的20%，为非个人系公募（10%）的两倍，成为其发展掣肘 [5] - 财政部等九部门于12月26日联合印发《企业可持续披露准则第1号——气候（试行）》，要求企业自愿披露气候相关治理、战略、风险及温室气体排放等信息 [6] - 国家发展改革委、国家能源局于12月23日发布促进光热发电规模化发展意见，目标到2030年总装机规模力争达到1500万千瓦，度电成本与煤电基本相当 [7] 宏观与金融前瞻 - 财政部部长表示明年将实施更加积极的财政政策，扩大财政支出盘子，并促进居民就业增收 [8][9] - 国家统计局将于12月31日公布12月PMI数据，11月制造业PMI为49.2%，较10月上升0.2个百分点 [10] - 2025年12月29日至2026年1月4日，央行公开市场将有6227亿元逆回购到期 [11] - 美联储将于12月30日公布12月货币政策会议纪要，市场预计将揭示官员在短期政策路径上的“强烈分歧” [12] 资本市场回顾 - 截至12月25日，中国ETF市场总规模逼近6万亿元，创历史新高，其中股票型ETF市值达3.8万亿元，占比超63%，债券型ETF市值达7800亿元，较年初增长349% [13] - 中信证券指出，12月有39个行业/主题ETF创新高，共识方向包括通信、有色（对应北美AI基建和资源品逻辑）及商业航天（军工），化工、工程机械等代表中国制造业定价权转变的品种也创新高 [14][15] - 国家创业投资引导基金于12月26日正式启动，国家层面财政出资1000亿元，预计撬动万亿级社会资本，重点投资集成电路、人工智能、量子科技等战略性新兴产业 [16] - 2025年12月22日至26日当周，上证指数涨1.88%实现八连阳，创业板指涨3.9%，深证成指涨3.53%，有色金属、国防军工板块表现较好，国际白银期货迎来史诗级暴涨 [17] 资本市场前瞻 - 国投瑞银白银期货LOF基金宣布，自12月29日起A类份额定投上限从500元调回100元，C类份额将暂停申购 [18] - 12月29日至1月4日期间，A股市场共有34家公司限售股解禁，合计解禁市值约588.95亿元，12月30日为解禁高峰，解禁市值276.45亿元，占下周规模的46.94% [19] - 华尔街对2026年标普500指数的平均目标接近7500点，潜在涨幅约9%，驱动逻辑包括企业盈利增长、美联储降息与AI技术扩散，看好信息技术、能源和通信服务行业 [20] 商业产业回顾 - 国家网信办于12月27日就《人工智能拟人化互动服务管理暂行办法（征求意见稿）》公开征求意见 [21] - 针对美国宣布将对部分中国半导体产品加征301关税（18个月后提高税率），商务部表示已提出严正交涉，坚决反对 [22] - 12月28日，由联合飞机集团自主研制的全球首款6吨级倾转旋翼飞行器完成首飞，标志着中国在倾转旋翼关键技术实现突破 [23] 商业产业前瞻 - 壁仞科技预计于2026年1月2日在港交所上市，发行价区间为每股17.00至19.60港元，公司手握总价值约8.22亿元的未完成约束力订单 [24] - 2025中国绿氢产业大会将于12月30日在北京举行，大会信息将影响绿氢产业链市场情绪与估值逻辑 [25] - 2025深圳脑博会于12月28日至30日在深圳举行，旨在打造产业融合与创新策源平台 [26]

光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够有效平抑风电、光伏发电等新能源出力的波动性，是加快构建新型电力 系统的重要支撑。近日，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》（以下简称《意 见》），提出到2030年，我国光热发电发展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，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业。 国家能源局有关负责人介绍，经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，已建成全球领 先的光热发电产业链，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，光热发电已 初步具备规模化发展的基础。但另一方面，我国光热发展还面临初始投资大、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的问题。 "在我国能源结构加速绿色低碳转型的关键时期，为助力能源强国建设，加快构建新型电力系统，推动光热发电规模化发 展，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《意见》。"上述负责人说。 为破解光热发电发展瓶颈，《意见》提出一揽子政策措施 ...

随着 " 双碳 " 战略的深入推进，我国风光新能源装机规模持续高速增长，截至 2025 年 11 月底，全国风光发电累计装机 已达 17 亿千瓦以上，风光发电渗透率已超 20% ，在此情景下，风光出力的间歇性和波动性对电力系统支撑调节资源的需 求快速增加。光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够实现用新能源调节支撑新能源，可以为电力系统提供长周 期调峰能力和转动惯量，是实现新能源安全可靠替代的有效手段。 锚定碳达峰和 2035 年国家自主贡献目标，新能源扩量增质需要不断提升系统友好性，推进光热发电规模化发展是其中一 个重要路径。在此背景下，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》（以下简称 《若干意见》），推动光热发电规模化、高质量发展，多场景、融合创新应用，对行业发展和新型电力系统建设具有重要 意义。 一、耦合长时热储能和系统调节性能，光热发电是新型电力系统十分稀缺的安全可控绿色电源 目前，我国光热发电已建成规模 162 万千瓦，在建装机规模 270 万千瓦（占全球在建装机的 90% 以上），项目储热时 长大多在 6 小时以上。其中，单站最大装机 35 万千瓦，配置长达 1 ...

光热发电兼具调峰电源和长时储能双重功能，能够有效平抑风电、光伏发电等新能源出力的波动性，是 加快构建新型电力系统的重要支撑。近日，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》（以下简称《意见》），提出到2030年，我国光热发电发展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，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业（300832）。 建设成本较高一直是困扰光热发电发展的关键问题，在降低光热投资和发电成本方面，《意见》有哪些 举措？国家能源局有关负责人介绍，一是通过规模效应带动快速降本。《意见》提出在大型能源基地按 需合理配置光热发电、建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站、探索构建以光热发电为基础 电源的源网荷储一体化系统等培育发展空间措施，将推动光热发电年均近300万千瓦的增速，通过规模 化发展带动产业链成熟和规模效应释放，实现快速降本。二是加快技术水平提升进一步降本增效。《意 见》提出要逐步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，加快关键技术 材料与装备研发、全面提 ...

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]

推动光热发电高质量规模化发展 助力加快构建新型电力系统 ──《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》解读 近日，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》（以下简称 《若干意见》 ），明确 了新型电力系统中光热发电的系统功能，提出了发展路径和政策体系，指出了光热发电高质量、规模化发展的重点任务， 对 " 十五五 " 实现碳达峰目标下光热发电发挥自身优势、提升新能源可靠替代能力、助力新型电力系统加速构建具有重大 意义。 一、 准确认识 光热发电发展新形势 我国光热产业起步虽然较欧美略晚一些，但发展速度并不慢。自 " 十二五 " 初期以特许权招标方式探索开始，历经首批光 热发电示范项目、光热与风电光伏一体化开发等发展阶段，截至 2025 年 10 月底，我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。同时，我国光热发电技术路线齐全，技 术水平处于国际先进行列，已基本形成自主知识产权，产业链发展基本完备，设备与材料国产化率接近 100% ，形成了全 球光热看中国的良好局面。 近年来，我国光热发电度电成本快速下降。 2 ...

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]

中信证券研报指出，近年来，随着光热产业链基本实现全面国产化，叠加需求增长推动产业链技术进步 与规模化发展，光热度电成本正快速下降，CSTA测算当前光热独立运行时度电成本已降至0.53元/kWh 左右。虽然光热成本大幅下降后仍显著高于其他电源，在作为光伏配套调节电源摊薄成本以外的情境 下，经济性仍然较弱，但我们预计在政策支持下光热经济性将持续提升。 ...