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]