和光伏、风力、潮汐能等发电企业一样，光热发电企业并网售电收入受到财政部、国家发改委、国家能源局共同颁布的《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》统一管理，目前还没有特殊政策用于专门补贴光热发电企业。长期以来，可再生能源电价附加收入（也称作“绿电补贴”）是光伏、光热等可再生能源发电企业的生存命脉。绿电补贴由国家财政拨付，经由地方财政和省级电力企业对发电企业进行结算。有资格进行绿电补贴结算的发电企业必须申报进入《可再生能源电价附加补助目录》，否则无权获得绿电补贴。该政策自2012年实施以来，共产生七批名录，大量优质的可再生能源发电企业凭借财政支持发展迅速。

2018年6月1日，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布了一份落款日为5月31日的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（业内称“531新政”），该新政虽然重申国家坚定支持可再生能源行业发展，但提出暂停安排普通光伏电站建设规模并进一步降低光伏发电的补贴力度。有数据显示，国家财政对光伏的补贴缺口已经达到1000亿元人民币。“531”新政的出台彻底消灭了行业投机者的生存空间，补贴退坡成为必然趋势，可再生能源发电企业必须走向自力更生和自主创新。截至本文，国家发改委、国家能源局已经公布了2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目。

困境一：光热发电行业处于发展初期，项目落地未达预期

2016年获批的首批光热示范项目共1.349GW装机规模中，已并网装机容量200MW，在建装机容量350MW，综合开工率41%。已开工项目（含已并网项目3个）共9个，暂停或未建项目11个。“十三五”（2016年-2020年）共规划光热太阳能电站装机规模5GW，已落地项目装机容量共550MW（不含2018年特批张家口市150MW示范项目），总完成率仅11%。就“十三五”对光热太阳能电站装机规模的总体规划而言，市场完成压力较大；首批剩余总装机规模799MW的11个示范项目4个已经退出，7个尚未明确时间表，新的示范项目获批可能存在压力。

首批光热示范项目未落地项目如下表所示：

我们发现，目前暂停或未建的首批11个示范项目中，有2个已经开工但是由于资金问题暂停了，有4个已经退出首批示范项目，也就是说首批项目剩余16个，有7个搁置了。搁置原因主要有资金问题、技术问题、股权问题、体制问题四大类。

按照规划，我国光热首批示范项目1.349GW中部分预计2018年建设完毕，2018年实际建成并网的项目有中控德令哈50MW熔盐塔式电站、首航敦煌100MW熔盐塔式电站、中广核德令哈导热油槽式50MW电站共三个。第二批示范项目原有望在2018年上半年推出，但由于首批示范项目推进速度略慢于预期导致第二批示范项目暂时没有推出计划，其遇到的困难主要为前期土地等手续办理周期较长、融资缓慢、部分技术工作成熟度不够等。

困境二：光热发电核心技术长期掌握在欧美国家手中

全球主要光热太阳能产业链参与者如下图所示：

经统计发现，全球光热太阳能产业链参与者较少，欧美领先企业都有全产业链布局且无一例外都拥有技术许可授权的能力。相较而言，国内进行全产业链布局并拥有技术许可授权能力的企业仅有两家，即中控太阳能和首航节能。就整体实力而言，我国光热企业和欧美领先企业仍有一定差距。

我们在下表将全球全产业链布局企业进行了罗列比较后发现，西班牙和美国是光热发电核心技术的主要原产国，导热油槽式和熔盐塔式是装机规模最大的两种技术路线，光热行业发展初期采用槽式居多、现阶段熔盐塔式逐渐成为主流技术路线。一些欧美领先企业如西班牙的Acciona和Abengoa已经拥有光热电站GW级别的工程经验，而我国领军企业中控太阳能和首航节能的工程经验仍停留在在百MW级，拥有实际投运经验企业的则仅有中控太阳能一家，装机规模仅10MW。由此可见，在光热电站的工程经验和运营经验上，我国企业仍与欧美领先企业存在不小差距。

首批光热示范项目已落地项目如下表所示：

我国首批已经落地的9个光热示范项目中,共涉及了6家核心设备供应商。

其中，东方电气在中标西北院哈密50MW项目时，明确采用了Schlaich Bergermann Partner Sonnegmbh/Masermic/Ingemetal三方共同研发的Stellio巨蜥定日镜，其自身并不具备太阳岛核心设备的设计和制造能力。

常州龙腾光热和兰州大成科技具备量产高效真空集热管的技术能力，而真空集热管是槽式和菲涅尔式电站的核心设备，但是相较塔式要求定日镜双轴跟踪太阳光，槽式和菲涅尔式技术门槛相对较低。

江苏鑫晨光热采用的二次反射技术具有一定的创新性，但尚未经历大规模验证，实际投运效果未知。首航节能背靠上市主体，通过资本运作吸收并转化了西班牙团队的技术成果，在熔盐塔式和槽式两种技术路线上均有技术储备和工程经验，但在技术层面并无较大的创新性。

中控太阳能是我国唯一完全通过自主研发获得核心技术的企业，在太阳岛的设计和建造上都拥有大幅创新，如定日镜区别于欧美企业采用的100平米以上的大境而采用20-30平米的中镜，但大规模电站的运行效果还未经验证。由此可见，我国光热行业正经历从“0”到“1”的过程，仍有很长的路要走。

困境三：光热电站的经济效益普遍不高，大资本仍在观望

1.成本端

目前，困扰光热发电产业发展的主要原因是其较高的发电成本。根据2010年发布的国际可再生能源机构报告，2025年前塔式光热发电成本约为1.36元~2.32元每千瓦时。塔式光热发电成本电价与电站建造成本、运营维护成本、年发电量、财务成本、税金等因素有关。光热太阳能电站成本电价一般通过建立全寿命周期成本电价模型计算获得，全寿命周期成本包含了电站寿命期内发生的直接、简介及其他有关费用的总和。根据某100MW项目可研报告得知，如要保证资本金内部收益率达到10%，含税电价应为1.049元每千瓦时。由此可以推断，该项目实际全寿命周期成本电价低于1.049元每千瓦时。该度电成本不考虑电站损坏维修、投产效果不达预期等特殊情况。据悉，知名光热电站GemaSolar熔盐储罐因损毁正在重建，重建费用将在900万欧元左右，因该项事故导致的电站停运而带来的售电收入损失巨大。

2.收入端

现阶段，在2019年1月1日前并网的首批光热示范项目可以享受1.15元每千瓦时的并网电价，但是获得“绿电补贴”的前提必须顺利入选第八批《可再生能源电价附加补助目录》。“531”新政以后，国家财政停止对普通光伏电站的补贴，同时国家也并无对光热行业出台特殊政策的预期，因此即使首批3个已在2019年1月1日前并网的示范项目能够在2019年6月底前验收投运，能否如期结算“绿电补贴”也未可知。

某50MW项目财务指标如下表所示：

可以看到所得税后全投资收益率为7.49%，低于市场上大型潜在业主的普遍预期，如考虑国补延期、加速退坡等情形，实际所得税后全投资收益率将继续压缩。收入端的不确定性也大大限制了光热行业的发展。

机会一：光热电源相对优势显著，适逢绝佳投资机会

首先，发展光热太阳能行业是国家的重要战略决策，我们对该行业的基本判断有以下三点。第一，推出首批示范项目的目的是选择最适合的技术和装备而不是解决可行性问题；第二，首批未落地项目仍有希望在“十三五”规划期间完成装机目标且不会成为后续示范项目获批的障碍；第三，太阳能光热发电技术是国家建立新型能源结构的必要工具，国家将持续使用政策手段支持光热太阳能行业发展。

张家口新能源示范区特批项目如下表所示：

其次，光热电源相对优势显著、未来定位清晰。第一，光热电源的储热功能保证光热发电输出电流的稳定性，易于并网、可调峰；第二，光热电源在发电生命周期内二氧化碳的排放量较光伏、风能、氢能都低；第三，考虑储能调峰，光热电源的度电成本不高且下降的空间比光伏+电池组件大；第四，光热电源未来可成为清洁基荷能源，可与光伏、风能混合发电，利用光热电站大容量、低成本储热，出力容易实现稳定可调，调峰的速度和深度远优于煤电。

另外，我们认为光热发电已经进入“成长期”阶段，我国将成为全球光热行业发展的重要助推力量。光热发电行业已经基本度过了进行技术可行性验证、商业论证、首批投资试水的导入期，正在进入财务资本和产业资本大规模介入的高速成长期。对于财务资本而言，高效光热发电行业是《上海证券交易所科创板企业上市推荐指引》中明确认定的重点推荐行业之一，退出路径清晰。

机会二：国内领军企业已经掌握核心技术并具备较强的工程能力

以中控太阳能为代表的国内光热发电领军企业已经初步形成独特的竞争优势，中控太阳能将自身定位为“太阳能热发电关键核心技术、成套装备与服务提供商”，发挥民营企业机制灵活、创新能力强的特点，避开重资本运营模式，将自身打造成为大型业主企业可以信赖的综合服务商。

中控太阳能完成了我国第一个商业化塔式光热发电项目，业绩优异，行业地位领先，市场占有率高。

同类项目发电达成率对比如下图所示：

中控德令哈10MW电站投产运行28个月，发电达成率稳定提升；2017年全年达成率为86.5%，全球同类电站投产首年达产率最高；2018年全年的发电达成率为96.75%，为全球已投产同类电站最高水平。

机会三：光热电站经济效益可期

1.成本端

塔式光热电站成本电价下降的主要动因有以下三点。首先，太阳能热发电站规模效应带来的产能扩大，是定日镜成本下降超过50%的主要动因，也是电站造价下降的主要因素。其次，太阳能热发电站单机装机容量的增加，使热力发电岛和储热系统的单位功率造价降低；同时,更大规模电站的蒸汽品质得到提升，使汽轮机效率提高从而减少定日镜数量，间接降低太阳岛成本。最后是技术和工艺的进步在降低成本和提升发电量方面所起的作用，包括采用更少的材料、性价比更高的传动方式、更高效率的吸热器工艺以及高自动化程度的清洗装备等。

成本下降空间及驱动因素如下图所示：

目前，我国已经有较多公司参与到光热装备部件的供应上来，同时我国企业也早已通过向国外光热电站提供设备来验证了设备的可行性。迪拜和澳洲光热电站上网电价达到0.42元人民币每千瓦时，未来我国同样有望做到平价上网。在产能规模化效应为主的推动下，在定日镜成本大幅下降的带动下，预测中国塔式太阳能热发电站成本电价可降到0.6元-0.8元每千瓦时的水平。

我国光热行业供应链情况如下图所示：

收入端

前文提到的项目整体内部收益率税后约为7.49%，不考虑杠杆。更具有参考价值的数字应该是融资后的内部收益率，一般资本金和杠杆的比例是2/8至多3/7，可研中得到的该数字是12.83%，可研中相对保守，实际上业主在借助国开行杠杆后IRR可以达到13%及以上。中控德令哈50MW电站的竣工决算比预算要低了5000万元人民币，内部收益率会比预期更高一些。

青海中控德令哈10MW电站最近一次结算国补是2018年11月，结算的是2017年全年的“绿电补贴”，目前是一年一结。2019年1月份国家发改委价格司就对国家第一批太阳能热发电示范项目的延期电价政策做了进一步研究，此前流传的光热电价退坡政策将面临调整，据会议透露的消息，首批光热示范项目电价退坡政策很有可能将调整为：自2019年1月1日并网投运的项目享受电价1.14元/kWh，自2020年1月1日开始且不晚于2021年底前并网投运的项目享受电价1.10元/kWh。这意味着2019年间并网投运的示范项目的电价仅降低1分钱，2020年开始到2021年年底两年间并网投运的示范项目电价降低5分钱。整体的电价执行周期延长三年至2021年底。显然光热补贴退坡速度不能简单参考光伏，这使得当前尚未建设的首批光热示范项目有了更大的启动可能。

项目摘要：

图：中控德令哈50MW塔式熔盐光热电站实景

浙江中控太阳能技术有限公司专注于塔式太阳能热发电核心技术的研究与产业化推广，致力于利用先进、高效、低成本的塔式太阳能热发电核心技术为社会提供低成本、高质量的绿色清洁能源。作为国内最早从事塔式太阳能热发电技术研究的企业，中控已经成功掌握从聚光、集热、储热到发电的全流程塔式太阳能热发电核心技术，并实现了核心装备的产业化，是国内少数提供从聚光、集热、储热、发电的塔式太阳能热发电全流程技术、装备、与解决方案的企业之一。