和光伏、風力、潮汐能等發(fā)電企業(yè)一樣，光熱發(fā)電企業(yè)并網售電收入受到財政部、國家發(fā)改委、國家能源局共同頒布的《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》統(tǒng)一管理，目前還沒有特殊政策用于專門補貼光熱發(fā)電企業(yè)。長期以來，可再生能源電價附加收入（也稱作“綠電補貼”）是光伏、光熱等可再生能源發(fā)電企業(yè)的生存命脈。綠電補貼由國家財政撥付，經由地方財政和省級電力企業(yè)對發(fā)電企業(yè)進行結算。有資格進行綠電補貼結算的發(fā)電企業(yè)必須申報進入《可再生能源電價附加補助目錄》，否則無權獲得綠電補貼。該政策自2012年實施以來，共產生七批名錄，大量優(yōu)質的可再生能源發(fā)電企業(yè)憑借財政支持發(fā)展迅速。

2018年6月1日，財政部、國家發(fā)改委、國家能源局聯合發(fā)布了一份落款日為5月31日的《關于2018年光伏發(fā)電有關事項的通知》（業(yè)內稱“531新政”），該新政雖然重申國家堅定支持可再生能源行業(yè)發(fā)展，但提出暫停安排普通光伏電站建設規(guī)模并進一步降低光伏發(fā)電的補貼力度。有數據顯示，國家財政對光伏的補貼缺口已經達到1000億元人民幣?！?31”新政的出臺徹底消滅了行業(yè)投機者的生存空間，補貼退坡成為必然趨勢，可再生能源發(fā)電企業(yè)必須走向自力更生和自主創(chuàng)新。截至本文，國家發(fā)改委、國家能源局已經公布了2019年第一批風電、光伏發(fā)電平價上網項目。

困境一：光熱發(fā)電行業(yè)處于發(fā)展初期，項目落地未達預期

2016年獲批的首批光熱示范項目共1.349GW裝機規(guī)模中，已并網裝機容量200MW，在建裝機容量350MW，綜合開工率41%。已開工項目（含已并網項目3個）共9個，暫停或未建項目11個?！笆濉保?016年-2020年）共規(guī)劃光熱太陽能電站裝機規(guī)模5GW，已落地項目裝機容量共550MW（不含2018年特批張家口市150MW示范項目），總完成率僅11%。就“十三五”對光熱太陽能電站裝機規(guī)模的總體規(guī)劃而言，市場完成壓力較大；首批剩余總裝機規(guī)模799MW的11個示范項目4個已經退出，7個尚未明確時間表，新的示范項目獲批可能存在壓力。

首批光熱示范項目未落地項目如下表所示：

我們發(fā)現，目前暫停或未建的首批11個示范項目中，有2個已經開工但是由于資金問題暫停了，有4個已經退出首批示范項目，也就是說首批項目剩余16個，有7個擱置了。擱置原因主要有資金問題、技術問題、股權問題、體制問題四大類。

按照規(guī)劃，我國光熱首批示范項目1.349GW中部分預計2018年建設完畢，2018年實際建成并網的項目有中控德令哈50MW熔鹽塔式電站、首航敦煌100MW熔鹽塔式電站、中廣核德令哈導熱油槽式50MW電站共三個。第二批示范項目原有望在2018年上半年推出，但由于首批示范項目推進速度略慢于預期導致第二批示范項目暫時沒有推出計劃，其遇到的困難主要為前期土地等手續(xù)辦理周期較長、融資緩慢、部分技術工作成熟度不夠等。

困境二：光熱發(fā)電核心技術長期掌握在歐美國家手中

全球主要光熱太陽能產業(yè)鏈參與者如下圖所示：

經統(tǒng)計發(fā)現，全球光熱太陽能產業(yè)鏈參與者較少，歐美領先企業(yè)都有全產業(yè)鏈布局且無一例外都擁有技術許可授權的能力。相較而言，國內進行全產業(yè)鏈布局并擁有技術許可授權能力的企業(yè)僅有兩家，即中控太陽能和首航節(jié)能。就整體實力而言，我國光熱企業(yè)和歐美領先企業(yè)仍有一定差距。

我們在下表將全球全產業(yè)鏈布局企業(yè)進行了羅列比較后發(fā)現，西班牙和美國是光熱發(fā)電核心技術的主要原產國，導熱油槽式和熔鹽塔式是裝機規(guī)模最大的兩種技術路線，光熱行業(yè)發(fā)展初期采用槽式居多、現階段熔鹽塔式逐漸成為主流技術路線。一些歐美領先企業(yè)如西班牙的Acciona和Abengoa已經擁有光熱電站GW級別的工程經驗，而我國領軍企業(yè)中控太陽能和首航節(jié)能的工程經驗仍停留在在百MW級，擁有實際投運經驗企業(yè)的則僅有中控太陽能一家，裝機規(guī)模僅10MW。由此可見，在光熱電站的工程經驗和運營經驗上，我國企業(yè)仍與歐美領先企業(yè)存在不小差距。

首批光熱示范項目已落地項目如下表所示：

我國首批已經落地的9個光熱示范項目中,共涉及了6家核心設備供應商。

其中，東方電氣在中標西北院哈密50MW項目時，明確采用了Schlaich Bergermann Partner Sonnegmbh/Masermic/Ingemetal三方共同研發(fā)的Stellio巨蜥定日鏡，其自身并不具備太陽島核心設備的設計和制造能力。

常州龍騰光熱和蘭州大成科技具備量產高效真空集熱管的技術能力，而真空集熱管是槽式和菲涅爾式電站的核心設備，但是相較塔式要求定日鏡雙軸跟蹤太陽光，槽式和菲涅爾式技術門檻相對較低。

江蘇鑫晨光熱采用的二次反射技術具有一定的創(chuàng)新性，但尚未經歷大規(guī)模驗證，實際投運效果未知。首航節(jié)能背靠上市主體，通過資本運作吸收并轉化了西班牙團隊的技術成果，在熔鹽塔式和槽式兩種技術路線上均有技術儲備和工程經驗，但在技術層面并無較大的創(chuàng)新性。

中控太陽能是我國唯一完全通過自主研發(fā)獲得核心技術的企業(yè)，在太陽島的設計和建造上都擁有大幅創(chuàng)新，如定日鏡區(qū)別于歐美企業(yè)采用的100平米以上的大境而采用20-30平米的中鏡，但大規(guī)模電站的運行效果還未經驗證。由此可見，我國光熱行業(yè)正經歷從“0”到“1”的過程，仍有很長的路要走。

困境三：光熱電站的經濟效益普遍不高，大資本仍在觀望

1.成本端

目前，困擾光熱發(fā)電產業(yè)發(fā)展的主要原因是其較高的發(fā)電成本。根據2010年發(fā)布的國際可再生能源機構報告，2025年前塔式光熱發(fā)電成本約為1.36元~2.32元每千瓦時。塔式光熱發(fā)電成本電價與電站建造成本、運營維護成本、年發(fā)電量、財務成本、稅金等因素有關。光熱太陽能電站成本電價一般通過建立全壽命周期成本電價模型計算獲得，全壽命周期成本包含了電站壽命期內發(fā)生的直接、簡介及其他有關費用的總和。根據某100MW項目可研報告得知，如要保證資本金內部收益率達到10%，含稅電價應為1.049元每千瓦時。由此可以推斷，該項目實際全壽命周期成本電價低于1.049元每千瓦時。該度電成本不考慮電站損壞維修、投產效果不達預期等特殊情況。據悉，知名光熱電站GemaSolar熔鹽儲罐因損毀正在重建，重建費用將在900萬歐元左右，因該項事故導致的電站停運而帶來的售電收入損失巨大。

2.收入端

現階段，在2019年1月1日前并網的首批光熱示范項目可以享受1.15元每千瓦時的并網電價，但是獲得“綠電補貼”的前提必須順利入選第八批《可再生能源電價附加補助目錄》?！?31”新政以后，國家財政停止對普通光伏電站的補貼，同時國家也并無對光熱行業(yè)出臺特殊政策的預期，因此即使首批3個已在2019年1月1日前并網的示范項目能夠在2019年6月底前驗收投運，能否如期結算“綠電補貼”也未可知。

某50MW項目財務指標如下表所示：

可以看到所得稅后全投資收益率為7.49%，低于市場上大型潛在業(yè)主的普遍預期，如考慮國補延期、加速退坡等情形，實際所得稅后全投資收益率將繼續(xù)壓縮。收入端的不確定性也大大限制了光熱行業(yè)的發(fā)展。

機會一：光熱電源相對優(yōu)勢顯著，適逢絕佳投資機會

首先，發(fā)展光熱太陽能行業(yè)是國家的重要戰(zhàn)略決策，我們對該行業(yè)的基本判斷有以下三點。第一，推出首批示范項目的目的是選擇最適合的技術和裝備而不是解決可行性問題；第二，首批未落地項目仍有希望在“十三五”規(guī)劃期間完成裝機目標且不會成為后續(xù)示范項目獲批的障礙；第三，太陽能光熱發(fā)電技術是國家建立新型能源結構的必要工具，國家將持續(xù)使用政策手段支持光熱太陽能行業(yè)發(fā)展。

張家口新能源示范區(qū)特批項目如下表所示：

其次，光熱電源相對優(yōu)勢顯著、未來定位清晰。第一，光熱電源的儲熱功能保證光熱發(fā)電輸出電流的穩(wěn)定性，易于并網、可調峰；第二，光熱電源在發(fā)電生命周期內二氧化碳的排放量較光伏、風能、氫能都低；第三，考慮儲能調峰，光熱電源的度電成本不高且下降的空間比光伏+電池組件大；第四，光熱電源未來可成為清潔基荷能源，可與光伏、風能混合發(fā)電，利用光熱電站大容量、低成本儲熱，出力容易實現穩(wěn)定可調，調峰的速度和深度遠優(yōu)于煤電。

另外，我們認為光熱發(fā)電已經進入“成長期”階段，我國將成為全球光熱行業(yè)發(fā)展的重要助推力量。光熱發(fā)電行業(yè)已經基本度過了進行技術可行性驗證、商業(yè)論證、首批投資試水的導入期，正在進入財務資本和產業(yè)資本大規(guī)模介入的高速成長期。對于財務資本而言，高效光熱發(fā)電行業(yè)是《上海證券交易所科創(chuàng)板企業(yè)上市推薦指引》中明確認定的重點推薦行業(yè)之一，退出路徑清晰。

機會二：國內領軍企業(yè)已經掌握核心技術并具備較強的工程能力

以中控太陽能為代表的國內光熱發(fā)電領軍企業(yè)已經初步形成獨特的競爭優(yōu)勢，中控太陽能將自身定位為“太陽能熱發(fā)電關鍵核心技術、成套裝備與服務提供商”，發(fā)揮民營企業(yè)機制靈活、創(chuàng)新能力強的特點，避開重資本運營模式，將自身打造成為大型業(yè)主企業(yè)可以信賴的綜合服務商。

中控太陽能完成了我國第一個商業(yè)化塔式光熱發(fā)電項目，業(yè)績優(yōu)異，行業(yè)地位領先，市場占有率高。

同類項目發(fā)電達成率對比如下圖所示：

中控德令哈10MW電站投產運行28個月，發(fā)電達成率穩(wěn)定提升；2017年全年達成率為86.5%，全球同類電站投產首年達產率最高；2018年全年的發(fā)電達成率為96.75%，為全球已投產同類電站最高水平。

機會三：光熱電站經濟效益可期

1.成本端

塔式光熱電站成本電價下降的主要動因有以下三點。首先，太陽能熱發(fā)電站規(guī)模效應帶來的產能擴大，是定日鏡成本下降超過50%的主要動因，也是電站造價下降的主要因素。其次，太陽能熱發(fā)電站單機裝機容量的增加，使熱力發(fā)電島和儲熱系統(tǒng)的單位功率造價降低；同時,更大規(guī)模電站的蒸汽品質得到提升，使汽輪機效率提高從而減少定日鏡數量，間接降低太陽島成本。最后是技術和工藝的進步在降低成本和提升發(fā)電量方面所起的作用，包括采用更少的材料、性價比更高的傳動方式、更高效率的吸熱器工藝以及高自動化程度的清洗裝備等。

成本下降空間及驅動因素如下圖所示：

目前，我國已經有較多公司參與到光熱裝備部件的供應上來，同時我國企業(yè)也早已通過向國外光熱電站提供設備來驗證了設備的可行性。迪拜和澳洲光熱電站上網電價達到0.42元人民幣每千瓦時，未來我國同樣有望做到平價上網。在產能規(guī)模化效應為主的推動下，在定日鏡成本大幅下降的帶動下，預測中國塔式太陽能熱發(fā)電站成本電價可降到0.6元-0.8元每千瓦時的水平。

我國光熱行業(yè)供應鏈情況如下圖所示：

收入端

前文提到的項目整體內部收益率稅后約為7.49%，不考慮杠桿。更具有參考價值的數字應該是融資后的內部收益率，一般資本金和杠桿的比例是2/8至多3/7，可研中得到的該數字是12.83%，可研中相對保守，實際上業(yè)主在借助國開行杠桿后IRR可以達到13%及以上。中控德令哈50MW電站的竣工決算比預算要低了5000萬元人民幣，內部收益率會比預期更高一些。

青海中控德令哈10MW電站最近一次結算國補是2018年11月，結算的是2017年全年的“綠電補貼”，目前是一年一結。2019年1月份國家發(fā)改委價格司就對國家第一批太陽能熱發(fā)電示范項目的延期電價政策做了進一步研究，此前流傳的光熱電價退坡政策將面臨調整，據會議透露的消息，首批光熱示范項目電價退坡政策很有可能將調整為：自2019年1月1日并網投運的項目享受電價1.14元/kWh，自2020年1月1日開始且不晚于2021年底前并網投運的項目享受電價1.10元/kWh。這意味著2019年間并網投運的示范項目的電價僅降低1分錢，2020年開始到2021年年底兩年間并網投運的示范項目電價降低5分錢。整體的電價執(zhí)行周期延長三年至2021年底。顯然光熱補貼退坡速度不能簡單參考光伏，這使得當前尚未建設的首批光熱示范項目有了更大的啟動可能。

項目摘要：

圖：中控德令哈50MW塔式熔鹽光熱電站實景

浙江中控太陽能技術有限公司專注于塔式太陽能熱發(fā)電核心技術的研究與產業(yè)化推廣，致力于利用先進、高效、低成本的塔式太陽能熱發(fā)電核心技術為社會提供低成本、高質量的綠色清潔能源。作為國內最早從事塔式太陽能熱發(fā)電技術研究的企業(yè)，中控已經成功掌握從聚光、集熱、儲熱到發(fā)電的全流程塔式太陽能熱發(fā)電核心技術，并實現了核心裝備的產業(yè)化，是國內少數提供從聚光、集熱、儲熱、發(fā)電的塔式太陽能熱發(fā)電全流程技術、裝備、與解決方案的企業(yè)之一。