【解析】上网电价重磅出台 开启光热千亿盛宴

光热发电具备比较优势，未来发展空间巨大光热发电是一种通过聚光装置将太阳光汇聚到吸热装置，并经传热换热产生高温气体或流体，再通过机械做功直接转化为三相交流电的发电形式。光热发电电能质量优良、稳定性高，可储能、可调峰、可连续发电，考虑储能的情况下更具成本优势，生命周期更长、污染更少，可与多种产业(如海水淡化)协同，与传统能源以及光伏等其他新能源相比具备比较优势，未来发展空间巨大。根据聚光方式的差异，光热发电可以分为四种技术路线槽式、塔式、碟式、菲涅尔式，其中槽式和塔式是目前的两种主流技术路线，未来我们相对看好塔式技术的发展前景。当前光热成本较高，而技术进步、设备国产化、规模效应是降本的核心驱动力；根据IEA的预测，光热度电成本将以每年3%-4%的速度下降，直至最终实现平价上网。

　　欧美国家政策大力推动，全球光热发电装机快速提升光热发电自1984年首座电站商业运营，其后经历了1990-2006年的停滞，2009年以来迎来快速发展。据统计，截至2015年底，全球累计光热发电装机容量达到4.94GW，其中西班牙占比48%，主要得益于FIT政策的推动；美国占比37%，主要受益于投资税收抵免(ITC)、贷款担保制度、可再生能源配额制以及专项资金支持等多层次政策体系。近年来，南非、印度、摩洛哥等新兴市场装机容量也呈现快速增长的态势。

　　国内上网电价重磅出台，1GW示范项目批复在即“十二五”期间，国内光热行业已启动试验示范项目，并有部分光热电站并网运行；截至2015年底，国内累计装机规模约18.1MW，中控太阳能公司德令哈50MW塔式光热电站一期工程电价已获国家发改委核准，批复上网电价为1.2元/kWh。2015年12月15日，国家能源局下发《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》，提出到2020年底实现光热装机10GW，投资成本达到20元/W以下，发电成本接近1元/kWh。2015年7月，国务院批复同意设立张家口市可再生能源示范区，规划到2020年、2030年分别实现1GW、6GW光热装机容量。2015年9月23日，国家能源局正式下发《关于组织太阳能热发电示范项目建设的通知》，示范项目建设装机总量总计1GW，申报的总装机约8.83GW。近期，国家发改委下发《关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》，核定示范项目上网电价为1.15元/kWh，1GW示范项目批复在即。国内政策体系有望在“十三五”期间逐渐完善，推动国内光热产业快速发展。

　　“十三五”开启光热千亿盛宴，核心设备供应商有望直接受益综合考虑“十三五”规划(征求意见稿)目标与《中国可再生能源发展路线图2050》的情景假设，我们预计2020年国内光热累计装机容量有望达到5GW，2030年有望达到30GW，2050年有望达到180GW；预计2016-2020年新增装机规模分别为0.2GW、0.5GW、1GW、1.5GW、2GW，市场规模将从2016年的56亿元增至2020年的400亿元，“十三五”累计市场规模高达1156亿元。光热装机的爆发式成长，将显著拉动光热核心设备的需求，我们预计聚光系统、导/换热系统、储能系统、发电系统、电气系统和控制系统等六大核心系统的“十三五”累计市场规模，将分别达到486亿元、173亿元、162亿元、127亿元、46亿元和23亿元，光热核心设备供应商将分享这一盛宴。

　　投资建议上网电价的重磅出台标志着国内光热市场正式规模化启动，且高景气有望贯穿整个“十三五”期间，我们看好光热板块的投资机会，后续示范项目批复落地、“十三五”规划正式出台、投资成本下降超预期等都将是板块上涨的催化剂。“十三五”期间新增超过1000亿元的光热市场，将为核心设备供应商、EPC厂商带来巨大的利润弹性，相关上市公司股价有望迎来戴维斯双击。我们看好拥有核心技术、可以实现国产化、引领成本下降的核心设备制造企业，以及能够提供光热电站整体解决方案或创新商业模式的EPC龙头企业，相关标的包括杭锅股份、首航节能、三维工程、金通灵、中海阳；另外，有潜力参与光热电站开发运营的东方能源亦值得关注。

　　风险提示政策落地进度不及预期；光热示范项目建设推进不及预期；光热核心设备国产化、成本下降慢于预期。