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。
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