特高压直流再超预期，明年最确定的子版块
1、昨，国网、中电联披露，12月28日准东—皖南±1100kV特高压直流，南网±800kV直流获准。
2、南网滇西北直流准备时间较长，预计很快招标，准东更高等级项目预计也将在1季度完成招标。
3、特高压直流2014年1条线路获准，2015年6条获准（其中，4条招投标完成）。明年，国网有可研可能核准项目有3直1交或4直1交，加上南网与海外项目，明年可能有5-6条直流招投标。
4、特高压主要参与者变化并不大，招标到业绩3个季度滞后，明年后年都是直流大年。
5、继续推荐许继电气、四方股份、中国西电，推荐大连电瓷、平高、特变，重点关注国电南瑞（短期业绩超预期，集团的南瑞继保、普瑞业绩在直流拉动下持续向好）。
光热政策解读
近期邀请政策研究的嘉宾交流光热政策。
结论: 光热是具有调峰能力的可再生能源，其理论储能成本较低，国家主管部门比较重视，希望通过1GW的示范项目探索出可行的技术方案。当前阶段，产业链弹性较大，相关个股值得关注（主要有杭锅股份、华仪电气、首行节能等）。
国家制定光热发电的思路
1、可再生能源发展角度：十一五规划风力发电起步和规模化发展，十二五规划光伏发电开始起步，十二五末实现规模化发展，风力和光伏发电已经进入相对比成熟的阶段，马上进入的十三五期间，国家能够推进新的可再生能源的规划。
2、国际方面:目前是光热发电的又一个黄金时代，截止2014年，全球光热累计装机容量在450万KW左右，2013年新增装机容量为88万KW，2014年新增装机量为110多万KW，今年的数据暂时还未出来，印度有两个15万KW的项目，今年年初投入运行的，南非今年预期投入三个项目，合计20万KW，摩洛哥上月有一个16万KW的大型项目也实行了并网运行。之前几年光热市场由美国和西班牙主导，2015年南非、摩洛哥、印度等国都有不少项目。各国表现活跃。
3、国内方面:我国已经陆续提出来2015年、2020年以及2030年的能源发展目标,今年上半年国家提出2030年非化石能源占比20%的战略目标，核能发电和生物质发电在社会、生态、环境等方面都或多或少存在一些制约。水电发展到4亿KW是可行的，但是发展到5亿KW是很难实行的。要实现能源战略目标，风电和太阳能是至关重要的，但是国内形势比较严峻，限电现象严重。今年第四季度，在新疆、甘肃等限电比率高达50%以上。
光热的优势
1、光热发电最大的优势为储能系统:从储能原理上，可以媲美抽水蓄能的，从技术可行性，应用规模，发展性潜力，储热系统对整个电力系统都是非常重要的。
2、光热发电既可以形成独立电站，又可以与气、煤等实现联合运行。甚至可以优化设计利用光热和火力的联合实现发电效率的提高。未来成本下降空间大。
国内发展情况
1、十二五期间已建成六个规模不等的光热发电项目，达到商业电站的规模的只有中控德令哈1万KW的项目。去年上半年以及今年已有不少项目进入准备和开工阶段，如中广核的德令哈项目，首航节电的敦煌项目。
2、今年九月底国家能源局启动了首批20个左右的光热发电的示范项目，预计规模为100万KW。多数光热相关的制造开发企业积极参与申报。
国家对光热发电的将采取的路径
1、推进示范项目，探索发展路径：我国暂时还没有商业化的光热电站，国家希望通过推进示范项目探索光热发电的技术和价格。目前示范项目初始投资成本以及融资成本都比较高，金融政策不会对整个行业实行，但是针对示范项目还是可以实行低息贷款的。
2、光热发电建设周期一般比较长，两年左右，所以示范项目的推进作用至关重要。规模化方面可参考风电项目。光热发电随着市场的成熟，规模化的发展，成本下降空间较大，电价可以适当的调整。
3、针对火发电成本难以外部化的现实，政府可以给予新能源一些度电补贴。或者可以采取更为市场化的方式补贴可再生能源。
光热电站成本
1、技术类别槽式、塔式、碟式、菲涅尔式，技术类别差别很大，所以成本差别也很大，是否配备储热设备以及储热的规模都会影响极大影响单位千瓦的投资成本，从国际项目实践来看，储热系统设计合理，能够可靠运行，理论上配备4-8小时储热能够降低度电成本。
2、太阳能资源影响对度电成本比较大，建设光热电站基本要求是太阳能直接辐射资源超过1600，西藏、青海直接辐射资源能够达到2000。
3、光热度电成本测算：一般情况下度电成本能达到1.2元左右，在太阳资源比较丰富的地区度电成本可能实现1.1元左右，中控项目度电成本为1.2左右，主要因为它是我国第一个示范项目，一期只有1000KW且不带储能系统，所以初始投资成本较高。电价主要是应为集中在1.15-1.3左右，最高电价不超过1.5元，
产业链收益
1、光热发电不同于其他新能源，能够很好拉动传统产业的发展，比如5万KW的装机项目配4-8小时储热，需要消耗钢材10-15万吨，玻璃6000吨，10000吨水泥。
2、新兴产业方面主要有导热油、熔盐以及跟踪控制系统。对项目开发来说机遇和风险并存，主要因为光热电站的技术水平比较复杂，中国的地理环境与国外差别挺大，国外成熟的技术需要本土化。
问答：
问：光热资源分布主要在西藏、青海等远负荷区，是否还存在限电问题？
从经济性角度看，直射资源达到1600以上比较适合建设光热电站。如果特高压布局顺利，就可以有效提高输电过程中新能源的比率，从系统调峰和特高压输送角度看，光热资源因其具备储能缓解限电问题。
问：国家示范工程的招标是否已经结束，结果什么时候能够公布？
本次只是示范项目的申报，不算是招标，如果是招标的化电价会是一个权重很到的因素，但是本轮是示范项目所以会要求多样性，倾向于不同地区、不同技术路线。名单比较难给出公布的时间点。
问：从生产者角度看，光热的哪些子系统能够标准化生产？从市场参与者角度看，光热规模化成本是否能够像光伏行业下降比较大？
光热成本下降空间比较大，从制造业角度看，光热发展更像风电，能够带动钢材、玻璃、镀膜等传统行业的发展，钢材、玻璃、镀膜是未来发展关键点，目前只是示范项目，规模比较小，成本较高，如果市场能够比较好的发展，成本能够降下来的。
问：光热电站运营成本如何？
运营成本一定会比光伏高的，因为其本质上是火电，规模化发展的前期阶段运营成本比较高，但是后期度电成本有比较高的下降空间，光热发电设计的发电小时数能够达到5000h，实际发电小时数能够达到4500h。