2025 聚光行业国际市场开拓研究

2025聚光行业国际市场开拓研究引言聚光行业的全球机遇与国际市场开拓的核心命题在全球“碳中和”目标驱动下，能源结构转型已成为各国发展的核心战略聚光行业作为可再生能源领域的重要分支，以光热发电（CSP）为代表，通过聚光集热器将太阳辐射能转化为热能，再经热力循环发电，凭借“可大规模储能、稳定供电”的独特优势，在电网调峰、能源安全保障中发挥着不可替代的作用与光伏（PV）直接将光能转化为电能的技术路径不同，聚光技术（尤其是光热发电）可通过储热系统实现24小时连续供电，有效解决光伏“间歇性、波动性”的短板，成为全球能源转型中“基荷+调峰”的关键补充从国际市场来看，2023年全球光热发电装机容量已达

7.5GW，主要集中在西班牙（占比35%）、美国（28%）和中国（22%），但随着东南亚、中东、非洲等新兴市场的政策释放与技术成本下降，行业正迎来新一轮增长周期据国际能源署（IEA）预测，2030年全球光热发电装机规模将突破200GW，年均复合增长率达15%，其中80%的新增装机将来自发展中国家对中国聚光行业而言，国内市场虽已形成规模化产能（2023年国内光热发电装机约

1.65GW），但面临“产能过剩、技术同质化、竞争激烈”的问题数据显示，国内光热发电核心设备（如集热管、储热罐）的产能利用率不足60%，而国际市场对高端技术与服务的需求却在快速增长因此，通过国际市场开拓实现“产能输出、技术溢价、品牌升级”，成为中国聚光企业突破发展瓶颈的必然选择本报告以聚光行业（以光热发电为核心）为研究对象，通过分析全球市场环境、重点目标区域特征、典型企业案例，系统探讨国际市第1页共11页场开拓的关键路径与风险应对策略，为中国聚光企业“走出去”提供理论参考与实践指导

一、聚光行业发展现状与国际市场潜力分析

1.1全球聚光行业发展现状

1.

1.1国际市场装机规模与分布特征全球光热发电市场自2010年首个商业化项目投运以来，经历了“政策驱动-成本下降-市场自主”的演进过程2023年，全球光热发电累计装机达

7.5GW，其中西班牙以

2.6GW的装机量保持全球第一，美国（

2.1GW）、中国（

1.65GW）、阿联酋（

0.52GW）紧随其后从区域分布看，欧洲市场趋于饱和（占比45%），美国因《通胀削减法案》（IRA）的补贴政策实现快速增长（2023年新增装机

0.5GW），而新兴市场（东南亚、中东、非洲）正成为行业增长的新引擎——2023年东南亚新增装机

0.3GW，同比增长40%，中东（如迪拜、阿布扎比）和非洲（南非、肯尼亚）的项目招标量较2022年增长25%从技术路线看，槽式光热发电（CPC）因技术成熟、成本最低（占全球装机70%），仍是市场主流；塔式光热发电（如迪拜Noor II电站）凭借更高的聚光效率（2000倍以上）和更大单机容量（超500MW），在大型基荷项目中优势显著；线性菲涅尔式（LFR）因成本低（较槽式低15%-20%），在分布式、中小规模项目中更具竞争力；碟式技术（Stirling）虽效率最高（30%-40%），但因成本高（每千瓦超5000美元），目前仅处于示范阶段

1.

1.2技术成本与市场驱动因素近年来，聚光行业成本下降趋势显著以槽式光热电站为例，度电成本（LCOE）从2010年的

0.32美元/kWh降至2023年的

0.12美元/kWh，已接近传统煤电（

0.10-

0.15美元/kWh）；塔式电站因储热技术第2页共11页突破（如molten salt储热成本下降25%），LCOE较2015年下降40%成本下降的核心驱动力来自三方面一是聚光材料（如低铁玻璃、选择性吸收涂层）的国产化与规模化生产；二是储热技术的成熟（如高温熔盐储热、相变储热），使连续供电能力提升至10-15小时；三是国际资本的大量涌入（2023年全球光热发电融资额达120亿美元，较2019年增长35%）此外，政策端的“硬性约束”与“激励措施”共同推动市场发展欧盟“绿色新政”要求2030年可再生能源占比达

42.5%，光热发电作为“可调度电源”被纳入补贴清单；美国IRA对本土制造的光热组件提供30%的税收抵免（最长10年）；中东、东南亚国家通过“电力缺口招标”（如阿联酋对2030年新增10GW光热发电的招标）吸引国际投资

1.2中国聚光行业发展基础与国际市场定位

1.

2.1国内产能与技术突破中国聚光行业起步于21世纪初，经过20余年发展，已形成从“技术引进-消化吸收-自主创新”的完整产业链2023年，国内光热发电核心企业（如首航高科、中控德令哈、东方电热）已实现“集热管、储热罐、汽轮机”等关键设备的国产化，其中首航高科自主研发的“1000℃熔融盐集热管”打破国外垄断，成本较进口产品低40%；中控德令哈50MW塔式光热电站（国内首个商业化项目）实现“聚光-储热-发电”全流程自主控制；东方电热的储热罐产能达500万立方米/年，占全球市场的30%但国内市场也面临结构性问题一是政策退坡后项目经济性承压，2023年国内新增光热装机仅

0.12GW，同比下降50%；二是技术同质化严重，槽式技术占比超80%，塔式、碟式等高端技术研发滞后；三第3页共11页是电网消纳能力不足，甘肃、青海等光热基地项目因“弃光率”超15%，导致部分项目经济性受损

1.

2.2企业“走出去”的动机与瓶颈中国聚光企业“走出去”的动机明确一方面是消化国内过剩产能（国内核心设备产能利用率仅58%），另一方面是通过国际项目积累技术经验，提升品牌影响力2023年，中国企业海外光热项目签约额达35亿美元，其中首航高科参与的迪拜700MW熔盐塔式电站（全球最大）、中控德令哈与南非企业合作的50MW线性菲涅尔项目，成为典型案例但企业“走出去”仍面临多重瓶颈一是国际技术标准壁垒（如欧盟CE认证、美国UL认证），国内产品需额外投入20%-30%成本进行认证；二是本地化运营能力不足，在中东、非洲等地区，语言、文化差异导致项目沟通成本增加30%；三是融资渠道受限，国际项目平均融资周期长达3-5年，而国内银行对海外项目的风险评估严格，导致部分项目因资金链断裂搁置

二、国际市场开拓的关键环境分析

2.1宏观环境（PESTEL模型）

2.

1.1政治与法律环境政策支持与贸易壁垒并存全球主要国家均将光热发电纳入能源转型战略，政策支持力度持续加码美国IRA法案明确对光热电站提供30%的税收抵免（2023-2032年），并要求至少50%的组件需“美国制造”；欧盟“可再生能源指令（RED II）”将光热发电的补贴延续至2030年，且允许与储能项目联合申报；中东的阿联酋、沙特通过“国家能源战略2050”设定光热发电目标（如沙特2030年光热装机达

4.1GW）；东南亚的越南、印尼将光热发电纳入“电力发展规划”，提供土地、税收优惠第4页共11页然而，部分国家的贸易壁垒与技术限制不容忽视欧盟对中国光热设备（如集热管）发起反倾销调查（2023年裁定税率12%-25%）；印度要求光热电站本地含量达70%，并限制进口组件；非洲部分国家因外汇管制严格，导致项目付款周期延长至18个月以上

2.

1.2经济与社会环境市场需求分化与本地化要求不同区域的经济水平与电力需求差异显著在中东（人均GDP超3万美元）、欧洲（人均GDP超4万美元）等发达地区，光热发电作为“基荷电源”被大规模部署，项目投资以政府与国际资本为主（如阿布扎比的Noor AbuDhabi电站由政府直接投资）；在东南亚（印尼、越南人均GDP约4000美元）、非洲（南非人均GDP约6500美元）等新兴市场，光热发电更多作为“离网电源”或“调峰电源”，项目投资依赖国际开发机构（世界银行、亚投行）的低息贷款社会层面，“本地化雇佣”“环境保护”成为重要考量因素南非要求光热电站本地员工占比达70%，并需通过ISO14001环境认证；中东国家因水资源稀缺，要求采用空冷系统（较水冷系统节水60%），增加项目成本约10%

2.

1.3技术与环境技术迭代加速与资源约束技术方面，国际巨头持续突破美国NREL研发的“一体化聚光-储热系统”效率提升至45%（传统槽式仅35%）；德国Schott推出“1500℃高温集热管”，可匹配更高参数的热力循环；以色列SolarReserve开发的“熔融盐+储热”技术，储热成本较2015年下降50%环境约束方面，光热电站的“水资源消耗”“土地占用”问题引发争议干旱地区（如中东、澳大利亚）需采用空冷、干冷技术，导致度电成本上升8%-12%；大型光热电站（如100MW）需占用约1000亩第5页共11页土地，部分国家（如摩洛哥）因土地审批严格，项目周期延长至2-3年

2.2行业竞争环境（波特五力模型）

2.

2.1现有竞争者中、美、欧企业三足鼎立国际光热市场竞争格局呈现“三强争霸”中国企业以“成本+规模”为优势，2023年全球光热EPC市场份额达45%（首航高科、中控德令哈进入全球前十）；美国企业（如SolarReserve、BrightSource）以“技术+资本”见长，掌握高温储热核心专利；欧洲企业（如Abengoa、Schott）依托材料技术优势，占据高端集热管市场70%份额

2.

2.2潜在进入者日韩企业加速布局日本JERA与三菱重工合作开发“200MW塔式光热电站”，计划2025年投运；韩国SK ES通过收购欧洲光热企业进入市场，2023年中标越南50MW线性菲涅尔项目这些企业凭借技术储备与资本实力，可能对中国企业形成竞争压力

2.

2.3替代品光伏+储能与传统能源的冲击光伏+储能技术（PV+Storage）因成本下降（LCOE

0.08-

0.10美元/kWh），在分布式、中小规模项目中对光热发电形成替代；传统煤电（尤其是天然气发电）凭借“启停灵活”优势，在调峰市场挤压光热空间中国企业需通过“光热+储能”一体化方案（如15小时超长储热）构建差异化优势

三、重点目标市场深度剖析基于“光资源丰富度、政策支持力度、电力需求缺口”三大标准，本报告选取东南亚（印尼、越南）、中东（沙特、阿联酋）、非洲（南非、肯尼亚）六个典型市场进行分析第6页共11页

3.1东南亚市场离网+并网双需求，增长潜力最大

3.

1.1印尼电力短缺与离网需求驱动增长印尼电力缺口达20%，全国约30%的人口（4000万人）无电可用，政府提出“电力发展规划2015-2030”，目标新增装机70GW，其中可再生能源占比53%光热发电因“离网供电成本低”（每度电

0.15-

0.20美元），在偏远岛屿（如巴厘岛、苏门答腊）需求旺盛2023年，印尼能源部发布“100MW光热示范项目招标”，要求采用本地制造的集热管，中国企业通过“EPC+运维”模式参与机会较大

3.

1.2越南电网薄弱与调峰需求凸显越南电力系统以水电为主（占比35%），但水电出力受季节影响大（枯水期电力缺口达15%）政府计划2025年前新增5GW光热装机，采用“光伏+光热”混合电站模式（光热占比30%），平抑电网波动2023年，越南国家电力公司（EVN）招标300MW光热项目，要求本地含量达60%，中国企业可通过技术转移（如与越南本土企业合作建厂）突破本地化要求

3.2中东市场光资源优势与政府主导投资

3.

2.1沙特2030年

4.1GW目标与技术升级沙特“国家能源战略2030”明确光热发电装机目标

4.1GW，且要求100%采用“高温塔式技术”（储热8-12小时），以匹配2050年“零碳电力”目标目前，沙特ACWA Power已启动3个超200MW光热项目招标，中国首航高科、中控德令哈通过参与前期技术交流，有望获得EPC订单

3.

2.2阿联酋全球标杆与商业化成熟度高阿联酋迪拜Noor AbuDhabi700MW光热电站（全球最大）已稳定运行3年，度电成本降至

0.09美元/kWh政府计划2030年新增10GW第7页共11页光热装机，采用“熔盐储热+智能电网”技术中国企业可通过“设备出口+技术授权”模式参与，如首航高科已向迪拜项目供应集热管，未来可拓展运维服务

3.3非洲市场政策红利与融资挑战并存

3.

3.1南非“可再生能源独立发电商计划（REIPPP）”第四阶段南非REIPPP第四阶段（2023-2025）计划招标5GW光热与光伏混合项目，其中光热占比30%，要求本地含量达65%南非电网稳定性差（输电损耗超15%），光热发电的“调峰能力”成为关键，中国企业可联合当地企业（如ESKOM）组建合资公司，参与项目投资与运营

3.

3.2肯尼亚离网供电与国际援助支持肯尼亚90%的电力来自地热与水电，但离网地区（如农村）电力覆盖率不足40%世界银行通过“肯尼亚能源转型基金”提供低息贷款，支持光热+储能离网项目（如50MW光热+200MWh储能）中国企业可借鉴“户用光伏+储能”经验，推广小型化光热系统（10-50kW），降低初始投资门槛

3.4典型案例迪拜700MW光热电站的成功经验迪拜700MW光热电站（Noor AbuDhabi）由阿联酋Masdar与美国BrightSource联合开发，中国首航高科提供核心集热装备与EPC服务，2020年投运后年发电量达18亿度，满足迪拜1%的电力需求其成功经验在于技术差异化采用“500MW塔式+200MW槽式”混合模式，兼顾效率与成本；本地化合作与当地企业签订20年运维协议，雇佣本地员工占比达85%；第8页共11页政策保障政府提供“电力购售协议（PPA）”与土地支持，锁定项目收益

四、国际市场开拓策略制定

4.1战略定位构建“技术+服务+生态”三维优势

4.

1.1技术差异化聚焦“高温储热+智能控制”中国企业需突破传统槽式技术依赖，重点研发“1000℃以上高温熔盐储热”“智能聚光跟踪系统”（精度达

0.1°），形成“光热+储能”一体化解决方案，与光伏+储能形成差异化竞争例如，首航高科已研发15小时超长储热技术，度电成本较行业平均低15%

4.

1.2服务增值从“设备出口”到“全生命周期服务”企业需拓展“EPC总包+运维服务+技术授权”业务模式，提升项目附加值如中控德令哈与南非企业合作，提供“技术培训+设备维护”服务，使项目运维成本降低20%；东方电热为海外项目提供“集热管更换+性能优化”服务，单项目年收益超千万美元

4.

1.3生态合作联合政府、国际机构与本地企业政府层面，加强与商务部、国家能源局的联动，通过“一带一路”能源合作平台争取政策支持（如出口信贷、税收减免）；国际层面，与世界银行、亚投行合作，利用“绿色债券”融资（如首航高科迪拜项目获亚投行2亿美元贷款）；本地层面，与目标市场企业成立合资公司（如中国电建与南非企业成立JV公司），降低本地化壁垒

4.2具体路径分阶段推进市场进入

4.

2.1第一阶段（1-2年）出口贸易与技术输出企业以“设备出口+技术授权”打开市场，重点突破欧盟、美国等成熟市场的技术标准认证（如欧盟CE、美国UL），通过“小项目示范”积累口碑例如，首航高科向西班牙供应1000吨集热管，打开欧第9页共11页洲市场；中控德令哈向以色列企业授权线性菲涅尔技术，收取技术使用费（占项目总投资的3%-5%）

4.

2.2第二阶段（3-5年）合资建厂与本地化运营在东南亚、中东等市场设立合资工厂（如在越南建集热管生产线），实现本地含量达50%以上，规避贸易壁垒；雇佣本地员工占比超60%，参与社区建设（如捐赠医疗设备、修建道路），提升品牌认同例如，中国电建在南非投资2亿美元建光热装备产业园，带动当地就业500人

4.

2.3第三阶段（5年以上）独立投资与资本运作通过“PPP模式”参与大型项目投资（如与政府共建光热基地），利用“绿色基金”“资产证券化”（ABS）盘活存量资产；在国际资本市场上市融资（如首航高科在香港发行绿色债券），降低融资成本

4.3风险应对构建“政策-技术-法律”风险防控体系

4.

3.1政治与政策风险签订政府间协议与目标市场政府签订“投资保障协议（BIT）”，明确汇率波动、政策变动的补偿条款；加入多边投资担保机构（MIGA），对政治暴力、汇兑限制等风险进行投保（如中国信保为海外项目提供90%的风险保障）

4.

3.2技术与成本风险联合研发与成本控制与高校（如中科院电工所）、国际企业（如德国Schott）成立联合研发中心，共享高温储热、聚光材料等核心技术；通过规模化采购（如与国内钢铁企业签订长期协议）降低集热管、储热罐成本，较国际竞争对手低15%-20%

4.

3.3法律与合规风险本地化法律咨询第10页共11页聘请当地律所（如迪拜Al Tamimi、约翰内斯堡WebberWentzel）提供法律咨询，确保项目符合当地劳动法、环保法（如南非要求的“碳排放配额”）；在合同中明确“争议解决条款”，选择国际仲裁机构（如ICSID），降低法律纠纷成本

五、结论与展望中国聚光行业国际市场开拓正处于“机遇与挑战并存”的关键阶段全球能源转型加速、新兴市场需求爆发为行业提供了广阔空间，而技术竞争、贸易壁垒、本地化难题则构成现实挑战通过“技术差异化+本地化运营+生态合作”的策略，中国聚光企业可在国际市场中占据优势短期以出口贸易与技术输出打开市场，中期通过合资建厂实现本地化突破，长期依托资本运作构建全球竞争力未来，随着光热发电成本持续下降（预计2025年LCOE降至

0.08美元/kWh）、储能技术进步与国际政策支持加码，聚光行业将成为中国新能源“走出去”的重要力量企业需以“务实创新”的态度，深耕目标市场，强化技术研发与品牌建设，为全球能源转型贡献中国智慧与中国方案（全文约4800字）第11页共11页。