新能源消纳困境 - 2025年1-4月西藏光伏发电利用率仅68%，蒙西和青海为86%，西藏风电利用率68.8%，北京和河北为87.5%和87.7%，显示新能源消纳能力严重不足[1] - 2023年全国光伏和风电利用率分别为98%和97.3%，2024年降至96.8%和95.9%，2025年前4个月进一步下滑至93.9%和93.2%[3] - 新能源装机快速增长与电网消纳滞后形成矛盾，国家电网2024年底新能源装机达11.4亿千瓦，占总装机43.3%，超过煤电成为第一大电源[1] 电网投资加速 - 国家电网2025年计划投资超6500亿元，南方电网计划固定资产投资1750亿元，均创历史新高[2] - 2024年国家电网投资首次突破6000亿元，建成武汉-南昌、张北-胜利等特高压通道，跨区输电能力超3.4亿千瓦[5] - 2025年Q1国家电网投资同比增长27.7%至超900亿元，特高压直流工程投资占比超80%[6][7] 技术升级方向 - 抽水蓄能建设加速，2024年底在运在建规模达9404万千瓦，其中在运4056万千瓦，新型储能并网5876万千瓦[6] - 南方电网布局千万千瓦级抽蓄湾区，国家电网启用高比例新能源大电网运行控制系统[6] - 虚拟电厂技术取得突破，安徽合肥完成6000辆次新能源汽车参与调度的实测，互动电量达2.8万千瓦时[10] 产业链受益 - 特高压设备商直接受益，中国西电中标14.43亿元国家电网项目，平高电气中标17.51亿元项目[7] - 配电网投资占比提升，国家电网"十四五"配网投资超1.2万亿元占60%，南方电网计划2027年实现配网智能化[8] - 智能电网设备需求增长，海兴电力中标1.41亿元计量设备项目，力合微电子提供电力线载波通信方案[8][9] 海外市场拓展 - 国电南瑞加快适推产品供给，重点拓展境外市场[11] - 有方科技在海外智能电网市场表现突出，印度电力市场份额第一[11] - 中国电网技术领跑全球，拥有最大规模、最高电压等级的电网体系[10]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 机组的清洁降碳和高效调节改造有助于催化国内绿色合成氨等零碳低碳燃料的需求，也有助于煤电的成功转型迎来盈利和估值的重塑 [5] - 建议关注吉电股份（绿氨项目投产在即）、全国性火电企业华能国际、大唐发电等 [5] 相关目录总结 未提及相关目录内容，无总结要点

新能源利用率数据争议 - 2025年4月全国风电、光伏利用率分别为92.4%、94.0%，同比分别下降3.7、3.1个百分点[1] - 1-4月全国风电、光伏利用率分别为93.2%、93.9%，同比分别下降2.9、2.4个百分点[1] - 中电联数据显示1-4月光伏利用小时数同比下降14%，远超预警中心公布的7%降幅[1] 新能源装机与利用率矛盾 - 4月单月全国新增光伏装机50GW同比增长215%，1-4月新增104.9GW同比增长75%[2] - 新能源装机快速增长与利用率下滑形成鲜明对比，引发行业担忧[2] - 2020年底风光总装机5.3亿千瓦，2024年底达14.1亿千瓦，年均增长超2亿千瓦[10] 统计口径差异 - 预警中心统计口径仅考虑系统原因受限电量，特殊原因受限电量被排除[5] - 特殊原因受限包括自然灾害、检修、超备案容量发电等七种情况[6] - 某电力央企数据显示一季度新能源电站平均限电率17%，西北地区达30-40%[3] 区域利用率差异 - 1-3月西藏、甘肃、青海光伏利用率分别为68.1%、87.6%、87.6%，均低于90%红线[8][9] - 蒙西、陕西光伏利用率分别为85.0%、88.1%，河北为89.0%[8][9] - 上海、江苏、浙江等东部省份利用率保持100%[8] 利用率下滑原因 - 新能源装机增速过快导致电网消纳能力不足[9] - 新能源市场化消纳扩围，未中标电量不计入利用率统计[10] - 现货市场试点省份如山西、甘肃光伏弃光率仍达11%、23%[11] 消纳红线政策演变 - 2018年设定风电、光伏利用率95%红线[12] - 2024年政策调整为资源条件较好地区利用率可降至90%[12] - 当前青海、新疆等地区光伏利用率已低于90%新红线[13] 行业建议与发展方向 - 德国风光装机占比65.5%贡献50%发电量，中国装机42%仅贡献18%[14] - 专家建议电网需"无条件"接纳新能源，提升高精度预测能力[14] - 构建新型电力系统是提升消纳能力的关键[13][14]

绿电直连政策核心观点 - 国家层面首个绿电直连政策许可及规范出台，兼顾效率与公平 [1][2] - 政策覆盖增量与存量项目，电源端包括新建及未并网存量新能源，负荷端包含新增及存量负荷 [2] - 绿电直连定义为电源不接入公共电网，直接向单一用户供电，电量可物理溯源，绿电包括风能、太阳能、生物质能等 [2] 政策实施模式 - 项目电源可由负荷投资方、发电企业或合资公司投资，直连专线原则上由负荷或电源主体投资 [2] - 电源和负荷非同一投资主体时需签订多年期购电协议或合同能源管理协议 [2] - 政策鼓励用户自主申报并网容量并承担责任，通过提升调节能力降低成本 [3] 政策多重目标 - 要求直连项目新能源年自发自用电量占比不低于60%，占总用电量比例从2025年30%提升至2030年35% [3] - 解决新能源消纳压力，挖掘就近消纳需求，拓展应用场景并提高资源利用效率 [3] - 满足用户绿电消费需求，应对国际绿色贸易壁垒及高载能行业减碳需求 [3] 经济性与市场机制 - 项目需缴纳输配电费、系统运行费用等，禁止地方违规减免费用 [4] - 通过增加自发自用比例减少并网需求，节约电能量及系统调节费用以降低成本 [4] - 允许项目整体参与电力市场，优化发用电曲线并通过电能量、辅助服务交易获取收益 [4]

公司概况 - 公司成立于2011年，核心管理团队来自西门子、美国国家半导体等全球电气设备龙头 [1] - 2019年战略聚焦储能系统集成，剥离其他业务以把握新能源消纳机遇 [1] - 2021-2024年储能系统销量达0.7/2.2/6.2/11.8GWh，出货规模快速增长 [1] - 国内市场份额稳居前二，海外市场取得突破有望成为第二成长曲线 [1] - 2024年实现营收82.7亿元，同比+18.4%，毛利率18.5%、净利率7.9%大幅领先行业 [1] 行业动态 - 国内136号文取消强制配储，推动储能产业由政策驱动向市场驱动转变 [1] - 国内储能行业迎来增速换挡与行业出清，交易能力成为下一阶段关键 [2] - 欧洲灵活性资源需求迫切+商业模式完善+补贴转向，大储发展明显提速 [2] - 美国健全的市场机制决定储能发展趋势，关税影响可控，电网矛盾增强收益韧性 [2] - 中东推动能源转型，大项目频发 [2] - 预计2025-2027年全球储能新增装机约228/280/366GWh，同比+18%/+23%/31% [2] 公司竞争优势 - 构建覆盖全场景的储能系统解决方案，推出海博AI云平台助力全生命周期项目价值最大化 [2] - 合作国电投、中核、华能等头部央企，渠道优势确立龙头地位 [2] - 基于国内丰富的交付与应用经验拓展海外市场，与施耐德、壳牌等海外企业深化合作 [2] 财务预测 - 预计2025-2027年归母净利润8.9/11.4/13.5亿元，同比增长37.3%/28.1%/18.9% [3] - 对应EPS为4.94/6.32/7.52元/股 [3] - 参考可比公司估值给予公司2025年18xPE，对应合理价值88.90元/股 [3]

新能源消纳挑战与山东应对策略 - 山东作为新能源第一大省面临严重消纳难题，2024年"五一"小长假负电价时段从去年同期的19小时攀升至近50小时[4][8] - 负电价问题持续恶化：2022年有176天全天最低电价小于0元/kWh，2023年"五一"期间出现连续22小时负电价，最低达-0.085元/kWh[8] - 2024年风电光伏全年电量占比13%左右，负电价小时数达973小时，预计2025年可能超过1000小时[8][10] 山东新能源装机现状 - 截至当前新能源和可再生能源装机1.25亿千瓦，占比超51%，其中光伏8514万千瓦(全国第一)，风电2669万千瓦(全国第五)[5] - 光伏装机从2016年底的4.55GW(全国第六)跃升至当前规模，主要得益于2016年领跑者基地获批和2017年提前布局分布式光伏[5][6] - 山东太阳能资源属II类"很丰富地带"，水平面年总辐射量1400-1550kWh/㎡[5] "八大行动"核心措施 - 装机结构优化：年底前将光伏风电装机比例从3.2:1优化至2.6:1，实施"重风抑光"政策[2][11] - 火电调峰增强：2025年完成2000万千瓦机组改造，新建煤电机组最小技术出力不高于20-30%额定负荷[12] - 储能发展：年内新增压缩空气储能100万千瓦，电化学储能200万千瓦，完善储能市场交易机制[2][13] - 电网升级：加强500千伏省域主网架和220千伏市域主网架建设，实施配电网高质量发展行动[13] 市场化与政策调整 - 2024年调整分布式光伏余电上网电价政策，2025-2026年新增分布式光伏可选择15%发电量入市[6] - 计划到2030年实现新能源全部电量入市交易，当前政策底线是不限制光伏装机增长速度[6] - 通过优化"发调储用"各环节协同发力，探索新能源高水平消纳路径[2][4] 行业影响与示范意义 - 山东方案是全国首个系统性的新能源消纳行动方案，包含8方面24项重点任务[2][4] - 解决方案涉及电源结构优化、电网智能化改造、储能技术应用和电力市场改革等多维度[11][12][13] - 若成功实施将为全国新能源消纳提供可复制经验，尤其对高比例可再生能源省份具有参考价值[4][14]

市场机制创新与核心突破 - 南方区域电力现货市场将于2025年6月起实现五省跨省跨区现货交易全量覆盖，220千伏及以上新能源电站100%参与市场化定价，110千伏电站年底前全部入市 [1] - 广东要求2025年底前所有110kV及以上新能源项目完成现货市场接入，采用节点边际电价机制（LMP）精准反映时空价值差异 [1] - 南方电网AI大模型"大源"实现168小时风光发电功率分钟级滚动预测，日均精度达93%，自动发电控制（AGC）系统与现货市场联动率达98% [2] - 虚拟电厂聚合商模式落地，广西已注册403个交易单元，覆盖装机超2000万千瓦 [2] 核心改革路径与效能释放 - 采用"市场化交易电价+场外差价"双轨制设计，市场化电量按实时价格结算，机制电量通过基准价浮动对冲风险，如汕头渔光互补项目年电量6亿千瓦时中70%通过现货市场出清 [4] - 云南水电外送广东通道利用率提升至95%，2024年现货试运行期间日均优化电量30亿千瓦时，占区域需求70% [5] - 贵州、云南通过省间市场调减外送电量280亿千瓦时，支持本地煤电蓄力与新能源调节能力建设 [5] - 广东尖峰电价上浮20%、深谷电价下浮20%的浮动机制推动工商业用户峰谷价差扩大至0.77元/千瓦时，预计年降低系统运行成本超50亿元 [6] 万亿级市场潜力与投资主线 - 南方五省新能源装机达1.92亿千瓦（2024年末），2025年市场化交易规模预计突破8000亿千瓦时，广东单省市场容量6500亿千瓦时 [8] - 电网智能化领域南网规划投资1750亿元建设数字电网，阳江三山岛柔直工程（102亿元）破解深远海风电送出瓶颈 [9] - 储能配套领域广东强制10%配储政策催生百万千瓦级储能市场，V2G反向放电试点（峰期0.96元/千瓦时）开辟新盈利场景 [9] - 能源服务商南网能源、粤电力A、深圳能源或复制乐山电力150%涨幅逻辑 [9] 核心受益公司 - 深圳能源布局光伏、储能等新兴领域，涉及电力供应、垃圾焚烧发电、新能源开发 [12] - 粤电力A为广东省属国资控股最大电力上市公司，可控装机容量超4170万千瓦，清洁能源占比提升至49.24% [13] - 桂冠电力涉及水电、火电、风电、光伏等电源的开发与运营 [14] - 黔源电力以水电开发建设和生产经营管理为主的大型发电企业 [15] - 南网科技专注于能源电力领域的技术研发、产品制造及服务 [16] - 南方电网系统内唯一从事节能服务的企业，被誉为央企控股的综合能源"第一股" [17]

绿电直连政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，旨在探索新能源生产与消费融合模式，促进就近消纳并满足企业绿色用能需求 [1] - 绿电直连定义为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过直连线路向单一用户供电，实现电量物理溯源 [1] - 项目分为并网型（接入用户侧并与公共电网形成清晰界面）和离网型（完全独立于公共电网）两类 [1] 绿电直连项目规范要求 - 新增负荷可配套建设新能源项目，存量负荷需在自备电厂足额缴纳可再生能源基金后开展绿电直连，通过压减自备电厂出力实现清洁替代 [2] - 出口外向型企业可利用周边新能源资源探索存量负荷绿电直连，以满足降碳刚性需求 [2] - 各类经营主体（除电网企业）包括民营企业均可投资绿电直连项目 [2] 新能源消纳目标 - 项目新能源年自发自用电量占比不得低于总发电量的60% [2] - 新能源占总用电量比例要求从2025年30%逐年提升至2030年35%，强化就近消纳导向 [2] 政策背景与意义 - 当前新能源消纳压力逐年递增，绿电直连模式可挖掘就近消纳潜力并拓展应用场景 [1] - 政策通过明确技术路径与责任界面，推动能源绿色低碳转型 [1][2]

报告行业投资评级 - 看好 [2] 报告的核心观点 - 两部委发文力推绿电直连，蒙东发布全国首个正式136号文细则，4月全国天然气表观消费量下降2%，建议关注电力、天然气、环保、氢能等领域投资机会 [3] 根据相关目录分别进行总结 电力：绿电直连加速推进 蒙东增量项目暂不安排新增纳入机制电量 - 两部委联合印发《通知》，提出探索创新新能源生产和消费融合发展模式，明确绿电“以荷定源”，采用自发自用为主、余电上网为辅的上网方式，新能源年自发自用电量占比有要求，余电上网比例上限由省级能源部门确定 [3][6][7] - 蒙东发布方案，明确存量项目纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基准价，增量项目暂不安排新增纳入机制的电量，推动全部新能源电量参与现货市场中的实时市场，申报价格上限、下限暂定为1.5、 - 0.05元/千瓦时 [3][7][11] - 投资分析意见推荐水电、绿电、核电、火电相关企业 [3][12] 天然气：欧美气价回落 4月全国天然气消费下降2% - 全球天然气需求偏弱，欧美气价回落，美国天然气价格低位震荡，欧洲气价再度回落，东北亚LNG进口价格持平，LNG全国出厂价环比下跌 [13][17][20][28][30] - 4月全国天然气表观消费量下降2%，产量同比增长8.1%，需求侧景气度较弱，主要原因是冬季气温偏暖、上游管道气价格偏高，未来天然气综合成本有望下降，城燃行业量利回升值得期待 [3][13][34] - 建议关注港股城燃企业和天然气贸易商两条投资主线 [35] 一周行情回顾 - 本期电力板块、公用事业板块、环保板块、燃气板块相对沪深300跑赢，电力设备板块相对沪深300跑输 [37] 公司及行业动态 - 我国天然气输送量突破1万亿立方米，正推进城镇燃气管道更新改造及智能化升级工作，计划到2025年底前基本完成城市燃气管道等老化更新改造任务 [42] - 多地发布相关政策文件，包括绿证绿电交易工作细则、煤电机组灵活性改造验收规范、分布式光伏高质量发展实施方案等 [42][46] - 泰国风力发电企业计划投资扩张，2025年6月全国各地公布电网企业代理购电价格，国家能源局核发绿证数量及交易情况 [47][48][52] - 多家公司发布公告，涉及债券发行、项目终止、专利取得、股东减持等事项 [56] 重点公司估值表 - 展示公用事业重点公司和环保及电力设备重点公司的估值表，包括板块、代码、简称、评级、收盘价、EPS、PE、PB(lf)等信息 [60][62]

新能源装机与消纳挑战 - 2024年6月底风电和光伏合计装机容量达11.8亿千瓦 首次超越煤电装机[1] - 年均新增新能源装机规模突破2亿千瓦 "十五五"时期预计延续快速增长 大幅增加系统消纳压力[1] - 新能源发电具有间歇性、波动性和随机性特点 发电出力难以精准预测和控制 对电力系统安全稳定运行带来巨大挑战[2] - 部分地区新能源规划未充分考虑电网承载能力和消纳空间 导致装机规模与消纳能力不匹配[2] 电网侧制约因素 - 电网发展存在区域不平衡问题 新能源富集地区电网建设滞后 输电通道容量不足[2] - 配电网作为电力系统"最后一公里" 在接纳分布式新能源方面能力有限 难以适应高比例分布式新能源接入[2] - 电网投资侧重点已向配电网倾斜[3] 配电网投资与政策支持 - 国家电网"十四五"配电网建设投资超1.2万亿元 占电网建设总投资60%以上[4] - 南方电网配电网可靠性提升工程投资比重达14.66%[4] - 南方电网预计到2025年配电网达5000万千瓦分布式光伏和250万台充电桩接入水平 2027年基本实现柔性化、智能化和数字化转型[4] - 政策鼓励多元主体投资配电网 创新投资方式 吸引社会资本进入 优化投资管理提高效益[4] - 2024年下发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》和《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》两份文件[2] 新型电力系统转型 - 分布式新能源与储能大量接入推动电力系统从"源随荷动"向"源荷互动"转变[4] - 电能替代带来巨量电动汽车、集群空调、电供暖等负荷增量及不确定性加剧[4] - 配电网环节关键技术运行特性发生深刻变化[5] 配电设备技术需求与发展 - 新型电力系统转型对配电设备可靠性、柔性能力和绿色化能力提出新要求[5] - 提升数智化能力是破解新能源消纳难题的关键[5] - 通过互联互通产品、边缘控制以及应用分析与服务三层架构实现完整数字化协同 支持主动运维和预防性运维[5] - 配电网架构中出现越来越多直流微网方案 电网复杂程度进一步提高[5] - 中压直流开关产品创新针对未来电网交直流混网状态[5] - 全矩阵产品具有绿色环保特点 供应链端到端净零碳排放实现真正节能减排[5]