风电行业政策变革 - 风电投资逻辑从"哪里风大往哪建"转向"哪里用电往哪建" [1] - 136号文要求新能源项目上网电量全部进入电力市场 彻底打破风电电价"一口价"模式 [3] - 绿电直连政策允许发电企业与用电大户"点对点"交易 减少中间环节降低损耗 [3] 风电消纳现状 - 全国风电平均利用率为93.8% 河北、内蒙古、黑龙江、甘肃、青海、新疆等地降至90%左右 西藏地区降至69.4% [1] - 西北风电资源富集区因本地负荷有限 参与跨省跨区交易电价承压 [6] - 中东部负荷中心风电项目限电风险低 可通过电力现货市场获得更高电价 [6] 区域政策导向 - 云南重点支持绿色铝、硅光伏等新建项目的绿电直连 [4] - 河北优先保障算力、钢铁行业绿电需求 [4] - 江苏由电网企业统一规划建设绿电专线连接电池企业 [4] - 内蒙古推动煤化工、有色金属冶炼与风电项目绿电直连 鼓励建设"风光储+高耗能产业"一体化项目 [4] - 河南限定源荷距离需在20公里范围内 [4] 电价机制改革 - 2025年成为风电电价机制"切换年" 存量项目通过差价结算衔接 增量项目机制电价由市场化竞价确定 [6] - 建立差价结算机制 市场交易价格低于机制电价时给予补偿 高于时扣除差价 [3] - 2024年全国电力市场交易电量占全社会用电量62% 新能源市场交易电量占其发电量近50% [6] 企业战略转型 - 节能风电投资15.23亿元建设哈尔滨木兰200MW风电+清洁供暖项目 配套20MW/40MWh储能装置 战略重点转向非限电区域 [7] - 金风科技投资189.2亿元在巴彦淖尔建设风电制氢氨醇一体化项目 将风电直接转化为工业原料 [7] - 金风科技投资136.65亿元在兴安盟建设2吉瓦风电用于制取绿色甲醇 [7] - 三峡能源在内蒙古乌兰察布建设全球最大"源网荷储"一体化项目 总规划风光电装机3600万千瓦 配套55万千瓦储能设施 [9] - 国家电投在赤峰高新区投资110兆瓦风储项目 配套16.5兆瓦/66兆瓦时储能系统 为化工企业定制供电方案 [9] 新兴商业模式 - 园区集中采购再分配模式使中小企业能为绿电支付溢价 靠近负荷的风电项目现金流更稳定 [6] - "风电+高耗能产业"模式将负荷内置到项目中 彻底解决消纳问题 [7] - 风光储与负荷需求智能联动模式使弃风率控制在3%以下 远低于西北平均水平 [9] - 数据中心24小时不间断电力需求成为风电最理想的"负荷伴侣" [9] 行业发展趋势 - 风电行业从规模扩张期迈入质量竞争期 负荷稳定性、可及性与溢价能力成为收益核心标尺 [10] - 靠近工业园区的风电项目、配套高耗能产业的风电制氢/制甲醇项目、与数据中心联动的风光储一体化项目成为资本追逐热点 [10] - 高耗能行业、数据中心、出口外向型企业等绿电需求集中场景成为风电投资新蓝海 [10]

国家发改委、国家能源局近日下发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》最大的亮点在于，从保量保价的"计划消 纳"转向市场化定价的"主动消纳"，核心是建立"新能源+就近负荷"的动态价格耦合机制。 国家发改委、国家能源局近日下发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称《通知》），自今年10月1日起实 施。《通知》明确，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于 60%，占总用电量比例不低于30%、20 30年起新增项目不低于35%；项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自 发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。 在业内看来，《通知》最大的亮点在于，从保量保价的"计划消纳"转向市场化定价的"主动消纳"，核心是建立"新能源+就近负荷"的动 态价格耦合机制。 明确新能源就近消纳硬约束 新政首次从国家层面明确新能源就近消纳项目的"自发自用比例"量化门槛，并配套"分表计量+全环节监管"的技术要求。这两大措施共 同解决了新能源就近消纳长期面临的"消纳责任不清、激励机制模糊、数据监管薄弱"三大痛点，将就近消 ...

9月11日，山东省发展和改革委员会正式向社会公示山东2025年新能源机制电价竞价结果。本次竞价共分风电、光伏两个项目组开展，机制电量总规模94.67 亿千瓦时。风电入选电量59.67亿千瓦时，中标价格为0.319元/千瓦时；光伏入选电量12.48亿千瓦时，中标价格为0.225元/千瓦时。 这是今年年初国家发展和改革委员会、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（下称"136号文"）设置新能 源机制电价以来的首次新能源机制电价竞价。 136号文要求，以2025年6月1日为界对新能源项目进行"新老划断"。对于6月1日（含）之后投产的新能源增量项目，需由各地具体规定电量规模及通过市场 竞争方式形成机制电价。新能源项目上网电量应全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。同时设置机制电价，当市场交易均价低于机制电价时，由电网 对新能源项目进行补贴，反之则由新能源项目补贴电网。 山东省太阳能协会常务副会长兼秘书长张晓斌对经济观察报表示，本次竞价光伏中标价格略低，主要是由于全国首次进行竞价试点，分配给光伏的机制电量 规模较少，市场出现"恐慌性"报价。分配给风电的机制电量较多，指标有一定 ...

AI算力中心供电架构升级趋势 - AI算力中心建设景气上行 头部云厂商上调资本开支预期 AI数据中心建设加速[1][2] - 英伟达规划2027年全面部署800V HVDC架构 维谛技术认为2030年有望开启固态变压器应用[2] - 800V HVDC架构与绿电直连需求共振 推动供电架构技术升级[1][2] 固态变压器(SST)技术优势 - 相较于传统UPS供电链路 SST全链路效率可提升3个百分点以上[1][3] - 减少占地60%以上 减少安装调试周期75% 具备预制化设计优势[1][3] - 多功能集成 适配绿电接入 在全生命周期成本中具备较强优势[1][3] - 技术发展仍存较大降本空间 当前初始投资成本较高 未来随功率半导体器件和磁芯材料工艺成熟成本将下降[3] 固态变压器应用前景 - SST有望成为未来数据中心供电架构的优选解法 综合优势突出且交付周期更短[1][2] - 适配"光储直柔"架构 绿电直连和源网荷储一体化发展为SST带来推广新契机[2] - 中国西电已有SST产品应用在数据中心项目中 个别公司产品在交直流混合微网工程中形成应用[4] 行业竞争格局 - 全球AI数据中心龙头伊顿 台达等对SST方案储备较早[4] - 国内厂商从传统电力设备 AI电源 光储充三类公司切入布局 各具优势[4] - 看好对电力电子 高频变压器 中压处理技术有深刻理解且拥有丰富数据中心项目经验的头部厂商[4] 相关受益标的 - 四方股份(601126 SH) 中国西电(601179 SH) 金盘科技(688676 SH)以及产业链其他相关公司被推荐[5]

光伏股价格表现 - 信义光能股价下跌6.42%至3.34港元 [1] - 福莱特玻璃股价下跌5.76%至11.62港元 [1] - 新特能源股价下跌4.13%至7.9港元 [1] - 福耀玻璃股价下跌1.95%至77.75港元 [1] 多晶硅供需状况 - 9月多晶硅产量维持高位且供给持续宽松 [1] - 新疆、青海、宁夏持续复产放量 云南地区达到满产状态 [1] - 行业减产力度有限且有提产 周产量仍可观但签单不足导致累库 [1] - 市场总体处于供过于求态势 下游对高供给有一定承接 [1] 政策与行业动态 - 新能源就近消纳价格机制再完善 分布式光伏/储能及绿电直连迎利好 [1] - 反内卷政策预期下 期现价格运行逻辑依赖政策明确性与落地程度 [1] - 市场关注本周多晶硅行业自律会议具体情况 [1] 光伏玻璃与组件环节 - 国内组件企业对光伏玻璃采买量减少 虽接受价格但抵触情绪高 [1] - 部分组件企业消耗自身库存 组件排产计划再度下调 [1] - 预计9月光伏玻璃库存将上升 [1]

02 技术创新：打造稳定可靠的全绿电"样板间" 在广袤的内蒙古乌兰察布草原上，一场静悄悄的能源变革正书写着中国绿色发展的新篇章。这里，企业不再仅仅依赖传统电网，而是通过"专线"直接获取绿 色电力——成本更低、来源清晰、认证合规。这并非实验室里的构想，而是已稳定运行超过10个月的现实。由运达能源科技集团打造的全国首个全备案绿电 直连园区——乌兰察布市丰镇园区绿色供电项目，不仅标志着中国绿电直连模式首次实现规模化实践，更跑通了绿电"发－送－用－交易"全链路的商业闭 环，为中国能源转型提供了可复制、可推广的"样板间"。 政策落地，实践先行。运达丰镇园区项目是这场绿电革命的核心载体。该项目采用了先进的"风光储一体化"系统设计，总装机容量达80MW，并配套了储能 设施，成功实现了园区企业100%绿电稳定直供。其核心突破在于打破了传统"源网荷储"项目的电网层级限制，创新性地打造了"绿电专线"，实现了发电端 与用电端的点对点连接。这不仅减少了中间环节损耗，提升了经济性，更确保了每一度电的绿色属性可追溯、可认证。在全球应对气候变化、欧盟碳边境调 节机制（CBAM）逐步落地的背景下，这种直连模式为企业提供了清晰可靠的绿电溯源路 ...

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局于2025年9月12日联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 新政策自2025年10月1日起实施 [1][2][3] - 政策通过差异化付费设计厘清就近消纳项目与公共电网的经济责任界面 允许新能源项目按自身需求为供电可靠性付费 [1][3] 项目要求与条件 - 项目需满足界面清晰要求：电源、负荷、储能作为整体与公共电网连接 电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [3] - 计量准确且以新能源发电为主 [3] - 自发自用比例要求：新能源年自发自用电量占比总可用发电量不低于60% 占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [4] 费用缴纳机制 - 就近消纳项目需按公平负担原则缴纳输配电费（由两部制改为主要按接网容量缴费）和系统运行费（按下网电量缴费 未来逐步向按占用容量等方式过渡） [3] - 暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益 [3] - 未接入公共电网的项目不缴纳稳定供应保障费用 [3][4] 电力市场参与方式 - 就近消纳项目作为用户时与其他工商业用户具有平等市场地位 需作为统一整体直接参与电力市场 [3] 经济性优势测算（以垃圾焚烧发电为例） - 广东省（珠三角五市）案例：市场化交易电价0.3910元/度 网电综合成本0.2721元/度 合计0.6631元/度 垃圾焚烧直供电价在吨上网340-420度/吨情形下为0.5843-0.6152元/度 较网电低0.05-0.08元/度 [5] - 浙江省案例：市场化交易电价0.4124元/度 网电综合成本0.2661元/度 合计0.6785元/度 垃圾焚烧直供电价在相同发电效率下为0.5718-0.6086元/度 较网电低0.07-0.11元/度 [5] - 经济性优势取决于实际负荷率与接入公共电网容量比例：负荷率越高（摊低度电费用）且接入公共电网容量/项目总容量越小则优势越显著 [4][5] 行业影响与投资标的 - 价格机制完善解决电网提供稳定供应保障服务的积极性 直接利好垃圾焚烧等绿电直连项目落地 [4][5] - 重点推荐标的包括瀚蓝环境、永兴股份、海螺创业、绿色动力环保、军信股份、伟明环保 建议关注旺能环境 [5]

政策驱动新型储能发展 - 新型储能收益模式建立电能量市场价差+辅助服务+容量补偿三重机制 推动新能源+储能联合报价和独立主体参与市场 [1] - 全国新型储能装机目标2027年达1.8亿千瓦 较2025年6月末0.95亿千瓦增长89% [1] - 新型储能参与调频 备用等辅助服务市场 探索爬坡 转动惯量等新品种 [1] 绿电直连经济性优化 - 绿电直连项目按容(需)量缴纳输配电费 下网电量免缴系统备用费及输配电量电费 [2] - 系统运行费用暂按下网电量缴纳 自发自用电量暂免政策性交叉补贴新增损益 [2] - 江苏案例显示系统运行费用节省0.0581元/千瓦时 直连线路输电成本低于0.0857元/千瓦时 [2] 传统电源价值重估 - 建立发电机组可靠容量评估机制 科学评估各类型机组及新型储能容量系数 [3] - 容量补偿机制对电力系统可靠容量给予合理补偿 火电 核电 大水电等受益 [3] - 完善中长期市场交易机制 缩短交易限价时间尺度 支持新能源 核电企业与用户签多年协议 [3]

公司业务概况 - 公司成立于1955年 2011年深交所上市 主营业务涵盖余热锅炉、清洁环保能源装备、解决方案及备件服务四大领域 [1] - 余热锅炉产品覆盖五大电力集团及高耗能行业企业 清洁环保装备涉及垃圾焚烧与生物质领域 解决方案以换热器及压力容器为核心 [1] 火电灵活性改造技术突破 - 参建国能河北龙山600MW火电机组熔盐储热项目于2024年12月28日试运行 2025年4月11日正式投运 机组负荷可降至51兆瓦（8.5%额定功率）持续4小时 顶峰出力增加47兆瓦持续6小时 [2] - 熔盐储热系统热交换效率超98% 电转换效率超70% 抽汽蓄能投运后机组调频能力与AGC响应速率提升1.5倍 [2] - 公司正积极拓展火电灵活性改造市场 [2] 市场布局与增量方向 - 下游客户涵盖钢铁、建材等高耗能企业、五大电力集团、清洁能源电站及工程设计院 [3] - 新能源市场聚焦熔盐储能技术 拓展光热发电与用户侧储能场景 用户侧储能模式可解决工业蒸汽需求 [3] - 核电领域布局超20年 持有核二三级制造许可证 2025年升级崇贤制造基地核电车间 9月底一期投用 8月设立合资公司杭州西子核能科技聚焦核岛设备研发 [3] - 海外市场重点开拓东南亚、南美及"一带一路"地区 2024年以来海外新增订单占比持续提升 [3] 光热技术优势与零碳实践 - 自2010年进入光热领域 参与17个示范项目 参建青海德令哈50MW塔式熔盐光热电站（中国首座、全球第三座商业化项目）连续三年达产 [4] - 建成国内首个零碳工厂及浙江省最大用户侧熔盐储能项目 探索绿电直连机制推动零碳园区改造 [4] - 实控人旗下西子航空为C919大飞机全国唯一民营供应商 [4]

项目发展与指标获取 - 2025年上半年获取新能源建设指标367万千瓦 [2][3][5] - 年度目标为新增1000万千瓦建设指标 [2][3][5] - 实施"两个转移"战略：由光伏向风电转移、由西北向中东部转移 [3][5] - 截至2025年6月底在运装机规模1992.55万千瓦，权益比例约68% [10] 财务与资金状况 - 累计收回新能源补贴款16.67亿元（截至2025年8月末） [20][21] - 2025年7-8月收回补贴款16.06亿元 [21] - 贷款合同为浮动利率，随LPR变动，降息政策可降低财务费用 [8] - 已披露股份回购方案，待股东会审议后实施 [10][12][19] 技术应用与创新 - 自同步电压源友好并网技术在甘肃干河口风电场示范应用，新疆尼勒克光伏项目测试中 [4][14][23] - 青海液态压缩空气储能项目（6万千瓦）力争2025年内并网 [10][14][17][23] - 内蒙古乌海储能项目20万千瓦/80万千瓦时，新疆若羌储能项目50万千瓦/200万千瓦时 [19] - 在运青海格尔木电化学储能5万千瓦 [19] 电力消纳与限电情况 - 2025年上半年平均限电率有所提升，受装机增长及送出线路建设滞后影响 [7][9][14] - 积极对接高耗能企业，探索绿电直连项目，提升消纳能力 [5][7][18][22] - "136号文"对存量项目机制电量比例保障电价收益 [9][14] 市值管理与股东回报 - 市值管理纳入管理层考核，与量化指标直接挂钩 [6][12] - 提升2024年度现金分红比例，实施2025年中期分红 [12][19][30] - 股价受宏观环境、行业政策、基本面及投资者情绪多重影响 [12][19][30] 战略布局与协同效应 - 间接控股股东中国绿发产业协同覆盖绿色能源、低碳城市、现代服务业等 [23] - 中国中化成为第一大股东后，探索与高耗能企业绿电直连合作 [18][22][28] - "十五五"发展规划正在研究编制中 [21]