文章核心观点 - 中国电力消费模式正在发生深刻变革，绿电（光伏、风电等）的渗透率与应用场景快速提升，其稳定性和智能化水平通过技术创新得到显著增强，正在支撑从居民生活到工业生产乃至AI算力增长的广泛用电需求 [1][37][46] 绿电生产与应用的普及化 - 分布式光伏在乡村和工厂广泛安装，村民通过屋顶光伏获得每月50度免费电并改善环境，工厂利用光伏满足自身用电并将余电上网创收 [3][9][11] - 企业为满足国际客户绿色理念需求，主动更新使用绿电以方便获取海外订单 [7] - 浙江省宁波市作为“浙江光伏第一城”，工厂每用10度电就有1度来自光伏发电 [16] - 2024年前10个月，宁波市新增并网分布式光伏项目近两万个，同比增长55.2%，光伏消纳率接近100% [36] - 全国范围内，每用5度电中就有超过1度来自绿电 [37] 智能化与稳定性技术升级 - 新型储能电站（如园区内的储能项目）通过“削峰填谷”帮助企业每年节约上百万元用电成本 [13] - 更智能化、智慧化的设备加入光伏行业，大大提高了工作效率 [15] - 电网引入高精度气象预测装置（监测光照、风力、雨量、温度），结合AI大模型进行发电功率预测，使光伏预测准确率提升至96%以上 [21][23][24][28] - 智能算法可快速（如10秒内）生成负荷转移策略，调度由230家企业用户构成的“虚拟电厂”，实现电力资源的“错峰互济” [29][32][34] - 截至2024年10月，中国新型储能装机容量突破1亿千瓦，较“十三五”末增长超过30倍，规模占全球40%以上 [40] - 智能预测系统融合气象与用电数据，使多地新能源出力预测准确率超过90%，保障绿电稳定输送和使用 [42] 绿电驱动产业升级与模式创新 - 宁波前湾新区许多企业进行智能化改造（更新数字车间、加入机器人），用电量增长10%以上，其中很多电力来源于光伏 [17][19] - 绿电应用延伸至绿色燃料制造，全国已建成约100个可再生能源制氢项目，年产能20多万吨，首批绿氨、绿色甲醇项目投产总产能接近100万吨 [44] - 更稳定、清洁、智慧的能源系统正在更新绿电使用模式，支撑从家用电器、电动汽车到工厂产线、远航货轮的全产业链 [46]

能源投资与建设规模 - 能源项目投资连续3年超过1000亿元人民币 [1][3] - 电力总装机容量突破1.6亿千瓦 [1][3] - 全省能源生产总量达到1.1亿吨标准煤 [4] 可再生能源发展 - 可再生能源发电装机容量超过8800万千瓦，占总装机比重超50% [3][5] - 可再生能源发电量超过1000亿千瓦时 [1][3] - 预计2025年可再生能源发电量将突破1400亿千瓦时，同比增长21% [5] - 非化石能源消费占比提升至18% [5] - 可再生能源发电消纳量占总用电量比重超过35%，预计2025年绿电占比接近40% [5] 能源基础设施 - 全省油气长输管道里程突破1万公里，位居中部第一、全国第六 [4] - 新增煤炭静态储备能力350万吨以上 [4] - 省级500千伏骨干网架持续完善，天中、青豫直流送电能力提升 [4] - 许昌能信煤电项目投运，信阳五岳抽水蓄能电站全面建成，西气东输三线河南段投产 [4] - 洛阳百万吨乙烯项目建设进入施工高潮 [4] 能源转型与结构调整 - 推动煤电低碳化发展，累计完成现役煤电机组改造超过2500万千瓦 [5] - 加快新能源规模化开发，促进与先进装备制造、未来产业融合 [5] - 全面推进源网荷储一体化，已累计实施项目781个，总投资约619亿元，建成后每年可促进绿电消纳168亿千瓦时 [6] - 预计2025年全省新型储能装机达到500万千瓦以上，比去年翻一番 [7] 技术创新与产业突破 - 平高集团“超特高压直流工程关键部件”等7个项目成功申报国家首台（套）重大技术装备 [7] - 氢能产业提速发展，累计推广氢燃料电池汽车超过2800辆，建成加氢站接近50座 [7] - 国内领先的中科清能5吨/日大型氢液化装备成功下线 [7] - 国内首个产品纯度领先的兆瓦级质子交换膜电解水制氢项目在中原油田建成投产 [7] - 国家光伏储能实证实验平台（暖温带）布局河南，一批能源领域科研平台落地 [7] 体制改革与模式创新 - 源网荷储一体化、放开配电网投资、就近利用新能源等政策走在全国前列 [3][6] - 深化农村能源革命，推动农村从单一能源消费者向能源产消者转型 [6] - 探索开展构网型技术、智能微电网、虚拟电厂、算力与电力协同等试点示范 [6]

合作签约事件 - 深圳能源集团与华为数字能源于12月5日就深圳能源妈湾电厂项目完成签约[1] - 签约活动在2025深圳全球招商大会新能源与高性能新材料招商主题活动上举行[1] - 深圳妈湾电力有限公司董事长刘猛与华为数字能源广东总经理曾金平代表双方签约[1] 合作项目内容与规划 - 双方合作规划在妈湾电厂内携手建设新型储能项目[3] - 该项目定位为构网型储能和电站数智化典型项目[3] - 项目落成后将成为全球负荷密度最高的城市场景构网型储能项目之一[3] 项目功能与效益 - 项目投产后可支撑高负荷密度的电网调峰调频[3] - 项目能满足燃煤机组深度调峰的需要，平抑功率波动[3] - 通过协同耦合供电，实现“优势互补、短板互补”[3] - 项目将从发电资源优化配置、系统运行调控、设备全生命周期管理等多维度提升电力保供能力与设备运行安全性[3] 活动背景与行业意义 - 新能源与高性能新材料招商主题活动聚焦该产业发展新机遇，汇聚全球领军企业、科研与投资机构[3] - 活动旨在促成落地合作[3] - 华为数字能源携手本地客户及伙伴参与，共同助力深圳打造新能源与高性能新材料产业高地[3]

业务板块概览 - 公司业务主要包括汽车零部件和新型储能两大板块 [2] - 汽车零部件业务涵盖乘用车、商用车、新能源汽车的传动系统产品，并着力发展非公路传动系统及零部件外销业务 [2] - 新型储能业务包括发电侧、电网侧、用户侧储能电站及电力交易 [2] 乘用车变速器业务 - 乘用车CVT自动变速器和MT手动变速器在配套国内客户基础上，正大力开拓欧洲、东南亚、中东、中亚等国际市场 [3] - 同时大力发展纯电动乘用车EV减速器及相关产品，预计电动化渗透率提升及市场份额提高将推动销量持续增加 [3] 商用车变速器业务 - 轻卡变速器市场具有竞争优势，受益于市场需求旺盛，2025年产品销量实现同比较大幅度增长 [4] - 正发力轻微卡电动化产品（如P2和PS混动、轻卡电驱桥），相关产品已陆续量产上市，单车价值较手动挡产品有所提升 [4] - 重卡变速器业务（包括MT、AMT、混动系统、纯电驱动系统）是重点拓展方向，产品性能可比肩国际主流厂商且具明显成本优势，客户拓展顺利 [4] 非公路传动系统业务 - 重点发展工程机械电驱动系统、大马力拖拉机CVT、中大马力拖拉机动力换挡/换向系统等产品 [5] - 目前，中大马力拖拉机动力换挡/换向系统和工程机械电驱动系统已量产上市，大马力拖拉机CVT正在进行样机测试 [5] - 相关产品单车价值较乘用车和轻微卡传动系统产品有所提升，未来有望受益于国家农机购置补贴和机械化水平提升 [5] 机器人零部件业务 - 已成立机器人子公司，专门负责机器人关节精密传动产品的研发和产业化落地 [6] - 研发中心位于杭州，生产基地位于金华，可复用主业技术经验及设备资源 [6][7] - 已为产品投建产线，预计2026年3月设备到位调试，5月达到批量生产状态 [7] - 已完成产品平台规划，包含谐波减速器、行星减速器、无刷电机及控制器等单品和关节模组，可满足多应用场景需求 [7] - 目前正在为2个客户共11个产品进行开发制造，包括谐波减速器、谐波关节模组、行星关节模组，并积极获取新客户和新项目 [7] 新型储能业务 - 广东肇庆和浙江义乌的电网侧独立储能电站已投入运营，项目装机容量分别为100MW/200MWh和一期100MW/200MWh [7] - 已开工建设项目包括广东佛山“万里扬高明独立储能电站”（200MW/400MWh）和浙江义乌“义乌万里扬苏溪变独立储能电站”二期（50MW/100MWh），预计2025年年底前并网投运 [7] - 在浙江省布局的8个电网侧独立储能电站进入“十四五”浙江省新型储能规划储备项目，并在广东其他地区、江苏、广西等地积极布局多个项目 [7]

市场与产品表现概览 - 近6个月（5月28日至11月27日）A股市场整体走强，创业板指、深证成指、上证指数分别上涨52.2%、28.38%和16% [6] - 同期，理财公司权益类公募理财产品净值增长率均值为16.39%，统计的37只样本产品全部实现上涨 [6] - 本期榜单（近6个月）上榜的10只产品近1个月净值增长率均超过20%，平均值达到29.13% [7] 榜单产品排名与分布 - 光大理财“阳光红新能源主题A”以64.94%的净值增长率位居榜首，大幅领先第二名近30个百分点 [3][7] - 华夏理财“天工日开理财产品4号(新型储能指数)”和“天工日开理财产品5号(AI算力指数)”分别以35.03%和31.71%的净值增长率位列第二、三名 [3] - 本期榜单共有5家理财公司产品上榜，其中华夏理财上榜5只产品最多，光大理财上榜3只，民生理财和信银理财各上榜1只 [6] 高收益产品特征分析 - 榜单前10名产品中有5只为行业主题产品，集中于新能源、储能、AI算力、贵金属等领域 [7] - 部分行业主题产品呈现“高收益、高波动”特征，例如光大理财“阳光红新能源主题A”、华夏理财“天工日开理财产品4号(新型储能指数)”等4只产品最大回撤均超过12%，年化波动率均超过20% [9] - 光大理财“阳光红新能源主题A”业绩比较基准挂钩的中证新能指数近6个月上涨超过53% [8] 具体产品深度透视（以榜首产品为例） - 光大理财“阳光红新能源主题A”资产配置中权益类资产占比高达88.2%，前十大重仓股（穿透后）包括尚太科技、德业股份、宁德时代等新能源产业链龙头，持仓占比均超过8% [8] - 该产品第一大重仓股尚太科技近6个月股价上涨超过76% [8] - 尽管该产品三季度遭遇净赎回801万份，但因净值上涨，其资产净值规模增至1724.93万元，较2025年半年报增加67万元 [8] - 该产品历史年化收益率波动较大，2023年、2024年及2025年以来（截至9月30日）的年化收益率分别为-33.91%、16.69%和86.63% [9] - 该产品在11月13日至11月27日的市场调整期间净值下跌9.47% [9] 表现落后产品情况 - 近6个月，华夏理财“天工日开理财产品1号(水电指数)”、光大理财“阳光红基础设施公募REITs优选1号”及中银理财“慧富权益类红利策略180天持有期A”等产品净值增长率不足2%，收益率垫底 [6]

行业趋势与重要性 - 全球能源体系正经历深刻变革，储能技术是能源开发利用和高效保障的关键支撑，在解决能源波动性、保障电力系统稳定、促进可再生能源高效利用方面将发挥重要作用 [1] - 全球有100多个国家承诺净零碳排放目标，新型储能应用规模将持续扩大，人工智能等高技术产业发展将为新型储能带来更广阔的市场空间 [2] - 储能技术的应用场景正从“电力”向“全场景”加速渗透，已深入工业园区、光储充电站、数据中心等几十个领域，从单一的电网调节转变为赋能千行百业、提供多元价值的解决方案 [2] 市场现状与规模 - 截至2025年9月底，中国新型储能装机规模超过1亿千瓦，装机规模占全球总装机比例超过40%，居世界第一 [4] - 中国储能企业正依托先进技术和产业链供应链优势，积极开拓国际市场 [2][4] 发展挑战 - 储能产业的规模化、市场化、商业化发展仍然面临诸多问题 [1] - 储能企业跨境合作面临诸多挑战，包括国际技术标准尚未统一、供应链波动与物流压力持续存在、文化差异与合规要求的复杂性抬高了海外市场准入门槛 [4] 发展路径与共识 - 需要通过开放协作、标准引领与技术深耕，以提升全球能源转型的质量、效率与可持续性 [4] - 面对挑战，“破浪前行”意味着要敏锐捕捉机遇，更要以技术创新为矛、以标准协同为盾，系统性破解发展瓶颈 [4] - 峰会旨在成为思想碰撞、凝聚共识的平台，为中国乃至全球的能源转型贡献智慧和力量 [1]

公司储能业务进展 - 公司以促进新能源消纳利用和支撑电网安全稳定运行为应用场景，持续探索开展电源侧、电网侧的新型储能研究和示范应用 [1] - 公司通过新能源配储、独立储能等形式，已并网的新型储能规模超过270万千瓦 [1]

公司储能业务发展现状 - 公司以促进新能源消纳和支撑电网安全稳定运行为应用场景，持续探索电源侧、电网侧的新型储能研究和示范应用 [1] - 公司通过新能源配储、独立储能等形式，已并网的新型储能规模超过270万千瓦 [1] - 公司在储能方面具备较为成熟的开发经验和一定的技术储备 [1] 公司储能业务运营策略 - 各地区储能市场规则有所不同且政策变化较快，公司将紧密跟踪各地市场对新型储能尤其是配套储能的准入要求和运用情况 [1] - 公司将根据市场运行特点，合理确定储能配置原则，并制定项目参与电力市场的运营策略 [1] - 公司将响应电能量、辅助服务等市场价格信号，以提升电站整体收益水平 [1]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 本周碳酸锂减产265吨，去库2452吨，市场核心关注需求变化，周度需求基本维稳，价格有支撑性，中期因储能需求释放价格偏多，但短期内价格有回调压力 [3] 根据相关目录分别进行总结 锂化合物 - SMM电池级碳酸锂平均价94350元，跌50元；SMM工业级碳酸锂平均价91900元，跌50元 [1] 期货合约 - 碳酸锂2512收盘价92200元，跌2.52%；碳酸锂2601收盘价92060元，跌2.6%；碳酸锂2602收盘价92140元，跌2.74%；碳酸锂2603收盘价92200元，跌2.76%；碳酸锂2604收盘价93460元，跌2.73% [1] 锂矿 - 锂辉石精矿（CIF中国）平均价1180，跌4；锂云母（Li20:1.5%-2.0%）平均价1630，跌15；锂云母（Li20:2.0%-2.5%）平均价2560，跌15；磷锂铝石（Li20:6%-7%）平均价8900，跌75；磷锂铝石（Li20:7%-8%）平均价10200，跌100 [1][2] 正极材料 - 磷酸铁锂（动力型）平均价39485元，跌15元；三元材料811（多晶/动力型）平均价161700元，跌100元；三元材料523（单晶/动力型）平均价144600元；三元材料613（单晶/动力型）平均价144750元 [2] 价差 - 电碳 - 工碳现值2450元，变化值 - 1元；电碳 - 主力合约现值690元，变化值2850元；近月 - 连一现值 - 80元，变化值40元；近月 - 连二现值 - 140元，变化值140元 [2] 库存 - 总库存（周，吨）115968吨，变化 - 2452吨；冶炼厂（周，吨）未提及；下游（周，吨）41984吨，变化 - 2452吨；其他（周，吨）49660吨，变化1780吨；注册仓单（日，吨）9652吨，变化112吨 [2] 利润估算 - 外购锂辉石精矿现金成本95330元，利润 - 2287元；外购锂云母精矿现金成本93827元，利润 - 3093元 [3] 行业动态 - 国家发展改革委称全国新型储能装机超1亿千瓦，是“十三五”末的30倍以上，占全球总装机比例超40%，今年迎峰度夏期间全国晚高峰调用新型储能峰值超3000万千瓦 [3] 市场消息 - 自然资源部回应宁德时代视下窝矿办证材料完整且已收件，市场预计正常1月中旬下证，快则12月下证，后续该矿价格影响边际递减 [3]

文章核心观点 - 中国新型储能产业面临“增长式过剩”问题，即过度追求产能扩张而应用场景与生态协同不足，制造端与应用端发展失衡 [1] - 浙江省通过“政策精准引导-场景创新驱动-产业集群发展”的协同逻辑，构建了以市场需求为导向的储能产业生态，实现了从“政策输血”到“产业造血”的转型 [1] - 广东省作为全球储能制造核心基地和用电大省，制造优势未转化为应用优势，面临区域发展不均衡和政策与市场机制衔接不足等挑战 [2] - 文章通过对比浙粤两省差异，为广东构建“制造引领+应用赋能”的双轮驱动体系提供策略建议，推动产业从产能输出向价值创造跨越 [2] 产业发展基础 电力结构驱动多元储能需求 - 浙江与广东同为经济与用电大省，电力峰值负荷持续攀升，新能源并网消纳与系统灵活性不足问题凸显，新型储能需求扩大 [3] - 浙江电力结构呈现“1/3新能源，1/3火电，1/3外来电”特征，高比例分布式光伏导致局部时段电力供需错配，带动用户侧和电网侧储能爆发式增长 [4] - 2023年浙江省工商业新型储能装机量约占全国总量的44.3%，居全国首位；2024年备案总规模达3.03GW/6.75GWh，占全国28% [4] - 2024年浙江电网侧储能新增1.8GW，同比增818%；截至2024年6月，电网侧储能容量达2.36GW，用户侧达2.32GW，超额完成“十四五”目标 [4] - 广东电力结构以高负荷、重工业为主，储能需求呈现“调峰为主”特征，电网侧发展迅速；2024年新型储能装机规模达3.5GW，同比增114% [4][5] - 2024年广东用户侧储能项目备案数约800个，为2023年的9.5倍；2025年上半年工商业储能备案项目数占比达83%，增速潜力巨大 [5] 新型储能产业链发展侧重 - 浙江侧重“应用场景牵引产业集聚”，依托光伏产业基础和民营经济，推动工商业储能、光储融合等系统集成，形成“应用牵引产业”路径 [6] - 浙江产业链上游环节相对薄弱，电池材料、电芯制造等核心制造领域基础不足，依赖下游场景规模化反哺上游 [6] - 广东展现“制造为核心、向外延伸市场”逻辑，覆盖电池材料、电芯制造、变流器、系统集成及回收利用完整产业链，储能电池出货量全国领先 [6] - 广东储能变流器占全国约四成市场份额，制造端高度集中带来成本控制和国际市场拓展优势，但也面临产能消化压力 [6] - 广东通过推动省内电网侧大规模储能项目和工商业储能应用创造内需，同时加快“新能源+储能”协同出海，形成制造端向应用端延伸路径 [7] 政策及市场环境 政策体系差异 - 浙江以地方治理创新与市场信号激活为核心，通过审批权下放、拉大峰谷价差及财政补贴等多维组合，快速激活本地需求 [8] - 浙江夏冬季尖峰电价上浮98%、深谷电价下浮80%，释放强烈价格信号；地方如杭州萧山给予300元/kW一次性容量补贴，温州市对顶峰放电给予1元/kWh补贴 [10] - 浙江对5MW及以上用户侧储能项目不再实施省级年度计划管理，改由设区市自主编制建设计划，提升项目落地效率 [11] - 广东以顶层规划与产业战略定位为主导，将储能纳入省级能源战略体系，围绕海上风电、工商业储能等关键领域系统布局 [9] - 广东凭借较大峰谷价差为用户侧储能创造经济性条件，但用户侧装机尚处起步阶段，需加速本地消纳促进制造与应用端联动 [9] 场景创新与产业生态 - 浙江用户侧储能凭借经济性引领全国，电网侧共享储能通过容量租赁和辅助服务市场实现模式突破，电源侧储能在新能源配套领域快速拓展 [12] - 浙江在虚拟电厂、光储充一体化等模式取得突破；截至2024年底，全省虚拟电厂接入资源规模达2.8GW，累计交易电量1355万度 [12] - 浙江形成政府引导、电网支撑、企业创新、用户参与等多方共建机制，降低技术与市场不确定性，推动成为全国储能场景创新高地 [13] - 浙江强化产业集群顶层设计，目标到2025年储能产业营收突破1000亿元、储能电池产能达100GWh，新建约2个新型储能电池产业集群核心区 [14] - 杭州以南都电源、正泰新能源等链主企业为核心，集聚储能中下游规上企业40余家；温州形成全产业链布局，瑞浦兰钧户储电池出货量全球第一 [14] - 浙江推动钠离子与液流电池等多元技术路线；南都电源自主研发314Ah储能半固态电池签署2.8GWh独立储能项目订单 [15] 广东面临的挑战与建议 共性挑战 - 全国储能产业陷入“技术路径趋同、低端产能过剩”困境，多数企业聚焦锂电池，对钠离子、液流电池等多元技术投入不足 [19] - 低端产能过剩与高端供给不足并存，行业呈现“增量扩张快、价值提升慢”特征，制约高质量发展 [19] - 国家取消强制配储后，储能发展模式从政策驱动转向市场驱动，原有依赖配储租赁或补贴收益的项目面临商业模式重构压力 [19] - 电力市场机制不完善，储能在市场中的身份界定、报价、结算规则等关键环节未明确，市场价值未在价格机制中充分体现 [19] 广东特有挑战 - 广东“强制造、弱应用”制约产业价值释放，制造端产能扩张远超应用端商业化进程，出现“产能过剩—价格下行—盈利压缩”恶性循环 [20] - 应用场景开发不足使制造端优势未能转化为系统集成和运营服务优势，制约储能综合效益发挥和产业升级 [20] - 珠三角地区集聚产业链与政策资源，粤东西北可再生能源潜力受制于电网基础设施和产业配套不足，区域内供需错配削弱产业联动效应 [20] 发展建议 - 政策层面构建长效支持体系，挖掘用户侧峰谷价差激励潜力，优化峰谷电价机制，允许“两充两放”运行策略，提升投资回报率 [21] - 为海上风电配套储能设计“绿电溢价+辅助服务补偿+优先调度”三重收益组合，确保投资主体稳定收益预期 [21] - 市场机制方面细化独立市场主体准入条件，推动储能参与爬坡市场、快速频率响应等新型辅助服务市场，释放系统调节价值 [22] - 构建多元化储能容量成本回收机制，对有效调节能力的储能电站给予容量补偿，鼓励新能源场站购买储能容量服务 [22] - 区域协同方面，珠三角聚焦控制系统研发、系统集成与高端装备制造；粤东、粤西布局电网侧共享储能集群；粤北重点发展长时储能与多技术路线示范 [23]