煤炭运输通道建设 - 作为国家煤炭供应保障基地，内蒙古已建成17条煤炭铁路运输通道，年运能约14.5亿吨，有力保障了年约7.8亿吨煤炭的外运需求 [1] 电网网架结构强化 - 内蒙古持续优化电网结构，今年新核准500千伏电网项目42项，新投产18项，计划年底前再投产5项以上 [1] - 蒙东电网已建成“七横一纵”主网架，蒙西电网即将建成“四横六纵”主网架 [1] - 全区220千伏及以上线路总长6.7万公里，电力外送能力约7500万千瓦，保障了电力供应和新能源汇集、送出与消纳 [1] 油气与输氢管网发展 - 全区建成油气长输管道里程超过7400公里，原油年输送能力3700万吨，成品油年输送能力391万吨 [2] - 管道天然气覆盖全区9个盟市的47个旗（县、市、区），年输送能力超过1100亿立方米 [2] - 正在加快布局建设绿氢输送管网，华电达茂旗至包头市区绿氢管道预计年底建成，中石化乌兰察布市至京津冀地区绿氢管道内蒙古段、远景敖汉—元宝山绿氢管道已获批 [2] - 努力构建“一干双环四出口”的绿氢管网格局 [2] 未来能源发展重点方向 - 聚焦保障国家能源安全，推动煤炭产能平稳接续，发挥煤电支撑调节作用，积极争取新增自用煤电规模，储备建设一批支撑性调节性煤电项目 [3] - 持续提升油气供给能力，加强能源储备能力建设，增加煤炭产能储备规模，构建完善政府可调度和社会参与的煤炭储备体系 [3] - 聚焦新型电力系统建设，做好电网中长期目标网架规划研究，积极争取将一批电网主网架项目纳入国家规划，推动配电网建设改造和智能化升级 [3] - 加强电力系统调节能力建设，在电网关键节点、新能源富集地区布局建设新型储能项目，梯次推进已纳规抽水蓄能项目开发建设 [3] - 聚焦建设“全区一张网”，推动长春—石家庄、长岭—白城—乌兰浩特、盘锦—赤峰联络线等油气管道建成投运 [4] - 加强自治区境内长输管道与中俄东线等国家干线管道的互联互通，形成联系畅通、运行灵活、安全可靠的天然气管网体系 [4] - 推动“一干双环四出口”绿氢管网建设，加快推进已批复绿氢管道建设，积极争取新谋划跨省绿氢管道列入国家级相关规划 [4]

事件概述 - 广州市白云区举行2025年"储云杯"创新创业大赛颁奖大会并同步启动广州白云新型储能孵化器 4个获奖优质项目现场签约入孵 [1] 行业战略定位与规划 - 新型储能被定位为支撑新型电力系统的核心装备和实现"双碳"目标的关键要素 是培育能源领域新质生产力、提升区域核心竞争力的战略选择 已纳入白云区"6+6+X"现代化产业集群 [1] - 国家新型储能创新中心在白云区人和镇打造白云新型储能特色产业园 园区初期规划1000亩 其中占地约200亩的先行区已启动建设 2024年已完成投资约8.5亿元 [1] - 该产业园将聚焦'新型储能'与'新型电力系统'双赛道发力 配备国际化的检测认证服务以助力企业产品出海 并提供从产品展示、应用场景到公共服务的全方位支持 [1] 孵化与支持体系 - 白云新型储能孵化器作为重点打造的专业孵化平台 采用"国有资本引导+市场化运作+政府支持"模式 为入驻项目提供从技术验证、中试转化到市场对接、融资服务的全链条支持 [1] - 大赛一等奖单位珈云新材料（徐州）有限公司计划将核心研发与生产基地落户白云 看重该区域完整的产业布局、精准的政策扶持 以及国家新型储能创新中心和白云电气集团等龙头企业提供的技术支撑和丰富应用场景 [2]

行业政策与战略方向 - 中国共产党第二十届四中全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》提出，加快建设新型能源体系，持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统，建设能源强国 [1] - 以“构建新型电力体系建设能源强国”为主题的2025第八届中国能源产业发展年会在北京举行，与会嘉宾认为，新型电力系统作为新型能源体系的支撑和关键枢纽，将通过关键技术突破与产业升级，夯实能源强国的技术根基与产业实力 [1] 企业技术与业务动态 - 南方电网数字电网研究院股份有限公司总经理胡荣表示，南方电网正致力于为电力行业打造一个开放、协同的智能机器人生态，用最前沿的具身智能技术，为能源电力转型和新型电力系统建设提供支持 [1] 行业活动与参与方 - 本届年会由中国能源报、中国能源研究会主办，G20青年企业家联盟中国总部联合主办，并设置“中东能源投资论坛”等活动 [1] - 中央和国家机关有关部门负责同志、外国驻华使节、地方政府主管部门代表、中外企业负责人和专家学者等参加了论坛 [1]

大会概况 - 第九届世界创新大会于12月6日至8日在广州举办 大会主题围绕人工智能驱动的产业变革、经济重塑、全球治理创新与文明互鉴 [1] 人工智能与产业发展 - 未来十年人工智能将成为经济发展的重要驱动力 人工智能和机器人的结合将成为重要亮点 尤其是具身智能的发展与应用 [3] - 人工智能正从工具属性向类伙伴形态跨越 通用人工智能临界点即将到来 [4] - AI的终极成本是能源的成本 电力的发展制约着人工智能的发展速度 数据发展的质量、速度影响着AI的智能度 [3] 电力行业 - 新型电力系统是以新能源为主体的、以电力电子设备智能控制的电网系统 [3] - 南方电网已建成高比例新能源、电力电子设备新型电网 未来将充分发挥电力人工智能的作用 实现新型电力系统“状态透明”“无人驾驶” [3] 汽车行业 - AI赋能汽车产业 已经重塑了未来出行生态 产品定义从传统的动力、机械进入无人驾驶、智能体验 [3] - 智能汽车已成为人的第三生活空间 汽车企业必须从依靠规模发展转变为深耕用户体验 以用户为核心 [3] 投资与合作成果 - 大会促成粤港澳大湾区企业及相关部门签署70多份经贸合作及投资协议 涵盖产业投资、技术研发合作、进出口贸易等多个领域 [4]

行业动态：项目年底并网冲刺 - 2025年底，中国西北多个光热项目正进行“并网冲刺” [2] - 国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100MW光热部分于11月下旬全面进入安装阶段 [3] - 大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100MW光热部分于11月初聚光集热系统完工转入调试 [3] - 新华发电博州100MW光热项目定日镜安装完成94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网 [3] - 三峡能源青海直流二期100MW光热项目在11月多次实现满负荷稳定运行 [4][10] - 青海海南、海西基地青豫直流外送项目的光热部分已于9月25日启动高温熔盐储罐化盐工作，进入热力系统调试关键阶段 [11] - 西藏开投安多县土硕100MW光热+800MW光伏一体化项目的100MW光热部分吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度 [11] - 三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目于2025年9月实现全容量并网 [23] 政策支持：多层面利好密集出台 - 2025年11月，新疆发改委明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [5] - 2025年11月，青海省发改委发布的首批绿电直连试点项目清单中包含光热项目 [6] - 2025年11月，海南电力交易中心明确2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围，以保障早期项目基础收益 [6] - 2025年11月10日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，首次从国家层面明确光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现其调峰价值 [6][16][19] - 青海省发布通知，明确2024年到2028年单独建设的光热示范项目上网电价按0.55元/千瓦时执行，且不参与市场化交易 [21] - 内蒙古在全国率先出台《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准 [21] - 政策推动与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”发展，国家能源局将在“十五五”可再生能源发展规划中合理安排相关发展布局 [24] 行业现状与规模 - 根据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》统计，截至2025年初，中国在建光热发电项目超过30个，总装机容量约310万千瓦 [12] - 2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [24] - 2025年至2026年将是国内首批大规模“光热+新能源”一体化项目集中投产的验证期 [12] - 行业正处在从示范迈向规模化的关键爬坡期 [24] - 当前光热项目主要分为“一体化配套建设”和“单独建设”两种模式 [21] - “一体化配套”模式是当前项目推进的主流，即在大型新能源基地中将光热作为调节电源与风电、光伏打包开发 [21] 核心挑战：成本与可靠性 - 光热项目造价依然是光伏的3倍左右，是最现实的门槛之一 [14] - 一个100MW、8小时储热的塔式光热电站，单位千瓦造价目前在1.2万到1.7万元人民币之间 [14] - 同期大型光伏电站的单位千瓦造价已普遍降至3000元至4000元人民币 [14] - 现阶段光热的平准化度电成本仍在0.7元/千瓦时以上，是同期光伏成本的2到3倍 [16] - 一些最核心、工况最严苛的部件仍更倾向于进口品牌，如高温熔盐泵、阀门等，采购成本和维护费用高昂，交货周期长 [15] - 在西藏等高海拔、自然条件恶劣地区，建设成本更高，工期不确定性增加 [16] - 高昂的初始投资成本与仍显不足的设备可靠性是行业规模化发展需要解决的关键难题 [6] 技术路线与降本探索 - 企业正在探索新的技术可能性以降低成本，如三峡集团哈密项目采用的“线性菲涅尔”光热技术，无需建造高耸吸热塔，模块化程度更高，被认为具有降本潜力 [23] - 青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50MW提升至100MW甚至规划350MW，通过规模化进一步摊薄成本 [23] - 产业链企业聚焦“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本 [23] - 未来的竞争是“光伏+电池储能”与“光热（自带储能）”在系统成本和服务质量上的竞争 [23] 商业模式与价值定位转变 - 光热发电的盈利模式将从主要依靠发电量收入，转向“电能量收入+调节服务收入”的双轨制 [19] - 光热不再仅仅是发电的选项，也是新型电力系统中服务的供给者 [24] - 新政核心在于为光热创造价值变现的通道，随着容量电价、辅助服务等补偿机制明确，光热项目综合收益有望提升 [25] - 当前光热项目的加速推进，很大程度上依赖于“一体化”模式下的政策性配置和地方政府对于提升新能源基地调节能力的诉求 [17] - 光热对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用，特别是在风电、光伏占比激增的背景下 [20]

项目进展与年底冲刺 - 2025年底中国西北多地在建光热项目正进行“并网冲刺” [1] - 国家能源集团敦煌“光热+”一体化项目100兆瓦光热部分于11月下旬全面进入安装阶段 [1] - 新疆大唐石城子100万千瓦“光热+光伏”一体化项目中的100兆瓦光热部分于11月初聚光集热系统完工并转入调试 [1] - 新疆新华发电博州100兆瓦光热项目定日镜安装完成94%，全面转入分系统调试，冲刺12月底并网 [1] - 三峡能源青海直流二期100兆瓦光热项目在11月多次实现满负荷稳定运行 [1][6] - 青海海南、海西基地青豫直流外送项目的光热部分已于9月25日启动高温熔盐储罐化盐工作，进入热力系统调试关键阶段 [6] - 西藏开投安多县土硕100兆瓦光热+800兆瓦光伏一体化项目中，100兆瓦光热部分的吸热塔已于9月21日突破100米混凝土筒壁施工高度 [7] - 三峡集团在新疆哈密的100万千瓦“光热+光伏”一体化项目于2025年9月实现全容量并网 [15] 行业规模与规划 - 据《中国太阳能热发电行业蓝皮书2024》统计，截至2025年初，中国在建光热发电项目超过30个，总装机容量约310万千瓦 [8] - 2025年上半年全国光热发电装机为152万千瓦 [16] - 2025年至2026年将是国内首批大规模“光热+新能源”一体化项目集中投产的验证期 [8] - 青海、甘肃等地新批复的项目，单机规模普遍从早期的50兆瓦提升至100兆瓦甚至规划350兆瓦 [15] 政策支持与价值确认 - 2025年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，首次从国家层面明确提出光热发电可通过辅助服务、容量电价等方式兑现其调峰价值 [3][13] - 新疆维吾尔自治区发改委于11月25日发布通知，明确对国家示范光热项目优先小时数按批复保障收购 [2] - 青海省发改委于11月28日发布的首批绿电直连试点项目清单中包含了光热项目 [3] - 海南省电力交易中心11月印发的细则明确，2025年6月1日前已明确电价的光热项目不纳入机制电价竞价主体范围，以保障早期项目基础收益的确定性 [3] - 青海省发布的政策明确，2024年到2028年单独建设的光热示范项目，上网电价按0.55元/千瓦时执行，且不参与市场化交易 [14] - 内蒙古在全国率先出台了《光热发电与风电光伏发电一体化系统项目实施细则》，详细规定了一体化项目的配置比例、调峰能力和技术标准 [14] 成本与经济效益挑战 - 光热项目造价依然是光伏的3倍左右，是行业最现实的门槛之一 [9] - 一个100兆瓦、8小时储热的塔式光热电站，单位千瓦造价目前在1.2万到1.7万元人民币之间，而同期大型光伏电站的单位千瓦造价已普遍降至3000元至4000元人民币 [9] - 现阶段光热的平准化度电成本仍在0.7元/千瓦时以上，是同期光伏成本的2到3倍 [11] - 一些最核心、工况最严苛的部件（如高温熔盐泵、阀门）仍更倾向于采购进口品牌，导致采购和维护成本高昂且交货周期长 [10] - 在西藏等高寒缺氧地区，特殊施工条件、设备保温及防冻要求直接推高了建设成本和工期不确定性 [11] 商业模式与技术探索 - 光热发电的盈利模式正从主要依靠发电量收入，转向“电能量收入+调节服务收入”的双轨制 [13] - 当前光热项目主要分为“一体化配套建设”和“单独建设”两种模式，前者是当前项目推进的主流 [14] - 三峡集团新疆哈密项目采用的“线性菲涅尔”光热技术，因无需建造高耸的吸热塔且模块化程度更高，被认为在降低建设和维护成本方面具有潜力 [15] - 产业链企业正聚焦“新一代超高温熔盐储热系统”等前沿技术的研发，试图从核心部件环节推动技术迭代和降本 [15] - 未来的竞争将是“光伏+电池储能”与“自带储能的光热”之间，比较谁能以更低的系统成本为电网提供更稳定优质的电力服务 [16] 行业定位与未来展望 - 光热发电凭借其长时间储能和同步发电机特性，在构建新型电力系统中找到定位，正从示范探索迈向规模化开局 [3] - 光热对于增强电力系统调节能力、支撑电网安全稳定运行具有重要作用，特别是在风电、光伏占比激增的背景下 [13] - 在西藏等生态脆弱、电网薄弱地区，光热发电的稳定输出和储能特性对于保障电力供应、减少对化石能源依赖具有战略价值 [7] - 政策推动的是与电网消纳能力、技术进步节奏相匹配的“规模化”，而非一拥而上的泡沫化 [16] - 光热发展还面临成本等难题，但方向已经清晰，光热不再仅仅是发电的选项，也是新型电力系统中服务的供给者 [17]

公司IPO计划与募资用途 - 公司重启科创板IPO，招股书已获受理，拟募集资金总额9.77亿元[1] - 募集资金将投向四个项目：深远海海上风电送出成套装置及关键技术研发与产业化项目（投资总额3.37亿元）、绿色低碳柔性电源核心装备研发及产业化项目（2.33亿元）、研发/试验中心建设项目（2.56亿元）、补充流动资金（1.5亿元）[1][2] 首次IPO失败原因与监管历史 - 公司曾于2021年12月首次递交科创板上市申请，计划募资6亿元，后于2022年6月主动撤回申请[2][3] - 撤回主因是信息披露不及时：2022年2月16日，公司共同实际控制人之一、董事长左强被监察机关采取留置措施，但公司迟至2022年5月29日才向上交所提交专项说明，距事发已超3个月[2][3] - 因上述“瞒报”行为，公司及保荐机构西部证券的保荐代表人高峰、徐伟均被上交所出具《监管警示决定》[3] - 2023年8月，公司更换IPO辅导机构为国金证券，重启上市筹备[4] 公司业务与经营业绩 - 公司聚焦新型电力系统核心设备领域，核心业务为提供柔性输电成套装备、大功率变流器等高端电力装备及配套技术服务，产品覆盖“源-网-荷-储”全产业链[5] - 近年经营业绩波动显著：2022年营业收入19.42亿元，净利润1.82亿元；2023年营业收入2.33亿元，净利润-5628万元；2024年营业收入5.08亿元，净利润3542万元[5] - 2025年上半年营收为2.34亿元，净亏损为537万元，扣非后净亏损为665万元[5] - 公司解释业绩波动原因为核心产品对应重大电力基础设施工程，项目年度投运数量有限，收入确认严格以项目投运时点为准，导致收入受项目交付节奏影响大[7] - 公司此次申报科创板选用上市标准为“预计市值不低于10亿元，最近一年净利润为正且营业收入不低于1亿元”[7] 公司股权结构与治理 - 公司实际控制人为白云电气集团胡氏家族5名一致行动人（合计持股24.19%）及左强（持股20.67%），构成“六人共治”的分散化共同控制格局[8] - 该股权结构存在潜在不稳定因素，若一致行动协议变化或控制人之间出现分歧，可能引发控制权争夺，影响公司决策连续性和稳定性[8] - 胡氏家族旗下的白云电气集团与公司同处电力设备领域，存在潜在业务竞争风险，关联交易的公允性可能成为监管关注重点[8]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 终端（储能 + 新能源车）旺季持续需求对碳酸锂形成明朗支撑，但前期涨幅过快短期内有回调压力；市场普遍预期下窝矿12月下证复产，建议持续关注进度 [3] 根据相关目录分别进行总结 碳酸锂价格 - SMM电池级碳酸锂平均价93250元/吨，跌750元；SMM工业级碳酸锂平均价90800元/吨，跌750元 [1] 碳酸锂期货 - 碳酸锂2512收盘价90680元，涨跌幅 -0.07%；碳酸锂2601收盘价90760元，涨跌幅 -1.11%；碳酸锂2602收盘价90920元，涨跌幅 -1.2%；碳酸锂2603收盘价91020元，涨跌幅 -1.13%；碳酸锂2604收盘价91940元，涨跌幅 -1.2% [1] 锂矿价格 - 锂辉石精矿（CIF中国）平均价1154元，跌8元；锂云母（Li20:1.5%-2.0%）1590元；锂云母（Li20:2.0%-2.5%）2515元；磷锂铝石（Li20:6%-7%）8475元；磷锂铝石（Li20:7%-8%）9725元 [1][2] 正极材料价格 - 磷酸铁锂（动力型）平均价39220元，跌180元；三元材料811（多晶/动力型）平均价161550元，跌50元；三元材料523（单晶/动力型）平均价144400元，跌100元；三元材料613（单晶/动力型）平均价144550元，跌100元 [2] 价差情况 - 电碳 - 工碳价差2450元，无变化；电碳 - 主力合约价差1090元，变化值790元；近月 - 连一价差 -160元，变化值 -20元；近月 - 连二价差 -260元，变化值 -40元 [2] 库存情况 - 总库存（周，吨）113602吨，降2366吨；冶炼厂（周，吨）20767吨，降3557吨；下游（周，吨）43695吨，增1711吨；其他（周，吨）49140吨，降520吨；注册仓单（日，吨）10922吨，增500吨 [2] 利润估算 - 外购锂辉石精矿现金成本94255元，利润 -1559元；外购锂云母精矿现金成本92638元，利润 -2247元 [3] 行业动态 - 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，是三峡水电站满负荷电功率的1.3倍 [3] 供需情况 - 本周碳酸锂产量增74吨，库存降2363吨；12月排产小幅增加，锂辉石现货偏紧限制供给端大幅复产；终端旺季持续，材料端排产基本持平，社会库存“上游 - 下游 - 终端”移动链条流畅 [3]

文章核心观点 - 陕西省在“十五五”规划中提出做强做优现代能源产业集群，核心战略是坚持“稳控转”，推动能源产业向化工原料、清洁能源和非能产业转型，并加快建设新型能源体系与新型电力系统 [1] 能源产业发展战略 - 坚持“稳控转”战略：稳住能源生产基本盘，推动化石能源利用更多向化工原料转变、能源供给更多向清洁能源转变、能源资本运作更多向培育非能产业转变 [1] - 协同推进煤炭优质产能释放和落后低效产能淘汰，加快油气资源勘探开发和增储上产 [1] 新型能源体系建设 - 加快建设新型能源体系，完善以清洁高效煤电为支撑的转换利用体系 [1] - 统筹推进新能源供给比重提高、就地消纳和外送 [1] - 着力构建新型电力系统，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设 [1] - 加强陕甘青等跨省电力互济工程谋划和建设 [1] 高端化工与重点项目 - 锚定高端化多元化低碳化方向，加快延安1000万吨/年炼化一体化项目建设 [1] - 加快国能榆林循环经济煤炭综合利用等项目建设 [1] - 建设全国一流高端化工新材料产业基地 [1]

国家能源战略与“十五五”规划方向 - 国家“十五五”规划建议提出持续提高新能源供给比重并着力构建新型电力系统，建设能源强国 [1] - “十四五”期间是中国能源绿色低碳转型最快的五年，期间全社会用电量中每3度电就有1度来自绿电 [1] “十四五”期间新能源发展成就 - 全国新增光伏板铺展开的总面积可覆盖53万座足球场 [1] - 全国新增风机叶片依次连接的长度相当于从中国最东端到最西端走一个来回 [1] - 截至今年10月底，中国电动汽车充电基础设施总数达1864.5万个，同比增长54% [1] 发电侧：绿电远距离输送与供给 - 今年10月，内蒙古的风光资源通过3000公里“电力天路”输送至海南岛 [1] - 宁夏—湖南±800千伏特高压直流输电工程于8月投产，每年向湖南输送电量超360亿千瓦时，其中新能源电量占比超50% [1] - 来自西部的绿电支撑了东中部地区五分之一的用电需求 [1] 用电侧：绿色消费与产业应用 - “开绿车、用绿电”成为越来越多人的选择 [1] - 内蒙古兴安盟科右前旗的27所中小学校于今年完成清洁能源供暖改造 [2] - 惠达卫浴股份有限公司2024年消费绿电2560万千瓦时，折合节约3146.24吨标准煤，减排二氧化碳8463.39吨，使用绿电有助于满足国外客户环保要求并突破贸易壁垒 [2] 未来展望与发展重点 - 需保障新建及存量新能源发电项目的合理利用率 [2] - 需拓展新能源非电多元化利用场景，如绿电制氢、新能源供暖等，并加快各类消纳技术的创新突破 [2]