行业投资评级 - 报告对新能源与电力设备板块整体持积极看法，多个子行业景气度被标记为“拐点向上”或“稳健向上”，包括光伏&储能、风电、电网、锂电、氢能与燃料电池等 [66] 报告核心观点 - 全球缺电与降碳诉求驱动未来3-5年全球清洁电源及新型电网建设大周期，储能、绿氢氨醇是显著增量环节，风电、光伏、电网将保持高强度投资 [1][5] - 能源领域政策频出，特别是《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》和《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》两份文件，为“十五五”期间新能源高质量发展指明方向 [1][5] - 政策导向正推动储能发展从“强制配储”向更可持续的市场化、价值驱动模式转变，容量电价机制等政策有望改善项目收益率 [5][6] 子行业核心观点总结 储能 - 政策明确新型储能容量电价机制必要性，内蒙古2026年独立储能放电补偿标准定为0.28元/kWh，好于预期 [1][5] - 海博思创与宁德时代签署三年200GWh储能电芯/系统长单，强化需求旺盛及电池供应紧张预期 [1][5][8] - 2025年前三季度全球储能电池出货量达428GWh，同比增长90.7% [1][7][9] - 源网侧储能出货占比达79.2%，是主要需求增量来源 [9] 锂电 - 产业链需求强劲，价格上行，VC（碳酸亚乙烯酯）出现供不应求，价格跳涨至6万元/吨，较底部涨幅超30%，部分成交价超7万元/吨 [1][7][14] - 头部电解液企业VC库存仅10-15天，远低于安全水平 [1][7][14] - 六氟磷酸锂价格周内上涨11.59%至130,000元/吨 [61] - 碳酸锂价格周内上涨，电池级碳酸锂均价达8.7万元/吨，周涨幅8.75% [53] 风电 - 内蒙古规划未来五年新增新能源装机150GW，并启动2025年15GW风电项目竞配，支撑短期招标高位及中长期需求景气 [2][15] - 浙江、江苏海风项目机制电价政策倾向明显（江苏海风竞价下限0.3元/kWh，浙江多数项目0.3853元/kWh），利好“十五五”海风放量 [2][16][17] - 投资建议依次看好整机、海风&出海、零部件三条主线 [17] 光伏 - 钙钛矿获政策催化，被纳入工信部前沿材料中试平台建设方向，产业化进程加速 [2][18] - 阿特斯（CSIQ）给出2026年储能系统出货14-17GWh的强劲指引，同比增长77%-115% [2][19][20] - 建议底部布局光储龙头、玻璃、低成本硅料、高效电池/组件及第二增长曲线企业 [2][20][21] - 产业链价格方面，硅片、电池片价格下跌，组件价格持稳，国内集中式交付价0.64-0.7元/W [38][42][44][47] 氢能与燃料电池 - 国家层面政策连续出台，明确绿氢、氨、醇作为“灵活负荷”的系统定位，并推动风光氢储协同发展及认证机制建设，为产业化奠定制度基础 [2][22][23][24] - 绿醇供需缺口显著，当前产能仅小几十万吨，而未来两年300艘甲醇燃料船舶投运将带动680万吨需求，2030年需求或超4000万吨 [25] - SOFC（固体氧化物燃料电池）需求确定性强，行业发展趋势明晰 [2][26] 电网 - 国网计量设备（电表）第三批开标，新标准带动A~D级表价格环比上涨30%以上（如D级表环比+111%至约611元），预计提升毛利率 [4][30] - 国网输变电项目第六次变电设备招标数量维持高位，合计511个标包，同比增加14包 [4][30][31] - 看好AIDC相关、变压器出海、主干网建设及特高压方向投资机会 [31][32] AIDC液冷 - 腾讯2025年第三季度收入1929亿元，同比增长15%，企业服务收入增长受益于AI相关需求 [2][27][28] - 坚定看好国内企业在全球液冷市场地位提升带来的投资机会，液冷技术价值量在数据中心投资占比预计呈通胀趋势 [2][28][29] 新能源车 - 10月车市进入负增长区间，乘用车零售224.2万辆，同比-0.8%，新能源车零售128.2万辆，同比+7.3%，零售渗透率达57.2% [3][33][34] - 销量走弱主因地方补贴退坡及2025年同期高基数，预计Q4销量同比持平，渗透率持续创新高，需观望2026年Q1需求 [3][34][35] - 工信部明确2026年、2027年新能源汽车积分比例要求分别为48%和58% [10] 产业链价格与数据 - 光伏产业链：硅料价格持稳，多晶硅期货主力合约收盘5.1万元/吨；硅片、电池片价格下跌；组件价格持稳；光伏玻璃库存天数环比增1.57天至25.63天 [38][39][42][44][47][49] - 锂电材料：碳酸锂、六氟磷酸锂、三元材料、磷酸铁锂价格普遍上涨，隔膜价格暂稳，负极材料市场暂稳运行 [52][53][55][57][59][61][64]

政策核心内容 - 国家发改委、国家能源局于11月10日发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》[1] - 指导意见指出将大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展，并促进全国统一电力市场体系建设[1] - 政策强调升级智能化调控技术，加快人工智能、大数据、云计算等先进技术在主配微网协同中的应用[1] 公司发展机遇 - 该指导意见对AI、大数据等技术的支持与公司核心路线高度契合，将给公司带来较大的发展机遇[1] 公司业务布局与应用 - 公司聚焦于服务建设电网友好型新能源场站以及源网荷储协同技术[1] - 目前已布局基于AI的新能源功率预测、虚拟电厂、智能微网及数字孪生电网等多个业务方向[1] - 公司已在上述多个业务方向实现多项技术落地示范项目[1]

政策动态 - 11月10日国家发展改革委和国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》[4] - 同日内蒙古自治区能源局发布《关于规范独立新型储能电站管理有关事宜的通知》[4] 储能容量电价机制 - 《意见》将新型储能与煤电、抽水蓄能并列，意味着后续全国范围内储能有望对标煤电获得容量电价[5] - 2025年9月发布的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》也曾强调推动完善新型储能容量电价机制[5] - 甘肃和宁夏已在2025年7月和9月发布类似政策，将新型储能与煤电机组并列并获得容量电价[5] 内蒙古储能补偿政策 - 2026年度内蒙古独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准为0.28元/kWh，较2025年的0.35元/kWh标准下降20%[6] - 2025年0.35元/kWh的补偿标准下，运行策略好的储能电站综合收益率超过20%[6] - 以2026年0.28元/kWh的标准补贴，项目仍具有较高经济性[6] 储能电站盈利模式 - 储能容量电价成本由用户侧承担，具体体现在工商业电价的系统运行费用科目中[7] - 储能装机增加会导致容量电费下降和套利价差收窄，从而降低套利收入[8] - 风电光伏装机增加会推动容量电费上行和套利价差扩大，从而增加套利收入[8] - 储能电站内部收益率将在有托底的情况下动态变化，保障投资方获得合理收益和产业健康发展[8]

新能源发展现状与挑战 - 截至2025年9月，全国风电装机容量达5.82亿千瓦，同比增长21.3%，太阳能发电装机容量达11.26亿千瓦，同比增长45.7% [4] - 2025年1-9月全国风电利用率94.2%，光伏发电利用率95.0%，但蒙西、甘肃、青海、新疆、西藏等地区光伏发电利用率低于90% [4] - 到2035年非化石能源消费占比目标达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量目标为36亿千瓦 [4] - 新能源开发与负荷逆向分布问题突出，资源富集的三北地区与东部负荷中心不匹配 [5] - 电力系统调节能力不足，当前主要依赖煤电、水电等传统电源应对新能源波动性 [5] - 新能源项目与配套电网工程建设周期不匹配，源网协同水平需提升 [5] - 新能源项目全面入市后面临上网电价下行、收益率降低风险，企业原有投资决策模型失效 [5] 新能源消纳与调控目标 - 到2030年目标为基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 [7] - 2030年新型电力系统需满足每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求 [7] - 到2035年目标为适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，全国统一电力市场在资源配置中发挥基础作用 [8] 新能源开发与消纳路径 - 对“沙戈荒”新能源基地采取外送与就地消纳并举策略，兼顾经济性与西部能源转型 [10] - 西南地区结合水电调节特性配置新能源，充分利用水风光互补特性降低出力波动 [10] - 东部沿海按科学布局、集中送出、就近消纳原则推进海上风电开发 [10] - 省内集中式开发需结合资源、用电增长与消纳权重科学布局，加强调节能力与电网承载力建设 [10] - 支持分布式新能源就近接入园区等场景，明确配套政策与责任界面 [10] 新能源消纳新模式新业态 - 支持“沙戈荒”地区构建上下游协同的集成产业体系，提升新能源装备制造绿电应用 [11] - 推动东部产业梯度转移与西部新能源基地对接，鼓励高载能产业向清洁能源优势地区转移 [11] - 培育源网荷储一体化、绿电直连等业态，支持新能源就近接入工业园区 [11] - 明确新能源弃电不纳入统计，以激发经营主体积极性 [11] 新型电力系统建设 - 通过推进水电建设改造、发展抽水蓄能与新型储能、布局调峰气电与光热电站增强系统调节能力 [12] - 加快新型电网平台建设，优化电力流向、扩大配置范围、提升跨省通道规模 [12] - 构建新型电力调度体系，探索基地集群协同调控，推动新能源与站内配建储能一体化调用 [12] - 强调全周期安全管控，深化配电网风险管控，完善涉网安全制度 [12] 电力市场体系完善 - 提出缩短中长期交易周期、推广多年期购电协议，发挥现货市场功能并衔接需求侧响应 [13] - 推动“沙戈荒”基地一体化入市规则，支持分布式新能源通过聚合交易入市 [13] - 建立跨省跨区新能源送电定价机制，提升通道电价灵活性，完善就近消纳及调节资源容量电价机制 [13] - 完善零售分时电价并研究居民分时电价，引导错峰用电助力消纳 [13] 技术创新支撑 - 聚焦光伏、风电核心技术研发，布局超大功率深远海风电机组试点，提升功率预测精度 [14] - 推动多元储能技术路线发展，瞄准大容量长时储能技术突破，深化虚拟电厂等技术应用 [14] - 开展高比例新能源电力系统仿真与控制技术研究，试点特高压、海上柔性直流输电等前沿技术 [14] - 依托人工智能强化主配微网协同、分散资源动态感知，推动源网荷储聚合控制技术升级 [15] 政策保障与监管 - 提出分档设置新能源利用率目标，在五年电力规划中统筹发展与消纳 [16] - 明确国家层面统筹推进，省级能源部门承担属地责任，电网企业保障接网与调控运行 [16] - 实施全周期管理，优化利用率统计发布，省级部门建立全流程监测预警机制 [16]

文章核心观点 - 政策旨在通过完善全国统一电力市场体系、创新市场机制和价格机制来解决新能源高速增长带来的消纳挑战，以支撑2035年风电和太阳能发电总装机容量达到36亿千瓦的新目标 [2][3][4] - 首次在国家政策层面明确提出推动“沙戈荒”及水风光新能源基地以一体化模式参与市场交易，并鼓励外送基地各类电源整体形成送电价格，这是实现新能源高效消纳和基地可持续发展的关键机制 [4][7][9] - 拓展多层次电力市场体系（包括中长期、现货、辅助服务市场）并推动零售市场建设，是激发灵活调节潜力、优化资源配置、促进新能源消纳的核心路径 [5][6][9] 新能源发展现状与目标 - 截至2024年底，全国风电和太阳能发电合计装机容量已达14亿千瓦，已提前实现2030年发展目标，新能源已成为新增电力装机的主体 [3] - 行业进一步提出到2035年，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦的新目标 [3] 完善新能源消纳的市场体系 - 需要缩短电力中长期交易周期、开展连续交易，以便新能源企业根据发电能力预测更新及时调整中长期合同，进行风险管理 [5] - 电力现货市场和辅助服务市场能提供有效价格信号，激发用电主体及新兴主体的灵活调节潜力，优化配置短期电力资源 [5] - 需充分利用跨区和区域内省间电力市场交易机制，并推进“电-证-碳”市场协调发展，以促进全国范围新能源消纳与低碳减排 [5] - 需尽快推动零售市场建设、促进零售市场高质量竞争，使现货市场价格信号有效传递至零售市场，挖掘终端用户灵活调节潜力 [6] 新能源基地一体化市场参与机制 - “沙戈荒”及水风光新能源基地一体化参与市场交易，可将风电、光伏与水火储等调节资源整合优化，将不稳定电力转化为稳定可靠的高品质电力产品 [7][8] - 该机制能使新能源基地在电力市场中充分体现其电能量价值、可靠容量价值和调节容量价值，提升消纳能力、电网投资运行效率和电力市场效率 [8] - 新能源基地各类电源整体形成送电价格，可将储能等高成本调节资源运行成本内部化，实现不同技术类型发电机组间的功能和收益互补，提高投资效率 [8] - 该机制为投资者优化水电/火电、风电、光伏发电和储能的容量配比创造了更大空间，使其能更好适配目标市场电力需求的时间特性 [8] 新能源就近消纳与发展 - 新能源就近消纳从电力系统整体经济性而言是最佳方式，落实促进就近消纳的电价机制可促进新能源富集地区上下游产业链协同发展 [9] - 该机制有助于东部地区产业向新能源基地转移，促进西部地区新能源产业、战略性新兴产业和地区经济的融合发展 [9] - 有利于推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等新能源就近消纳新业态的发展 [9]

政策目标 - 提出2030年和2035年新能源消纳调控工作目标 [1] - 到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系 [1] - 新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 [1] - 满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求 [1] 分类引导与开发模式 - 将新能源开发消纳划分为5类 [2] - 统筹"沙戈荒"新能源基地外送与就地消纳 [2] - 优化水风光基地一体化开发消纳 [2] - 推动海上风电规范有序开发消纳 [2] - 科学高效推动省内集中式新能源开发消纳 [2] - 积极拓展分布式新能源开发与消纳空间 [2] 新业态与融合发展 - 统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业 [2] - 支持新能源资源富集地区实现战略性新兴产业与新能源融合发展 [2] - 加强新能源与算力设施协同规划布局及优化运行 [2] - 推动源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新业态健康可持续发展 [2] 新型电力系统建设 - 积极推进流域龙头水库电站建设和水电扩机增容改造 [3] - 加快抽水蓄能电站建设 [3] - 大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设 [3] - 稳步提升跨省跨区输电通道规模 [3] - 大力推动配电网建设改造和智能化升级 [3] 管理机制优化 - 推动新能源消纳评估由单一利用率指标向综合评价指标体系转变 [1][4] - 在五年电力规划中以分档利用率目标引导各地区协调开展新能源规划 [3] - 各省级能源主管部门需建立新能源"规划—建设—并网—消纳"全周期监测预警机制 [4] - 根据新能源利用率目标和消纳责任权重目标统筹确定年度并网新能源新增开发规模 [3]

项目开发与装机规划 - 2025年1-9月新增核准/备案项目容量超460万千瓦，其中陆上风电超200万千瓦，海上风电30万千瓦，光伏约200万千瓦，独立储能30万千瓦 [2] - “十五五”期间战略重点为“陆上大基地、海上风电引领者”，并积极发展独立储能、光热、抽蓄等系统调节性资源 [2] - 内蒙库布齐基地已投产200万千瓦光伏，其余600万千瓦光伏、400万千瓦风电项目已完成主要标段招标，外送通道已获核准 [3] - 南疆若羌基地已启动煤电主体工程建设，新能源项目正推进手续办理，两个基地计划在“十五五”期间建成并网 [3] - 截至10月末在建装机规模超2000万千瓦，其中陆上风电、海上风电、光伏比例约为3:2:5，力争2025年并网500万千瓦，预计四季度并网超200万千瓦 [9] 储能业务发展 - 公司已并网新型储能规模超过270万千瓦，技术路线涵盖锂电池、钒液流电池、压缩空气储能等 [4] - 将紧密跟踪各地市场规则，合理确定储能配置原则，以提升电站整体收益水平 [4] 财务业绩与成本分析 - 2025年前三季度利润总额同比下降21.49%，主因包括发电平均利用小时数下降、综合平均电价同比下降、以及营业成本同比增长17% [5] - 截至2025年9月末应收账款为466.26亿元，主要为应收可再生能源电价附加，1-9月累计回收额超过去年全年水平 [6] - 2025年1-9月计提应收款项坏账准备3.11亿元，与款项账龄相关，回款后将冲减对应坏账准备 [6] - 截至2025年9月末累计对亿利洁能长期股权投资计提减值准备6.12亿元，四季度将持续跟踪其经营情况 [7][8] - 2025年1-9月企业所得税率14.23%，同比增加2.89个百分点，主因是不同项目所得税优惠期间不一致及存量项目进入减半或全额征收期 [9] 项目造价与投资 - 2025年海风、陆风、光伏项目单位千瓦投资分别约8800～10200元、4000～5500元、3000～3700元，较2024年下浮率分别约19%、4%、持平 [10] 运营表现与市场环境 - 2025年第三季度陆风、海风、太阳能利用小时数分别为411小时、436小时、305小时，受消纳影响同比均有下降 [10] - 前三季度风资源同比小幅上升，光资源同比持平，预测四季度风速略有上升，辐照度下降 [11] - 前三季度市场化交易比例提高约7个百分点，各地交易电价有增有减，但电价降幅的区域占比增加 [11][12] - 公司在广东省增量项目机制电价竞价中中标，预计后续市场竞争形势将呈现地域分化特征 [13] 政策影响与行业展望 - 2025年11月11日起至2027年12月31日，海上风电实行增值税即征即退50%政策，陆上和海上风电全投资收益率均出现小幅度下降 [4] - 公司海上风电资源储备总量超900万千瓦，年度新增建设指标规模超150万千瓦 [5] - 随着绿电、绿证、CCER市场机制完善和需求稳定驱动，其环境商品价值值得期待 [14]

公司业务状态 - 截至目前 公司未开展新能源消纳相关业务 [1]

公司业务澄清 - 公司明确表示截至目前未开展新能源消纳相关业务 [1]

文章核心观点 - 国家发改委和能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，旨在构建“分类施策、创新驱动、系统协同、机制保障”的新能源消纳体系，以支撑新型能源系统和电力系统建设，助力实现“双碳”目标 [3] - 该《意见》的出台标志着新能源发展从“规模扩张”阶段向“质量效益”导向的战略性转变，旨在有效化解当前及未来的新能源消纳难题 [25] 新能源发展现状与挑战 - 截至2025年9月底，全国风光装机合计超17亿千瓦，装机占比达到46% [4] - 2025年1-9月，全国风光发电量达到1.7万亿千瓦时，占全社会用电量比重接近四分之一，超过同期第三产业用电量 [4] - 截至2025年9月，风光装机规模已超过最高用电负荷（15.08亿千瓦），系统净负荷特性发生根本转变 [5] - 2025年1-9月，全国新能源利用率为94.6%，同比下降2.1个百分点，风电、光伏发电利用率分别降至94.2%、95.0% [5] - 部分地区新能源利用率低于90%，新疆为88.9%，青海为86.3%，同比分别下降4.3、5.0个百分点 [5] - 到2035年，非化石能源消费占比目标为30%以上，风电和太阳能发电总装机容量目标为2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦 [6] - 未来十年年均新增新能源装机将超2亿千瓦，而最高用电负荷年均新增仅约1亿千瓦，装机与负荷间“剪刀差”将持续拉大 [6] 分类施策构建多元开发消纳格局 - 首次明确“沙戈荒”、水风光、海上风电、省内集中式、分布式五类新能源开发消纳模式 [7] - 针对“沙戈荒”基地，采取“外送消纳+就地利用”双路径，建立送受端责任体系，并引入东部产业梯度转移机制实现“西电西用” [8][9] - 针对水风光基地，强调一体化开发消纳，利用水电调节能力缓解新能源出力的随机性与波动性 [10] - 针对海上风电，通过统筹优化海上输电网络、集约化布局海缆廊道与登陆点，实现集中送出、就近消纳 [11] - 针对省内集中式新能源，强调开发规模与消纳能力动态匹配，并优化开发结构以引导新能源主动改变出力特性 [12] - 针对分布式新能源，着力释放开发消纳空间，修订分布式新能源接网承载力评估标准 [13] 创新驱动丰富新能源利用方式 - 路径创新方面，拓展新能源非电利用，统筹布局绿氢、氨、醇等绿色燃料制储输用一体化产业 [15] - 业态创新方面，明确源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网4类就近消纳典型模式 [16] - 需明晰新能源就近消纳新业态与公共电网在安全、经济和社会责任方面的界面，并提升其自平衡、自调节能力 [16] 系统协同源网荷储全环节促消纳 - 电源侧挖掘煤电灵活调节潜力，推进现役煤电机组深度调峰、快速爬坡等改造，并推动新能源替代燃煤自备电厂发电 [18] - 电网侧充分发挥跨省跨区电力互济作用，合理布局灵活互济电网工程 [19] - 负荷侧培育需求侧响应新动能，发挥虚拟电厂调节资源聚合作用，并拓展车网互动规模化应用 [20] - 储能侧大力推进新型储能建设，要求兼具技术先进与安全高效，并提升新能源配建储能的利用效率 [21] 机制保障夯实消纳管理制度基石 - 在全国五年电力规划中分档设定不同地区新能源利用率目标，并根据系统重大边界条件变化动态调整 [23] - 科学统筹新能源发展和消纳，协同推进新能源规划布局及配套电网、调节能力建设 [24]