专题：2025《中国企业家》影响力企业家年会 12月5日-7日，由《中国企业家》杂志社主办的"2025（第二十三届）《中国企业家》影响力企业家年 会"（原中国企业领袖年会）在北京举行，主题为"涌现·无限——共创智能商业新形态"。英利集团董事 长苗青出席并演讲。 谈及未来新能源行业会以什么样的形态展示，苗青表示，过去是非常同质化的，但是未来，新能源一定 是更加市场化的、更加多层次的发展。 她解释到，当前通过平衡现有的电力需求，以及用电节奏，我们可以让电网更加安全，更加稳定，更加 高效。同时，也可以增加输配电的利用比例，也减少全社会用电的综合成本。 苗青介绍到，英利是一个老牌企业，是中国最早进入到新能源建设的开拓者之一，参与建设的周期已达 三十年。 她提到，过去英利有一个自己的愿景，就是想生产老百姓用得起的绿色电力。它一定要比化石能源更便 宜，同时也要更加绿色。"经过大家的共同努力，这个目标我们现在已经实现了。" 专题：2025《中国企业家》影响力企业家年会 12月5日-7日，由《中国企业家》杂志社主办的"2025（第二十三届）《中国企业家》影响力企业家年 会"（原中国企业领袖年会）在北京举行，主题为"涌现·无限 ...

文 | 华夏能源网 今年新能源行业的大事，决定着新能源行业未来的机制电价，已经在全国近半省区落地了。 华夏能源网统计，截至目前，已有16个省区完成了机制电价首轮竞价。让外界颇感惊奇的是，竞价既跑出了0.19元/千瓦时（甘 肃）的超低价，也涌现了0.41元/千瓦时（上海）的最高价。两者之间的差距竟有两倍多！ 上海0.41元的机制电价，与上海的燃煤基准电价拉齐；甘肃0.19元的机制电价，则比照当地燃煤基准电价大幅下滑了37%。非但 如此，甘肃甘肃0.19元的机制电价，已经向当地新能源现货市场的低价大幅靠拢了。 上述甘肃与上海的冰火两重天，其实并非个案。16省首轮机制电价竞价的结果显示，另有安徽、云南、海南、福建、广东、天 津、江西等地，其机制电价保持了高水平（保持在当地燃煤基准电价附近）；同时，也有山东、黑龙江、青海等地机制电价比 照燃煤基准电价大幅下滑。 "136号文"设计机制电价的出发点，是为了在新能源全面入市后保障新能源企业的合理收益，但是如果机制电价比照燃煤基准电 价低太多的话，机制电价的保障力度就会大打折扣了。 这一高一低的对比之间，暴露了机制电价需要修订的诸多细节问题。 三高与三低：没有对比就没有伤害 ...

电价水平分析 - 全国各省新能源机制电价呈现明显梯度，最高为广东453元/兆瓦时，最低为青海补贴项目227.7元/兆瓦时和新疆补贴项目250元/兆瓦时 [3] - 高电价区域集中在华东和南方电网区域，如上海上限415.5元/兆瓦时、浙江415.3元/兆瓦时、湖南450元/兆瓦时，这些地区经济活跃或本地能源资源较少 [3] - 低电价区域主要为西北和蒙西，如蒙西282.9元/兆瓦时，这些地区风光资源丰富，新能源成本较低 [3] - 中间价位区域包括华北和西南，电价区间在330-390元/兆瓦时，如山西332元/兆瓦时、云南335.8元/兆瓦时 [3] 电量保障机制 - 扶持类项目如光伏扶贫、户用分布式光伏普遍获得100%电量保障，江西、湖南、安徽等地均实行此政策以稳定收益 [4] - 分布式项目电量保障比例通常高于集中式项目，江西分布式项目为95%而集中式为85%，冀南地区分布式100%而集中式风电仅70% [4] - 电量比例与投产时间挂钩，海南2023年投产项目保障90%，2024年投产降至85%，2025年上半年投产进一步降至80% [4] - 市场化程度影响电量比例，浙江参与绿电交易的项目需根据交易电量占比确定保障比例 [4] 区域政策特点 - 华东区域电价偏高，电量政策兼具保障与约束，上海和福建提供100%保障而江苏和浙江设置比例上限 [5] - 南方区域电价跨度大，电量规则精细，广东按电压等级区分（110千伏及以上50%其他70%），云南按并网时间区分（100%/80%/65%/55%） [5] - 西北和东北区域电价低，政策适配本地资源禀赋，新疆区分补贴项目30%和平价项目50%，蒙东根据现货市场前后小时数确定比例 [5]

新能源市场化交易规模 - 截至11月13日，广西新能源市场化电量达526.88亿千瓦时，为去年同期的2.39倍 [1] - 风电交易电量为389.08亿千瓦时，光伏交易电量为137.8亿千瓦时 [1] 新能源装机容量与结构 - 截至10月底，广西新能源发电装机容量达5634.7万千瓦，占全区电力总装机的49.5% [1] - 新能源成为广西第一大电源和发电量增量主体 [1] 市场体系建设与参与主体 - 全面推动集中式新能源发电企业全电量入市，293个新能源场站参与中长期交易 [1] - 将294家集中式风电、光伏厂站纳入南方区域现货报量报价出清，装机容量达3373万千瓦 [1] - 实现14个地市35千伏以上新能源全覆盖 [1] 绿电交易机制优化 - 今年以来共组织绿电交易61批次，交易绿电电量达150.55亿千瓦时 [1] - 绿电平均交易价格同比下降28.85% [1] 新能源外送与跨区交易 - 依托全国统一电力大市场，组织跨经营区交易17批次，累计交易电量50.35亿千瓦时 [2] - 开展“点对点”“桂电送琼”绿电交易，成交电量871万千瓦时 [2] 市场功能与未来规划 - 电力市场功能有效发挥，为高比例新能源接入提供有力支撑 [2] - 广西电力交易中心将进一步优化市场交易规则，推动新能源上网电价市场化改革方案落地实施 [2]

市场整体表现 - A股三大股指午后强势拉升，沪指涨0.23%报3969.25点，深证成指涨0.37%报13223.56点，创业板指涨1.03%报3166.23点 [1] - 沪深北三市合计成交18945亿元，较此前一日减少约440亿元，已连续两日维持在2万亿元下方 [1] - 场内近3400股飘红，新股丰倍生物登陆沪市主板大涨172.6%，盘中最高涨幅达210.3% [1] 新能源板块 - 储能、风电、光伏等新能源板块集体爆发，多股涨停，亿能电力涨超20%，双杰电气、阿特斯、众智科技、金冠电气、中能电气等20%涨停 [1][3] - 市值超4000亿元的阳光电源涨超7%，全日成交233.7亿元，位居A股成交额首位 [1][3] - 机构观点认为全球储能需求在新能源渗透率提升和系统成本下降驱动下爆发，国内外需求共振，欧洲储能项目收益率已提升至10%-15%，2025年有望成为欧洲储能爆发拐点 [4] - 国内方面，政策推动储能峰谷价差套利空间增大，预计国内储能需求将在2026年起加速增长 [4] - 中信建投证券表示国内储能迎来经济性拐点，上调明年国内新增装机至300GWh，储能将带动锂电需求明年增速超过30% [5] 海南自贸概念 - 海南自贸概念活跃，海马汽车斩获4连板，洲际油气、凯撒旅业、海峡股份、海南发展等涨停 [1][7] - 国信策略指出，海南自由贸易港建设正迎来2025年全岛封关运作的重要里程碑，投资主题从B2C消费转向B2B产业升级和高附加值服务业 [8] - 2024年数据显示，海南重点园区的高新技术产业和现代服务业投资增速分别为9.1%和22.8%，成为新的增长引擎 [8] 煤炭板块 - 煤炭板块强势拉升，安泰集团涨停斩获3连板，宝泰隆涨停，大有能源涨约6% [9][10] - 行业方面，四季度供给端受安全监管和超产核查约束，需求端冬储需求提前释放，预计12月份供给或再度出现缺口 [11] - 中信证券预计四季度港口动力煤均价环比上涨或超过15%，煤价高点有望超过850元/吨，焦煤价格四季度均价环比上涨或接近200元/吨 [12]

储能 - 储能市场有所恢复，全球共振大趋势不变 [1] - 国内储能迎来经济性拐点，投资极为旺盛，主要由新能源市场化和容量电价推动 [1][2] - 公司上调明年国内新增装机至300GWh，因储能累计渗透率尚不足10% [2] - 海外最大机会来自数据中心带来的储能需求，龙头企业已获大量订单 [1][2] - 储能将带动锂电需求明年增速超过30%，对应材料、电池、集成环节存在投资机会 [1][2] 锂电 - 储能是非线性增长下弹性最大的环节，行业当前处于供不应求和盈利底部 [2] - 预计2026年需求25%以上增速将催生材料涨价，市场预期与实际全面涨价启动存在差异 [2] - 后续关注排产旺季材料和储能电池供不应求带来的价格提升，以及10月/11月下游采购和长单指引对2026年需求的明朗化 [2] - 锂电行业第三季度业绩基本同环比明显增长 [2] - 继续看好材料（6F、铁锂、负极、隔膜）和电池环节的机会 [2] 光伏 - 依据《价格法》，硅料成本对价格支撑力强，部分产能减产后行业平均成本上升，硅料价格易涨难跌 [3] - 光伏反内卷核心观察点包括组件环节顺价情况（政策要求不得低于成本价中标）和硅料环节产能整合进展（预计11月有积极变化） [3] - 板块内部首推BC电池，若反内卷进展顺利有望推动头部光伏企业盈利复苏 [3] 电力设备 - 英伟达发布800V HVDC白皮书，明确HVDC/SST产业趋势，其配套设备热度高涨 [3] - 高压设备招标催化已来，粤港澳等特高压设备招标即将启动，关注度回暖 [3] - 出海景气度延续，2025年1-8月国内电力变压器出口增速45%以上，可关注中东/北美机会 [3] - 在手订单充足，电力设备仍是高确定性板块，网内高压关注招标，AIDC配套想象空间大 [3] 氢能 - 当前处于十五五政策布局节点，氢能被列为前瞻布局的未来产业之一 [3] - 未来10年新增未来产业规模相当于再造一个中国高技术产业 [3] - 板块投资关键信号是关注后续政策规划下哪些氢能应用下游商业模式率先走出来 [3] 机器人 - 马斯克预计2026年2-3月发布Optimus V3量产原型机，2026年底开始建设100万台产能生产线 [4] - T链关注头部企业技术冻结带来的真实定点兑现，预计2026年下半年逐步开始 [4] - 国产链中智元2026年出货同比大幅增长，需关注核心标的 [4]

2025年第三季度业绩表现 - 2025年前三季度公司实现总营业收入5.00亿元，同比增长36.97% [1] - 2025年前三季度扣非净利润0.69亿元，同比增长59.97% [1] - 2025年第三季度营收1.79亿元，同比增长27.12% [1] - 2025年第三季度扣非净利润0.26亿元，同比增长72.14% [1] - 财务费用增长较大，主要系银行利息收入减少及金融租赁、银行贷款利息费用增加所致 [1] 功率预测业务驱动因素 - 营收增长主要系主营业务功率预测产品收入增加所致 [1] - “旷冥”大模型更新至3.0版本，覆盖全国近6000个新能源站 [1] - 模型结合高性能算力与自身算法，提升了中长期趋势判断和极端情况响应能力 [1] 电力市场化改革与创新业务 - 福建省发布新能源上网电价市场化改革方案，标志着新能源发展从补贴依赖过渡到市场化竞争阶段 [2] - 相关政策文件明确2026年为新能源入市进行电力交易的时间点 [2] - 电力市场化改革有助于公司创新类业务未来发展，包括电力交易、储能、微电网等 [2] 未来业绩展望 - 预计2025年公司营收6.95亿元，归母净利润1.33亿元，EPS 1.01元 [2] - 预计2026年公司营收8.95亿元，归母净利润1.60亿元，EPS 1.21元 [2] - 预计2027年公司营收11.70亿元，归母净利润1.95亿元，EPS 1.47元 [2] - 对应2025-2027年PE分别为58.3倍、48.5倍、39.9倍 [2]

深远海风电开发前景 - 深远海风电预计从2027年起年新增装机量超过6000万千瓦，假设全国风电年开发量为1.2亿千瓦 [2] - 全球可用的海上风能资源超过710亿千瓦，其中深远海占比超过70%，中国深远海风能资源技术可开发量超过12亿千瓦 [4] - 深远海风电开发具备消纳无问题、资源无问题、度电成本可算清的优势，并能带动装备产业和技术突破 [2] 度电成本目标 - 公司计划在广东地区通过其海上风电产品将度电成本降至0.25元以下 [2] - 在风速较低的环渤海地区，公司力争将度电成本控制在0.3元以下 [2] 漂浮式风电技术 - 公司漂浮式风电产品成本可做到10000元/千瓦，显著低于国内最好机型的25000元/千瓦至30000元/千瓦及欧洲的约50000元/千瓦水平 [3] - 传统漂浮式风电主要开发区域为70米及以上海深，国内可供开发海域较少，规模约1.2亿千瓦，集中在福建、广东、浙江部分海域及海南东部 [2] 风电开发资源格局 - 未来规模化开发风电资源的三大方向为深远海、沙戈荒地区以及中东部5米及以下风速的低风速地区 [3] - 中东部地区5米/秒以上风速区域已基本开发完毕，5米/秒以下低风速地区成为陆上风电新增装机主力 [4] - 根据政策，新增海上风电项目应在离岸30千米以外或水深大于30米的海域布局 [3] 不同区域开发挑战 - 深远海风电面临台风易损风机、日常维护困难、风电场造价成本高的问题 [4] - 沙戈荒地区难以本地消纳，需大量外送并投建电网设施 [4] - 低风速地区消纳条件好但发电量低 [4] 技术创新方向 - 行业需通过技术创新拓展资源空间，例如在低风速区域实现1600小时至1800小时等效小时数 [4] - 在台风区，将风机切出风速从20米/秒提升至30米/秒，可使一场台风多发50小时等效小时数 [4] 对市场化的看法 - 新能源全面入市本质是市场化而非简单电价降低，市场化要求创新，包括应用场景和技术创新 [5]

2025年山东新能源机制电价竞价结果 - 风电项目机制电量为59.67亿千瓦时 机制电价为每千瓦时0.319元 光伏项目机制电量为12.48亿千瓦时 机制电价为0.225元 [1] - 这是全国首个落地的新能源机制电价 为行业从政策补贴转向能力竞争的关键信号 [1] 风电与光伏的差异表现 - 风电机制电量59.67亿千瓦时显著高于光伏的12.48亿千瓦时 风电机制电价0.319元/千瓦时也高于光伏的0.225元/千瓦时 [2] - 风电竞价出清价占价格上限的91% 光伏仅占64% 比风电低近三成 [3] - 差异源于光伏出力高峰在午间电网负荷低谷 易导致发用错配甚至负电价 风电出力高峰在夜间和清晨 能与光伏形成互补 减轻电网调峰压力 [2] 价格信号的深层作用 - 新能源收益逻辑从有保障的稳定收益转向基于市场价格的竞争收益 供需决定价格 [3] - 倒逼企业聚焦成本控制和科技创新 推动行业从规模竞赛转向效益比拼 [3] - 价格信号引导光伏产业平稳发展 吸引更多资本投向风电领域 推动能源结构从光伏一家独大转向风、光、储协同发展 [3] 发电端与用电端的组合改革 - 机制电价在发电端引导能源结构调整 五段式分时电价在用电端匹配新能源出力 解决能源发得出、用不掉的痛点 [3] - 五段式分时电价将一天分为尖、峰、平、谷、深谷五个时段 实行高峰电价高、低谷电价低的差异化定价 [4] - 分时电价覆盖范围从2021年工商业试点逐步扩展到居民电动汽车充电和农业生产领域 [5] 分时电价的具体效益 - 居民电动汽车在低谷时段充电电价0.385元/千瓦时 深谷时段仅0.222元/千瓦时 为尖峰时段的四分之一 一辆电池容量60度的纯电动汽车年充电成本可控制在600元左右 [5] - 工商业高峰时段电价上浮70% 尖峰时段上浮100% 低谷时段下调70% 深谷时段下调90% 高耗能企业通过调整生产工序可节省可观成本 [5] 对全国新能源市场的示范意义 - 山东通过充分竞争形成的风电0.319元/千瓦时和光伏0.225元/千瓦时的价格 为全国新能源投资市场立起参照物 [6] - 为资源、市场情况相似的省份提供项目投资回报率测算和竞价规则设计的可参考标准 [6] - 发电侧需加快灵活性改造 用电侧需推动需求侧响应 系统侧需布局源网荷储一体化和虚拟电厂 提升电力系统效率 [6]

竞价结果核心数据 - 2025年山东风电项目机制电量为59.67亿千瓦时，机制电价为每千瓦时0.319元 [1] - 2025年山东光伏项目机制电量为12.48亿千瓦时，机制电价为每千瓦时0.225元 [1] - 风电机制电价达到竞价区间上限0.35元/千瓦时的91%，光伏机制电价仅达到上限的64% [3] 政策背景与行业意义 - 此次竞价是全国首个落地的新能源机制电价，标志着行业从“靠政策补贴”转向“靠能力竞争” [1] - 2025年被视为“新能源电价改革元年”，国家政策明确新能源电量原则上全面进入电力市场 [1] - 机制电价为“动态价格保险”，市场均价低于机制电价时企业获补偿，高于时企业退还超额收益 [2] 风电与光伏的差异化表现 - 风电机制电量59.67亿千瓦时显著高于光伏的12.48亿千瓦时，风电机制电价0.319元/千瓦时也高于光伏的0.225元/千瓦时 [2] - 差异源于山东新能源消纳现实，光伏出力高峰在午间电网负荷低谷，易出现“发用错配”，而风电出力在夜间和清晨能与光伏形成互补 [2] - 价格信号意在引导光伏产业平稳发展，吸引更多资本投向风电领域，推动能源结构从“光伏一家独大”转向“风、光、储协同发展” [3] 电价改革组合拳：发电端与用电端 - 发电端通过机制电价引导能源结构调整，用电端通过“五段式”分时电价促进新能源消纳 [3] - “五段式”分时电价将一天分为尖、峰、平、谷、深谷五个时段，实行高峰电价高、低谷电价低的差异化定价 [4] - 2024年通过分时电价引导，山东中午新能源消纳能力增加583.87万千瓦，晚高峰用电负荷转移225.51万千瓦 [5] 对市场参与者的影响与要求 - 新能源收益逻辑从“有保障的稳定收益”转向“基于市场价格的竞争收益”，倒逼企业聚焦成本控制和科技创新 [3] - 发电侧需加快“灵活性改造”，用电侧需推动“需求侧响应”，系统侧需布局“源网荷储一体化”等以提升效率 [7] - 未配置储能的光伏电站资产价值将大幅缩水，但构网型储能、新能源配建储能等领域将迎来发展机遇 [7] “山东样本”的全国性影响 - 山东通过充分竞争形成的风电与光伏机制电价，为全国新能源投资市场立起了“参照物” [6] - 山东样本为资源、市场情况相似的地区提供了项目投资回报率测算和竞价规则设计的可参考标准 [6] - 新能源发展已从“拼规模”进入“拼质量”阶段，电价变革正在重塑投资生态，负荷为王时代开启 [7]