核心观点 - 储能系统运行费优化提振需求，2027年风电机制电价迎来反转，行业由"以价换量"转向"量价再平衡" [1][3] - 锂电全球需求扩容，投资主线应从电动化渗透转向竞争份额与盈利兑现，聚焦优势供应链 [1][16] - 储能方面陕西、山东系统运行费开启分时浮动，通过降低国内独立储能成本提升收益率，有望支撑2027年国内储能需求增长 [2][17] - 风电方面2027年风电机制电价出现明确反转，价格触底反转、电量结构性分化、海风另设轨道构成本轮竞价三条主线 [3][24][28] 锂电：全球需求扩容，聚焦优势供应链盈利兑现 - 2026年1—9月全球电动车电池装车量达994.5GWh，同比增长19.7%；9月单月装车145.1GWh创月度新高，同比增长15.8%，增速较8月放缓 [15] - 同期平均单车带电量同比增长11.2%至39.7kWh，车型与带电量变化共同支撑电池需求，带电量提升有助于放大整车销售对应的电芯和材料需求 [15] - 全球前十企业中的七家中国厂商合计份额升至73.0%，同比提高3.5个百分点，中国供应链同时受益于全球市场扩容与份额提升 [15] - 2026年10月新能源乘用车厂商批发180.7万辆（含出口），同比增长12%、环比增长8%；国内零售114.8万辆，同比下降10%、环比增长6%，新能源零售渗透率达67.8% [16] - 批发扩张为四季度配套出货提供支撑，但国内终端尚未全面回暖，产业链机会更偏向优势客户放量与供应份额集中，而非全行业同步复苏 [16] - 对电芯企业应关注畅销车型配套能否带来持续订单；对材料企业应关注优势电池客户放量能否转化为自身份额提升，避免以加工价差过度让步换取低质量增长 [16] - 具备客户基础、成本控制和稳定交付能力的企业更有望承接增量，并通过产能利用率提升摊薄单位制造成本 [15] 储能：系统运行费开启分时浮动，有望支撑2027年国内储能需求增长 - 2026年10月30日陕西省发展改革委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，拟自2027年1月1日起将系统运行费纳入工商业分时电价浮动范围，高峰上浮70%、尖峰上浮90%、低谷下浮70%，执行期限暂定一年 [2][17] - 此前山东已明确将新能源机制电价差价费用纳入系统运行费、单独列示，并执行分时电价政策 [2][17] - 2026年以来国内储能新增装机进度不及预期，主因峰谷价差收窄和系统运行费增加，此外容量电价政策落地偏慢和碳酸锂价格大涨亦有影响 [17] - 根据兰木达电力现货统计，2026年1-9月4小时储能月度收益同比下降，其中9月4小时储能月度收益为235.3元/MWh，同比-7%；2026年1-10月我国系统运行费同比大幅增加，储能运行成本显著增加 [2][17] - 陕西、山东政策调整具有示范意义，未来有望在其他省份陆续推广，通过降低国内独立储能成本提升收益率，有望支撑2027年国内储能需求增长 [2][17] 风电：2027年风电机制电价"反转"，五地出清价同比回升、机制电量结构性分化 - 截至11月初全国已有19地启动2027年新能源增量项目机制电价竞价，其中广东、广西、云南、甘肃、黑龙江、天津、新疆7地已公布结果；广东、天津两市竞价主体全部为光伏项目未形成风电价格 [24] - 其余五地风电出清价均较2025—2026年抬升：2027年黑龙江风电机制电价0.2845元/千瓦时、甘肃0.2440元/千瓦时、新疆0.230元/千瓦时、广西0.359元/千瓦时、云南0.3351元/千瓦时，较26年涨幅分别为24.72%、24.87%、9.5%、1.1%和0.03% [24] - 136号文落地后首轮竞价形成的价格低点已在2026年出现，2027年各地在机制电量收缩、消纳形势边际改善条件下重新校准价格中枢，风电项目收益率预期进入修复通道 [24] - 机制电量规模方面，广东、甘肃、浙江、福建明显提升最新批次机制电量规模；广西、重庆、湖南、辽宁、北京、冀北电网机制电量规模降幅较大；新疆还需进行2027年下半年竞价，总体规模尚不可知 [25] - 天津2027批次统一竞价出清结果显示机制电量总规模为2.04亿千瓦时，较9月通知规定的40亿千瓦时相差较大；去年天津2025—2026年统一竞价项目机制电量结果为9.39亿瓦时，与通知设定盘子也有不小差距，申报机制电量总量逐年降低反映当前光伏投资不及预期 [25] - 广西2027年机制电量85.73亿千瓦时（2025-2026年为122.24亿千瓦时），机制电价0.359元/千瓦时，申报充足率≥120%，利用小时数1811h [26] - 新疆2027年机制电量79.84亿千瓦时（2026年130.62亿千瓦时），机制电价0.230元/千瓦时，申报充足率125%，利用小时数1880h [26] - 黑龙江2027年机制电量68.30亿千瓦时，机制电价0.2845元/千瓦时，申报充足率≥125%，利用小时数2015h [27] - 甘肃2027年机制电量17.00亿千瓦时（2026年12.33亿千瓦时），机制电价0.2440元/千瓦时，项目个数34个 [27] - 海上风电成为2027年竞价规则分化焦点，多数沿海省份将其排除在统一竞价之外，单独定价轨道逐步成型 [28] - 河北明确竞价主体不含已完成竞争性配置的海上风电及海上光伏；上海2026年度竞价将深远海风电等成本差异较大项目排除在外；海南2027年度竞价排除竞争性配置的海上风电；冀北电网2027年度申报主体不含已竞配的海上风电与海上光伏 [28] - 福建以2025年1月27日为界，此前竞配项目按竞配价格执行、此后项目纳入增量竞价，保函金额基数上海上风电为127万元/兆瓦，高于陆上风电的89万元/兆瓦和集中式光伏的35万元/兆瓦 [28] - 江苏将海上风电（含海上风光同场）单列为竞价类别，上限0.391元/千瓦时、下限0.30元/千瓦时；浙江对深远海（国管海域）项目较为集中的情形允许不单独组织竞价，按成本调查结果与其他类型竞价结果联动形成机制电价 [28] - 海风因成本结构与建设周期特殊，定价更依赖竞配与成本调查，陆风则更彻底地走向年度竞价，这一分化既有利于海风项目收益稳定性，也有利于具备大兆瓦海风机型与施工能力的制造环节 [28] - 新疆、甘肃、黑龙江三省出清价较上一轮分别提升9.5%、24.87%和24.72%，云南、广西小幅上行，机制设计普遍通过压缩单项目保障电量、提高电价水平来平衡项目收益 [28] - 广东、甘肃、浙江、福建扩容与广西、重庆、湖南、辽宁等地缩量并存，反映各省在消纳能力与投资节奏上的差异 [28] - 在电价企稳、机制电量向优势项目集中的环境下，风电运营商盈利预期将迎来修复，具备资源、资金与运营优势的头部企业受益更为明显 [28] 投资建议 - 锂电电池端：头部电池厂商估值具有安全边际，全球份额及供应链优势突出，推荐宁德时代、比亚迪（汽车组联合覆盖），关注维科技术、传艺科技等 [4][29] - 锂电材料端：AI拉动HVLP铜箔需求，推荐德福科技、泰金新能，关注铜冠铜箔、宝鼎科技等；隔膜盈利逐步修复，关注佛塑科技、恩捷股份、星源材质等；铝箔受益于钠电渗透，关注鼎胜新材、万顺新材等；负极估值具有安全边际，关注尚太科技、中科电气等；半导体湿电子化学品国产替代空间广阔，6F企业有相关新产品布局，关注新宙邦、多氟多等；铁锂盈利改善，推荐富临精工，关注湖南裕能、万润新能等 [29] - 储能：系统运行费政策带动储能预期修复，看好储能头部集成和零部件厂商投资机会，重视电网侧储能领先+国企改革先锋南网科技、海外储能龙头阳光电源、国内储能龙头海博思创、储能消防龙头海伦哲等 [4][30] - 风电：风电竞价规则由规模放量转向量价平衡，具备资源、资金与运营优势的头部企业有望率先受益，建议重点关注风电运营商如嘉泽新能、龙源电力、三峡能源、福能股份等 [4][31] - 海上风电单独定价轨道成型后，海缆、管桩等环节订单确定性提升，建议关注东方电缆、大金重工、海力风电（机械组联合覆盖）、天顺风能、泰胜风能等 [4][31]