政策核心与影响 - 国家发改委与能源局联合发布的“136号文”是核心政策，要求2025年5月31日后并网的新能源增量项目全面参与电力市场交易，并设立“机制电价”作为保障，取代以往的保障性收购制度 [2] - 政策以2025年5月31日为界，划分存量与增量项目，存量项目电价区间在0.26元/度至0.45元/度，增量项目电价需通过各省市组织的自由竞价确定 [4] - 政策实施后，新能源发电企业的电量收入由两部分构成：按“多退少补”原则进行差价结算的机制电量收入，以及完全由市场决定的机制外电量收入 [17][20] 机制电价地域差异 - 全国20余个省份已公布机制电价，新能源增量项目的机制电价呈现显著地域差异，最高与最低电价差距超过一倍 [3][4] - 部分经济大省机制电价贴近或等于当地煤电基准价，例如上海风光电价均为0.4155元/度，北京均为0.3598元/度 [6] - 新能源资源丰富地区机制电价大幅低于煤电基准价，例如2026年新疆光伏电价低至0.15元/度，较当地煤电基准价0.250元/度低40%；山东光伏机制电价为0.225元/度，比当地煤电价0.3949元/度低43% [5][7] - 云南、江西、河北等省份形成中间价区域，电价介于高低价区之间，例如云南风电、光伏电价分别为0.332元/度、0.33元/度 [7] 电价差异形成原因 - 竞价结果反映了不同地区对未来新能源发展的规划和当前市场竞争程度，负荷需求高但资源禀赋不足的区域（如上海）为满足绿电需求，机制电价较高 [8] - 新能源资源丰富、本地消纳能力有限的区域（如甘肃），因高比例新能源装机导致现货市场价格走低，新增项目机制电价相应偏低，甘肃“风光同场”项目电价低至0.1954元/度 [8][9] - 光伏与风电的机制电价出现“品类分化”，在山东、辽宁、湖北等省份，光伏竞价结果明显低于风电，原因包括光伏出力集中导致现货市场边际价格低、装机供给过剩引发激烈价格竞争、以及其较高的系统平衡成本通过价格信号反馈至发电侧 [9][10] 竞价规则与市场行为 - 增量项目机制电价由各地每年组织竞价确定，按照“报价从低到高”排序入选，以最后一个入选项目报价作为所有入选项目的统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [11] - 为确保入围机制电量，发电企业在实际竞价中普遍采用低价策略，形成价格竞争，进而使得机制电价进一步降低，市场竞价行为被认为能挤出此前电价中的“水分” [20] - 由于光伏发电的随机性导致其难以在中长期电力市场找到买家（例如2024年全年山东省无光伏场站主动参与中长期合约交易），因此项目方更倾向于争相报低价入围机制电价保障范围 [28] 行业影响与企业应对 - 机制电价实施导致项目收益下滑，回本周期拉长，例如山东某分布式光伏项目回本周期从6.5年拉长至8年，某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年 [2][21] - 收益下行影响了发电厂的投资积极性，不少发电集团对新能源项目投资持观望态度，尤其是光伏领域，需等各地细则落地并综合研判盈利空间后再做决策 [21] - 企业投资策略发生调整，部分企业将业务重心从全电量上网项目转向高比例自发自用的负荷资源项目，更看重项目消纳能力而非屋顶面积 [29] - 行业出现结构性调整，山东宣布自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目将正式退出机制电价竞价范围，必须全量进入电力现货市场，这被认为是过渡性政策下的必然趋势 [23][24][25] - 新能源发电企业的市场交易能力将成为其收益差异的主要因素，公司需要通过精细化管理、控制成本、提高电力交易能力，并着力开发靠近负荷中心的项目来应对新环境 [25][28] 对终端用电成本的影响 - 机制电价实施后，用电企业承担的系统运行费会因差价结算而有所上升，但新能源全面入市加剧市场竞争，叠加技术迭代推动产业成本下降，将带动上网电价降低 [30] - 尽管系统运行费上涨，但上网电价的降幅可能超过其涨幅，最终可能降低终端企业用电价格，例如假设上网电价降0.04元/度，系统运行费涨0.01元/度，则企业总电价下降0.03元/度 [30] - 新能源电量全部入市短期内可能加剧负电价现象，因为海量低价新能源电量涌入市场会压低现货边际电价，且收益保障机制使新能源主体更倾向于在电力过剩时段采取激进的低价甚至负价策略以确保入围 [30][31]

核心观点 - 预计2026年国内新能源汽车销量将保持增长，海外市场电动化长期趋势向好，全球动力电池需求随之提升，中游材料行业供需格局有望改善 [1][4][7][9][18] 国内新能源汽车市场 - 2025年1-10月国内新能源汽车累计销量1294.3万辆，同比+32.7%，渗透率达46.7% [1] - 2025年10月单月新能源汽车销量171.5万辆，同环比+20.0%/+6.92%，渗透率达51.6% [1] - 预计2025年国内新能源汽车销量达1684万辆，同比+31.0%；预计2026年销量达1895万辆，同比+12.5% [3][11] - 2025年以旧换新政策效果显著，截至10月22日补贴申请量超1000万份，其中新能源汽车占比57.2%，带动1-9月新能源乘用车零售同比+24.4% [3][11] - 混动车型呈现“大电池+小油箱”趋势，单车带电量提升，例如零跑D19增程版搭载80.3kWh电池，CLTC纯电续航超500公里 [3][11] 新能源汽车出口 - 2025年10月新能源汽车出口25.6万辆，同环比+99.9%/+15.4%，其中纯电出口16.6万辆，插混出口9.0万辆 [2][10] - 2025年1-10月新能源汽车累计出口201.4万辆，同比+90.4%，其中纯电累计出口129.6万辆，插混累计出口71.8万辆 [2][10] - 同期汽车整体累计出口561.6万辆，同比+15.7% [2][10] - 预测数据显示，电动车出口销量预计从2024年的128万辆增长至2026年的367万辆，2025E同比增速达80.0% [4] 海外新能源汽车市场 - 预计2026年海外新能源汽车销量达814万辆，同比+21.0%；预计2027年销量达1024万辆，同比+25.8% [4][12] - **欧洲市场**：受严格碳排放政策驱动，2025年1-10月新能源汽车销量295.42万辆，同比+32.6%；预计2026年销量达487万辆，同比+30.0% [4][12] - **美国市场**：因税收抵免政策取消（最高7500美元补贴于2025年9月30日终止），2025年1-10月新能源汽车累计销量139.1万辆，同比+6.5%；预计2026年销量160万辆，同比-4.5% [5][6][13] - **全球其他地区**：受南美、澳洲及东南亚需求推动，预计2026年新能源汽车销量167万辆，同比+28% [6][13] 动力电池与储能 - 2025年1-9月全球动力锂电池装机量811.7GWh，同比+34.7% [7][15] - 中国电池厂商在全球TOP10中占据6席，合计市占率68.2%；宁德时代龙头地位稳固，1-9月全球装机量297.2GWh，同比+31.5%，市场份额36.6% [7][15] - 预计2026年全球动力电池产量达1510GWh，同比+17.33% [7][15] - 储能需求超预期增长，国内政策由“强制配储”转向市场导向，叠加容量电价补偿政策出台，提升项目收益率；海外市场欧洲及新兴市场需求持续高增，景气度有望延续 [8][16][17] 中游材料行业 - 中游材料涨价预期强烈，预计2026年行业供需格局将全面改善 [9][18] - 供给端扩产节奏放缓，龙头企业市场占有率不断扩大 [18]

行业展望 - 新能源行业过去呈现非常同质化的形态，但未来将向更加市场化、多层次的方向发展 [3][6] - 通过平衡现有电力需求与用电节奏，可使电网更安全、更稳定、更高效 [3][6] - 上述举措可增加输配电的利用比例，并减少全社会用电的综合成本 [3][6] 公司定位与愿景 - 英利集团是中国最早进入新能源建设的开拓者之一，是一家拥有三十年参与建设周期的老牌企业 [3][6] - 公司过去的愿景是生产比化石能源更便宜、更绿色的、老百姓用得起的绿色电力 [3][6] - 经过共同努力，公司已实现其“生产比化石能源更便宜、更绿色的电力”的目标 [3][6]

文章核心观点 - 全国16个省区已完成新能源机制电价首轮竞价 结果呈现巨大地域差异 高价与低价省份的机制电价差距超过两倍 反映出当前机制电价设计在保障新能源企业合理收益方面存在显著问题 其保障功能可能大打折扣 [1] 机制电价竞价结果概况 - 截至统计时 全国已有16个省区完成机制电价首轮竞价 [1] - 竞价结果出现极端价格 甘肃风光一体机制电价为全国最低的0.1954元/千瓦时 上海机制电价为全国最高的0.4155元/千瓦时 两者价差超过两倍 [1] - 部分省份机制电价维持在燃煤基准电价附近的高水平 包括上海 安徽 云南 海南 福建 广东 天津 江西 [1] - 部分省份机制电价相较燃煤基准电价大幅下滑 包括甘肃 黑龙江 山东 青海 [1] 低机制电价省份情况分析 - **甘肃省**：机制电价为0.1954元/千瓦时 比当地燃煤基准电价0.3元/千瓦时下滑37% 且首次竞价即按政策规定的下限0.1954元/千瓦时成交 该价格也低于当地0.24元/千瓦时的中长协电价 省内许多新能源场站弃电率高达70%-80% [5] - **黑龙江省**：风光一体机制电价为0.228元/千瓦时 比当地燃煤基准电价0.374元/千瓦时下滑40% 在562个总规模8.4GW的申报项目中 仅277个总规模3.4GW的项目入围 超一半项目出局 [7][8] - **山东省**：光伏机制电价为0.225元/千瓦时 比当地燃煤基准电价0.3949元/千瓦时大幅下滑43% 风电机制电价为0.319元/千瓦时 省内光伏装机已近9000万千瓦 新能源总装机近1.3亿千瓦 面临弃电问题 [8] 高机制电价省份情况分析 - **云南省**：光伏项目机制电价0.33元/千瓦时 风电项目0.332元/千瓦时 与当地燃煤基准电价0.3358元/千瓦时基本持平 529个申报项目中有509个中标入围 [9] - **安徽省**：独立竞价项目机制电价0.3837元/千瓦时 统一竞价项目机制电价0.384元/千瓦时 与当地燃煤基准电价0.3844元/千瓦时基本持平 共入围8184个项目 [9] - **上海市**：机制电价0.4155元/千瓦时 与当地燃煤基准电价持平 为全国最高 中标入围2039个项目 [9] 高低电价背后的驱动因素 - **供给与需求关系**：上海机制电量指标为22亿千瓦时 但仅5.38亿千瓦时电量参与竞价 安徽指标90亿千瓦时 仅58.68亿千瓦时参与竞价 供给指标充裕而竞争电量少 是推高电价的关键原因 [10] - **新能源发展规模与规划**：上海新能源体量小 规划至2025年底光伏装机达500万千瓦 本地绿电需求旺盛 因此有较大自由度给予高价保障 [10] 甘肃新能源装机已超8000万千瓦 并计划在“十五五”翻番至1.6亿千瓦 项目过多叠加电力需求安排不当 导致严重弃电 进而拖累机制电价全国垫底 [11] - **地方政策与决心**：安徽在新能源装机达6414万千瓦 占全省总装机46.6%成为第一大电源的背景下 仍将机制电价上限定在燃煤基准电价高水平 体现了发展决心 其竞价中8110个统一竞价项目（多为分布式）获得了17.54765398亿千瓦时的机制电量 对分布式支持力度全国罕见 [11][12] 机制电价面临的挑战与行业现状 - 机制电价设计的初衷是与燃煤基准电价保障性收购衔接 以保障新能源企业合理收益 但目前部分省份机制电价较基准价低30%-40% 已接近现货市场均价 保障功能受到质疑 [9] - 新能源因随机性 间歇性 波动性特点 在参与电力市场时面临高风险 现货市场价格持续走低（如山东光伏1-6月现货均价仅0.06元/千瓦时） 而签订中长期协议又面临出力预测难和偏差考核风险 [13] - 当前机制电价在部分省份正成为“鸡肋” 不参与竞价没有保障 参与竞价收益也有限 行业期待通过机制电价的落地暴露更多问题 以推动后续改进 [13]

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]

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]