行业与公司 * 会议涉及新能源（光伏、风电）、储能、锂电池（宁德时代及材料）、交运（航空、邮轮、机场）等行业[1][2][4][39][50] * 公司提及宁德时代、恩捷股份等电池材料企业，以及上海机场、首都机场等交运公司[21][33][50][51] 核心观点与论据 新能源行业（电力与装机） * **“十五五”电力发展方向**：在2030年碳达峰前，电力系统将夯实火电、核电等基荷能源装机[6] * 火电：因2022年起三年内核准80吉瓦新项目，2025-2027年将迎来火电机组大规模投产期[6] * 核电：2022年起每年核准10-12台机组，预计2027-2028年进入投产高峰期[6] * **新能源装机预测**： * 光伏：2023年装机230吉瓦，2024年278吉瓦，2025年可能达300吉瓦，但2026年因“136号文”及十五五开局，装机可能大幅下滑至150-200吉瓦，2027年后有望恢复性增长[7][8] * 风电：十五五期间年均装机预计100-120吉瓦，海上风电是亮点；当前年装机仅6-7吉瓦，若深远海行动规划（规模80-100吉瓦）出台，2027年后年装机有望恢复至15-20吉瓦[8] * **电力需求与电网投资**： * 十五五期间电力需求增速预计5%，高于GDP增速，主要驱动为电气化水平提升[10] * 电网投资乐观，特高压投资将保持每年千亿规模，十五五期间交直流线路总计25-30条；配网投资和智能微网建设可能超预期[11][12] 储能行业 * **需求驱动**：电网新能源占比提升（如2023-2025年光伏年装机超200吉瓦）及“136号文”推动新能源全部入市，增强了对独立储能的需求[13][14] * **政策支持与经济性**： * 山西省示范：2025年1月开放一次调频、3月开放二次调频市场给独立储能，提供稳定收入（占项目收入70-80%）；同时豁免80%的变电站容量费，显著改善收益（如400兆瓦时项目年收入可达七八千万，覆盖部分投资）[15][16][17] * 内蒙古提供0.35元/千瓦时的容量电价，其他新能源大省可能跟进出台刺激政策[18] * **市场热度**：民营企业投资积极性高，当前在“抢占”变压器资源（如220千伏变电站容量），先到者调度优先级和回报率更优[18] * **装机预测**：2025年储能电池侧需求约150吉瓦时，2026年预期增速50%-100%[19] 锂电池产业链 * **储能需求长期看好**：政策利好储能经济性，预计中国未来五年需求复合年增长率25%，全球增速超30%[21][24] * **动力电池需求结构性增长**： * 乘用车：2026年补贴退坡可能影响需求，但参考欧洲补贴退坡后仍保持6%增速，中国若靠新车型推动，增速或超6%；单车带电量从2024年平均40度电提升至2025年50度电以上[26] * 商用车（电动轻卡/重卡）：经济性好（油电套利空间大），渗透率持续提升；预计2025年轻卡渗透率25%、重卡10%，2026年分别达30%和25%，带动电池需求增速50%以上[27][28][30][31] * **宁德时代展望**：动力+储能业务支撑2026年业绩增速超20%，港股估值有吸引力[31][32] * **电池材料观点**： * 隔膜：当前价格仅0.1元/平方米，合理利润应高于此；若企业扩产放缓，毛利弹性大，看好其估值修复[33][34][36] * 电解液（六氟磷酸锂）：现货价20万元/吨，但合同价谈判中；当前股价隐含2026年合同价8-9万元/吨的预期，估值已较充分[35] * 正极/负极：产能过剩，供应商切换容易，难获加工溢价[36] 交运行业 * **航空**： * 日本航线：因外交问题，2025年12月1日较两周前航班削减17%-25%（中国航司减班20%-30%），运力转向国内航线；但日本航线占整体运力比例低（个位数），对供需影响有限[40][41][43] * 周期判断：上行周期已验证，因供应链（飞机、发动机、备件）脆弱性导致供给不足，周期有望持续至2027年；看好三大航港股及春秋航空[44][45] * **邮轮**： * 运价维持高位（VLCC现货运价超10万美元/天），期租运价（一年期约6-6.5万美元/天）支撑盈利预测；地缘政治（俄乌冲突）无论停战与否，供需均有利上行周期（老旧船拆解、全球原油低库存）[46][47][48] * 情绪波动带来买入机会，上调中远海能A股至超配[49] * **机场免税**： * 上海机场（2025年12月到期）和首都机场（2026年2月到期）正重新招标免税运营商，外资企业参与可能提升扣点；当前上海机场实际综合扣点约20%+，首都机场25%-30%[51][52][53] * 盈利弹性：扣点每提升1%，上海机场盈利增4000-5000万，首都机场增2000万；人均免税提升5%可带来上海机场5000万-1亿、首都机场2000-4000万盈利增长[55][56] 其他重要内容 * **大宗商品需求**：储能装机每100吉瓦时消耗16万吨电解铝、6万吨铜、6-7万吨碳酸锂；2026年全球电解铝和铜可能短缺，锂供需趋于平衡[38] * **会议提示**：内容仅面向摩根士丹利机构客户，不对外公开[3]

“十五五”电力与能源发展规划 - 电力系统将强化基荷能源装机建设，特别是火电与核电，火电机组将在“十五五”前期进入集中投产期，核电自2022年起每年批复开工10–12台机组，预计在2027–2028年左右进入投产高峰 [2][14] - “十五五”期间国有央企与五大发电集团的新能源投产节奏可能较“十四五”放缓，光伏新增装机预计从今年近300 GW回落至明年150–200 GW区间，2027年开始有望恢复性增长，风电年均装机预计维持在100–120 GW，海上风电年均装机有望恢复至15–20 GW水平 [2][15] - 电力需求对GDP弹性预计在1.0–1.5之间，“十五五”期间电力需求增速有望维持在4%–6%，今年增长约5%，主要驱动力为电气化水平提升 [3][16] - 电网投资在“十五五”期间将持续提升，增速可能高于电力需求，去年增速约15%，特高压投资预计每年保持约千亿元规模，累计建设25–30条交直流线路，配网投资渗透率将持续提升 [4][16] 独立储能发展 - 独立储能投资热情高涨，核心驱动力包括新能源占比提升带来的调峰调频需求、136号文导致新能源价差不确定性增加从而需要储能平滑收益、以及地方调频市场开放提供稳定收入，例如山西一、二次调频收入可占项目总收入的70%–80% [4][5][17] - 政策支持显著改善项目经济性，山西对电网侧独立储能的变电站容量费提供高达80%的豁免，有效提升项目净收益和投资回收期，内蒙古引入0.35元/千瓦的容量电价作为保底回报 [5][6][19] - 电网接入资源（如220 kV变压器容量）稀缺，先接入项目享有调度优先权和更高利用率回报，导致节点竞争激烈，预计其他新能源高比例省份将推出类似激励政策 [6][18][19] - 今年独立储能装机需求估计约150 GWh，明年市场预期增速区间在50%至100% [6][19] 电池与储能行业展望 - 储能已进入商业化阶段，136号文及地方市场化安排提升了储能参与市场化交易与调频服务的能力，改善了经济性，明年被判断为储能发展良好年份 [7][20] - 长期稳健情景下，相关市场年均复合增长率（CAGR）可能约25%，全球储能明年增速保守估计至少30%以上 [8][21] - 对宁德时代等龙头企业展望积极，预计明年动力电池业务增长至少20%以上，储能业务全球增速保守估计不低于30% [9][10][22] 电动车市场需求 - 乘用车市场在补贴退坡后预计保持中枢增长率，因市场竞争推动产品丰富和促销，且单车带电量持续上升，例如主流车型平均电池装机量从约34 kWh提升至40–50 kWh [8][21] - 商用车电动化是长期确定性方向，电动卡车经济性吸引力大，无补贴下回收期约2–2.5年，渗透率将稳步提升 [9][22] 电池材料板块 - 隔膜板块估值与价格上涨明显，利润弹性较好，在供需收敛和龙头控制产能扩张下有望实现较快修复，合理毛利水平内在测算值显著高于当前多数厂商亏损水平 [10][23] - 正极、负极材料存在产能过剩问题，议价能力有限，电解液现货价格波动大，估值存在预期透支风险，需关注合同价维持能力 [10][23] - 储能与动力电池需求快速增长将显著拉动原材料，每100 GWh储能装机约使用16万吨电解铝、6万吨铜、6–7万吨碳酸锂，明年全球电解铝与铜可能供给偏紧，锂供应总体持平但可能出现局部紧张 [11][25] 交运行业动态 - 中日航线近期出现减班，总体减班幅度约17%–25%，减班主要集中在中国航空公司，个别公司减班比例达20%–30% [12][26]

大美丽法案对北美储能项目的影响 - 法案导致年底及明年一季度出现项目抢装现象，因关税缓释期促使已谈妥项目集中发货[1] - 直接影响SCCOE实体，规避法案并获得ITC补贴的两种途径是：确保北美本土工厂的SCOE影响比例低于25%，或采用技术授权模式[1] - 技术授权模式成为优选方案，通过与北美集成商合作建厂并授权技术，可避免法案影响并继续享受补贴[2] - 直接从中国出口或经东南亚转口贸易将面临关税且无法获得补贴，东南亚工厂（如易伟）因海外失控主体问题也难以获取补贴[3] 北美本土产能与供应链挑战 - 美国本土电池产能不足，储能电芯仍主要依赖中国投资[8] - 北美新建产能周期长达3-5年，无法完全满足市场需求，导致未来储能系统价格上升[8] - 原材料从中国进口加征关税，进一步推高成本[8] - 若远景将工厂出售给Fluence，Fluence会限制售价以保证盈利，挤压远景毛利率，且原材料涨价可能使其难以维持补贴后售价[7] 企业应对策略与个案分析 - 远景采取两种策略应对SCOE问题：通过与一致行动人合作收购工厂股权保持实控权，或与客户深度合作预支投资稀释股比，但后者尚未找到足够客户[5] - 国轩因最大股东为德国大众（穿透后德国注册），在SCOE影响下不受控制[4] - 大美丽法案对PFE因素产生直接影响，远景美国工厂因电池产能较大面临挑战[4] 北美储能市场装机量与价格预测 - 2024年美国储能装机量预计达50GWh，超2023年39GWh，主因关税缓释期推动设备产出[10] - 2025年装机量预计降至38-40GWh，受更高关税及法案影响，部分项目取消或延期[10][11] - 2027年市场将回涨，呈现波浪形变化[10] - 北美本土产能的储能系统价格较高，中国进口产品因成本控制需求价格略有下降，每套系统降价约10美元[12] 欧洲与中东储能市场动态 - 欧洲2024年储能装机量预计从2023年8-9GWh增至15-16GWh，东欧和英国活跃，全年预计不低于18GWh[13] - 欧洲新增项目报价较低，中欧地区（如罗马尼亚、保加利亚）FOB价格约70美元，大型项目参考中东低价[13] - 中东2024年增长不及预期，因项目招标延迟，但迪瓦六和SCBC8GWh项目确定性高，装机量预计18-19GWh[14] - ADQ2期招标延迟可能导致项目量减少约19.5GWh，但中东地区年装机量仍有望保持20GWh左右[15] - 沙特计划到2030年每年新增光伏装机超15GW，配套储能年建设潜力超10GWh[17] - 埃及和摩洛哥等新增国家年光伏装机贡献预计3-5GWh[18] 中东地区项目价格竞争 - 中通报价较低，海城项目DAP至沙特报价65美元，系统价格约50元人民币/kWh[19] - 特斯拉中国系统报价约6.65元人民币/Wh，但中东大项目（要求300MWh以上）整体价格较低[20] - 中东到2028或2030年稳定年光伏装机量预计保持20GWh左右[16] 中国国内储能市场发展 - 136号文推动储能成为新能源项目必备配套，需求随新能源装机及市场化交易增长而显著增加[21] - 国内储能投资逻辑包括自建或与聚合商合作平滑电力曲线，收益来自电价差、辅助服务和容量补贴[22] - 2024年国内电池订单量增加，发货量预计达200GWh，超2023年150GWh，部分项目出现非理性抢装[23] - 头部品牌（如远景）产品销量增长，低质低价产品面临淘汰[23] 国内储能收益机制与投资回报 - 收益来源包括定价差（低买高卖）、调频辅助服务（电网支付）和容量电价（省份规定来源）[28][29] - 收益支付主体多样：电网分配调频费用，容量电价可能从新能源企业或用户侧收取[28] - 投资回报需权衡政策变化、市场竞争及调频需求，当前电力市场不成熟导致不确定性[30] - 银行对储能设备融资态度分化：知名品牌易获贷款或低利率，小品牌或无业绩设备面临高利率或拒贷[24] 国内市场展望与电芯价格 - 2025年国内储能市场增速与2024年相当，电力市场化推进将暴露更多问题与机会[25] - 未来三年储能新增量保持增长，但随装机增加和电价差收敛，增速可能放缓[25] - 储能电芯涨价因碳酸锂原料价格上涨、国家反内卷政策要求高品质系统，以及产能过剩但可快速补足供应[26][27]

可再生能源补贴情况 - 截至2025年8月底公司收到可再生能源补贴资金23.19亿元 其中国家补贴22.52亿元 [2] - 国家补贴金额较去年同期增加258.6% 占2024年全年国家补贴的182.64% [3] 136号文政策应对 - 多个省份已发布136号文承接方案或征求意见稿 对存量项目有效衔接保障政策 [3] - 增量项目可获得机制电量和符合新能源开发成本的电价支持政策 [3] - 公司正重构光伏发电项目测算模型 加强靠近负荷中心项目开发 [4] - 严格控制建设运营成本 提高电力交易能力 分析各省交易规则 [4] - 加快海外业务落地 深度挖掘重点国别项目 [4] - 开展储能业务 布局售电和虚拟电厂等新业务 [4] 装机规划与资本开支 - 2025年末公司电站总规模目标超13.6吉瓦 [5] - 2025年较2024年新增装机约1.5吉瓦 [5] - 按4元/瓦测算 全年光伏电站投资总额约60亿元 [6] - 资本金比例约为20%-30% [6]

煤炭采购 - 煤炭采购以集团长协煤为主，占比约 85%，2022 年 5 月以来执行国家发改委中长协电煤指导价；市场煤作为补充，随行就市，以质定价 [2] 燃料成本 - 受煤炭市场供需、新能源发电及电价变动等因素影响，燃料成本占发电供热成本的 60 - 70% [2] 新能源市场 - 136 号文出台后，5 月 31 日前山西电力市场新能源出现抢装潮；5 月 31 日后，市场等待山西配套细则出台 [2] - 公司目前新能源在建装机 30 万千瓦，待山西省相关政策出台后确定新能源发展方向 [3] 火电装机 - 自 2022 年国家发改委提出煤电“三个 8000 万”目标至 2025 年 7 月，山西省新核准火电项目总计明确核准装机容量约 864 万千瓦，计入规划项目总规模可能接近 1000 万千瓦 [3] - 短期内提升电力供应和外送能力，支撑经济社会发展；长期需推动煤电与新能源协同发展，缓解碳排放压力 [3] 综合融资成本 - 公司目前综合融资成本 3.4%（不含权益），相比年初下降 20bp，预计可压控到 3.15% [3]

政策落地与行业变革 - 山东、内蒙古、广东等省份已出台"136号文"配套政策，浙江、江苏等省区正在征求意见[1][3] - 政策将光伏发电收入结构从"保障性收购+市场交易"改为"机制电价+市场交易"，并大幅提前全面入市时间[3] - 新政对增量项目影响大于存量项目，增量项目面临量价双重不确定性[3][7] 存量项目现状 - 存量项目机制电价与燃煤基准电价挂钩（内蒙古0.3035元/千瓦时，山东0.3949元/千瓦时），保障基础收益[4] - 但市场交易电量不确定性高，2025年一季度新能源电站平均限电率达17%，西北地区达30-40%，新疆部分超50%[4] - 实际利用率随装机量增长大幅走低，收益稳定性受挑战[4] 增量项目挑战 - 机制电价上限低于存量项目，下限可能引发低价竞争[7] - 机制电量比例呈下降趋势（如广东不超90%），执行期限缩短至12年（广东）[6][7] - 市场化交易电量持续走低，量价动荡加剧[8] 分布式光伏新规 - 非自然人分布式光伏需缴纳政府性基金、系统备用费等，成本增加约0.2元/千瓦时[9][10] - 自发自用电量是否缴费存争议，但整体"搭便车"时代结束[10] - 系统备用费用反映调峰成本，进一步压缩收益空间[10] 政策约束与成本压力 - 机制电价资金来自系统运行费，受终端降电价压力制约（如浙江计划降工商业电价0.03元/千瓦时）[12][13] - 光伏系统成本攀升：需煤电调峰导致利用小时数下降，配电网建设成本高（建设成本与电价收益倒挂3:7）[15] - 政策扶持力度有限，过渡期资源分配存在不确定性[14] 行业长期前景 - 全面入市后光伏需适应"窄门"竞争，最终将推动新型能源体系转型[16] - 尽管短期阵痛明显，但通过市场化考验后将确立光伏主力能源地位[16]

政策调整与行业影响 - 136号文明确取消强制配储作为新能源项目核准、并网、上网的前置条件，推动工商业储能市场进入"不确定性"阶段 [1] - 仅内蒙古和新疆下发省级落地文件，山东、广东等地发布征求意见稿，其余省份细则滞后，部分地区如贵州、云南仍保留强制配储要求 [3] - 政策真空期导致储能项目投资收益模型难以搭建，企业面临决策不确定性 [4] 商业模式重构 - 工商业储能原有商业模式依赖"峰谷套利"，现需向"现货交易"和虚拟电厂模式过渡 [3][5] - 远景提出"内循环"（需量优化、能量时移）和"外循环"（虚拟电厂交易策略）以应对峰谷价差缩小 [4] - 阳光电源认为工商业储能最终需通过聚合商参与电力交易实现负荷平衡和绿色用电 [5] 市场数据与趋势 - 2024年Q1全国电化学储能电站新增装机近三年来首次负增长，反映行业向高质量发展过渡 [5] - 2024年新型储能累计装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，为"十三五"末的20倍，同比增长超130% [6] - 2024年新增储能项目中电源侧配储占比38%，电网侧独立储能占比54%，配储需求占总装机74.6% [9] 行业竞争与洗牌 - 储能行业存在无序竞争，低价中标导致利润下滑，136号文加速低质产能出清 [7] - 未来存续企业需具备电芯或PCS技术及软件能力，预计20余万家企业中仅少数能存活 [7][8] - 远景自研电芯、BMS和PCS，全球交付30GWh储能系统，在手订单超50GWh [8][9] 技术发展方向 - 工商业储能系统核心为PCS（能量转换）和EMS（指令控制），硬件与软件能力缺一不可 [8] - 行业趋势向大容量电芯和高能量密度发展，差异化竞争力将依赖软件和服务 [8][9] - 头部企业通过技术纵深度与商业模式创新扩大市场份额，产业链加速优胜劣汰 [9] 装机节奏预测 - 2024年受"531"抢装影响，储能配套装机呈现"前高后低"特征，上半年二季度同比增速达62% [10] - 2025年Q4装机量预计同比下降36%，但新能源消纳刚性需求支撑长期市场 [10]

展会概况 - 2025年全球用户侧储能产业价值峰会暨应用示范展圆满收官，展会由光伏展转型为储能展，储能企业数量、产品含量及热度显著提升[1] - 展会聚焦第三代电芯定义权、136号文响应方案、光储电站经济性评估及AI+工商业储能系统等热点[1] - 多家企业签署GWh级订单：瑞浦兰钧超20GWh、国轩高科3GWh、蜂巢能源2.1GWh[1] 参展企业及产品亮点 采日能源 - 发布Serlattice G3 10MWh智储系统，实现高容量、低LCOS与易配置的统一[5] - 推出星链系列261kWh工商业户外柜（支持峰谷套利等6种模式）及星汉系列1.5MW/3MWh集装箱系统[5] - 发布智慧能源运营服务平台，提供覆盖投资-建设-运营的全生命周期零碳解决方案[3] 中车株洲所 - 发布构网型储能系统及"云枢"储能变流器（功率密度提升22%，毫秒级电弧扑灭）[6][8] - 推出零碳园区智慧能源平台，集成DC1000V/1500V储能柜等多元产品[8] - 与宁德时代签订2025年框架协议[8] 华为数字能源 - 全球首发FusionSolar9.0构网型光储解决方案，支持全场景构网与"端-边-云"智能管理[10] - 具备短路电流支撑等6大核心能力，适配调峰/调频等商业模式[12] 比亚迪储能 - 展示源网侧MC Cube-T Pro BESS 6.4MWh系统（温差±2℃）及工商业Chess Plus（循环寿命>10000次）[13][15] - Chess Plus采用ALL in One设计，系统组件减少55.6%，运维项目减少43%[15] 南都电源 - Center L Ultra 6.25MWh系统实现放电量提升8%，Center L Max 8.338MWh单箱能量密度提升167%[21][22] - 与太蓝新能源合作开发固态电池储能应用[23] 亿纬锂能 - 全球首发836kWh分体式模块柜，支持扩展至5MWh，单位面积能量密度提升65%[24][27] - 采用"热电分离"设计，防火层面积增加15%[27] 蜂巢能源 - FlexPod积木式储能系统实现20尺集装箱9MWh容量，结构强度提升30%，运输成本降13%[85][87] - 采用短刀叠片电芯技术，零部件数量精简36%[85] 格力电器 - 光储直柔能源站2.0体积减小21.8%，功率密度提升21.8%，调试周期缩短5天[58] - 兆瓦级钛酸锂储能系统可在-40℃运行，已应用于高寒地区风光储项目[59] 技术趋势 - **构网型技术**：华为/中车/上能电气等企业推出支持虚拟惯量支撑、黑启动等功能的解决方案[10][12][43] - **液冷系统**：盛虹动能Voltus Pro温差<2℃（寿命延长2年），远东电池PowerPLANT 520 PLUS温差≤2.5℃[68][83] - **大电芯应用**：国轩高科588Ah电芯、林洋能源628Ah液冷PACK、永泰数能314Ah系统（成本降15%）[29][78][97] - **AI集成**：海尔新能源AI+工商业系统实现90%运行效率，昱能科技AI电价预测平台获售电资质[46][107] 合作动态 - 海博思创与华为数字能源等6家企业签署多场景生态协议[18] - 远东电池与宁德时代等5家企业达成战略合作[84] - 东方电气与特隆美储能等4家企业签约光储项目[103]

政策影响 - 136号文及其实施细则是新能源行业关注焦点，除山东、广东、广西、内蒙外，其他地区实施细则未公布，公司将关注政策落地，结合实际分析研判，制定并网投产规划，控制投资成本，优化电力营销策略，提升项目投资效益 [2][3] 技术类型 - 公司目前电站主要以N型TOPCon为主，后续会考虑IBC、HJT等技术成本下降后的产品 [3] 新业务规划 - 从人员培养、体系建设等多方面提高交易水平，推进售电业务落地，开拓上下游资源，与光伏电力生产协同，提高效益 [3] - 推动工商业储能业务开拓实施，探索虚拟电厂业务可行性及运营商业模式，实现新经济增长点 [3] 装机规划 - 2025年末，公司投运、在建、拟建电站及签署预收购协议的电站总规模力争超13.6吉瓦 [3] 信息披露 - 接待过程保证信息披露公平，无未公开重大信息泄露，投资者已签署承诺函 [3]

公司业务与战略 - 公司主营业务为光伏电站的投资运营、光伏电池组件的制造销售 [7] - 2025年末公司目标投运、在建、拟建及预收购电站总规模超过13.6吉瓦 [2] - 2024年公司运营电站6.076吉瓦，在建电站2.081吉瓦，储备项目17吉瓦 [3] 政策影响与应对 - 136号文及其实施细则对新能源行业发展至关重要，目前仅山东、广东公布细则 [2] - 公司将密切关注各省电力交易政策，优化并网投产规划和电力营销策略 [2] 储能业务布局 - 现有光伏配储项目，未来将拓展工商业储能、独立储能项目 [4] - 正在研究构网型储能技术及液流电池、压缩空气等长时储能技术 [4] 海外业务拓展 - 2024年设立海外业务部，已与斯里兰卡、印尼、乌兹别克斯坦等国洽谈 [5] - 已与吉尔吉斯斯坦国家投资署签署项目MOU [5] - 重点推进"一带一路"沿线国家和地区的项目开发和收购 [5] 财务与融资情况 - 2025年一季度主营收入13.0亿元(同比下降7.8%)，归母净利润2.89亿元(同比下降17.62%) [8] - 负债率52.22%，财务费用1.41亿元，毛利率44.79% [8] - 近3个月融资净流出3492.77万元，融券净流入168.99万元 [8] 机构预测与评级 - 光大证券预测2025年净利润13.34亿元，华创证券预测18.17亿元 [8] - 华创证券给予目标价7元，海通证券目标价10元 [8] - 90天内1家机构给予增持评级 [8] 可转债管理 - 募集资金将严格用于项目建设，推动装机规模增长 [6] - 将按监管要求履行信息披露义务，加强市值管理工作 [6]