行业整体发展态势 - 今年上半年国内新能源装机保持快速增长 风电和太阳能发电新增装机规模较去年同期翻一番[1] - 绿色低碳转型加速前行[1] 公司具体投资动态 - 中船科技拟在新疆塔城地区额敏县投资建设130万千瓦风电项目 总投资金额约为57.12亿元[1] - 嘉泽新能3月曾公告拟约26.5亿元投建多个风电项目[1] 风电相对优势分析 - 在多数省份风电相对光伏收益提升可能性更大[1] - 光伏电站基本是中午发电 而多数省份用电高峰都在早晚 中长期合约或现货合同容易有损失[1] - 风电先天发力特性使其可以通过交易策略保障收益[1] 政策环境影响 - 今年以来新能源领域重要政策举措密集出台[1] - 新能源上网电价市场化改革政策推动新能源全面进入市场[1] - 《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》聚焦于解决高比例新能源消纳难题[1] 市场竞争与机遇 - 随着电力市场化改革推进以及对能源供应稳定性和灵活性要求提高 风电优势逐渐被重视[2] - 电网对稳定电源需求增加 风电能够更好满足这一需求 在市场竞争中占据有利地位[2] - 海外市场对风电认可度提升 叠加国内风电成本下降 风电企业在国际市场竞争力显著增强[2] 价格趋势与行业展望 - 电力市场化交易短期会因不确定性增加对价格略有扰动[2] - 在电力交易市场化背景下风电行业正迎来新发展机遇与挑战[2] - 风机价格预计会在现有价格区间震荡[2] 产业链协同发展 - 随着绿电直连从地方试验走向全国规范化推广 储能配置将成为新能源项目提升自发自用比例 满足考核要求的重要选择之一[2] - 未来光伏组件 风电整机厂商或将主动联合储能电池企业 为高耗能出口型企业提供一站式服务[2]

行业前景与政策支持 - 全球储能系统市场规模预计2025年达到5000亿美元，中国正加速构建新型电力系统推动储能技术成为能源革命核心引擎 [1] - 新能源发电的随机性和波动性问题突出，电力系统对调峰调频、储能等灵活性资源需求长期存在 [3] - 国家发改委等八部门联合发布方案，目标2027年新型储能制造业实现高端化、智能化、绿色化发展 [4] - 全球储能累计装机容量预计从2024年746.8吉瓦时增长至2030年6810.1吉瓦时，年复合增长率45.6% [12] 公司市场地位与业务表现 - 公司是全球通信及数据中心储能电池出货量第一的供应商，数据中心全球市占率16.1% [2][6] - 2024年公司营业收入44.99亿元人民币，2025年前五个月同比增长34%至18.67亿元 [10] - 数据中心业务收入2025年前五个月增长120%至8.73亿元，占收比46.7%成为第一大收入来源 [10] - 公司经营性现金流连续三年为正，资产负债率控制在45%以下 [11] 技术优势与产品创新 - 公司5G-4850系列产品工作温度范围-40℃~60℃，适应极端天气条件 [5] - 推出Power Warden3.0储能系统，较传统方案降低20%占地面积和15%运维工作量，LCOS降低15% [6] - 与清华大学联合研发通信低温智能钠离子电池，循环寿命达4000次以上 [9] - 采用"锂离子电池+铅酸电池"双轨并行策略，2024年全球通信及数据中心储能市场占有率11.1% [7] 客户资源与国际化布局 - 客户包括中国移动、阿里巴巴、爱立信等全球通信和互联网巨头 [10] - 海外业务毛利率突破30%，欧洲中东非洲地区达33.5%，其他海外地区36.4% [12] - 中标头部互联网企业年度高倍率锂电池集采项目 [6]

业绩预期 - 公司预期截至2025年6月30日止6个月将取得未经审核综合亏损不多于约2600万港元 而2024年同期则取得未经审核综合溢利约450万港元 [1] 永久吊船业务 - 永久吊船业务销售量及盈利能力均出现下降 主要归因于2025年上半年香港建筑业持续低迷 [1] - 多个建筑项目延期至2025年下半年 行业活动萎缩 新项目数量减少 对利润率造成进一步压力 [1] - 该业务分部于中期期间仍然取得轻微盈利 [1] 电力交易业务 - 中国山东省电力交易业务于中期期间取得亏损 主要源于山东电力中长期批发价格异常波动 [2] - 购电成本上升 售电市场竞争激烈 行业内普遍面临盈利压力 [2] - 新能源电厂逐步入市 购电成本有望下降 预计该业务分部业绩将于下半年改善 [2] 行政开支 - 行政开支上升 主要由于公司于中期期间发展绿色电力能源业务分部所致 [3]

《实施方案》明确，2025年6月1日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国 家政策上限执行，统一明确为每千瓦时0.3949元(含税)，单个项目机制电量上限原则上与现行具有保障 性质的相关电量规模政策相衔接，执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较 早者执行。2025年6月1日起投产的增量新能源项目，由山东省发展改革委会同有关单位明确机制电量规 模、执行期限，通过价格竞争方式确定机制电价水平。《实施方案》同时强调，各地不得将配置储能作 为新建项目核准、并网、上网等前置条件。 中国发展网讯记者尹明波、高杨报道近日，山东省发展改革委、国家能源局山东监管办、省能源局印发 《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确提出推动新能源上网电价全部由市场形成。新能 源项目(风电、太阳能发电)上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，同时根据 电力市场建设及行业发展状况适时推动生物质发电等其他新能源参与市场交易。 山东此番出台《实施方案》有一个大的背景。今年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化 新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，对新能 ...

行业投资评级 - 公用事业行业评级为增持（维持）[1] 核心观点 - 山东正式印发136号文实施方案 成为中央136号文后首个地方正式文件 明确存量/增量新能源项目电价机制 健全新能源全面入市交易机制[4] - 建立可持续发展价格结算机制 对市场交易均价与机制电价差价由电网企业开展差价结算 差价费用纳入系统运行费用[4] - 新老划段以2025年6月1日为界 存量项目机制电价执行每千瓦时0.3949元（含税） 执行期限按全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年较早者执行[4] - 增量项目通过价格竞争方式确定机制电价 2025年竞价于8月份组织 竞价申报充足率不低于125%[4] - 强化改革与绿证政策协同 纳入差价结算机制电量不重复获得绿证收益 明确不得将配置储能作为新建项目前置条件[4] - 增量项目竞价细则明确 2025年机制电量总规模94.67亿千瓦时 其中风电81.73亿千瓦时 光伏12.94亿千瓦时 单个项目机制电量比例风电70% 光伏80%[4] - 竞价上限风电/光伏均为每千瓦时0.35元 下限风电0.094元 光伏0.123元 执行期限深远海风电15年 其他风电/光伏项目10年[4] - 健全电力市场交易机制 包括中长期市场与现货市场有效衔接 完善辅助服务市场 发电侧容量补偿机制及成本补偿机制[4][5] 投资建议 - 关注优质绿电运营商：H龙源电力、H新天绿色能源、H大唐新能源、节能风电、H中广核新能源[5] - 关注优质海风具备α标的：中闽能源、福能股份[5] - 关注火电多元价值标的：H/A华能国际、H/A华电国际、申能股份[5]

新能源上网电价市场化改革 - 山东省发布《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确风电、太阳能发电等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [1] - 山东省发布全国首个针对新能源增量项目机制电价竞价的省级实施细则《山东省新能源机制电价竞价实施细则》，形成全流程标准化的机制电价竞价机制 [1] 机制电价竞价机制设计 - 《细则》采用"边际出清+动态调整"机制，将同类型项目按申报电价从低到高排序，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价 [1] - 针对边际机组特殊情况设置50%的比例限制，当边际机组入选电量不足申报量的50%时取消其资格并以前一项目报价作为出清价 [1] 分布式光伏参与机制创新 - 针对分布式光伏(尤其是户用项目)规模小、主体散的特点，创新设计"自主+代理"双参与模式 [2] - 自主申报的自然人户用分布式光伏项目免除履约保函要求，显著降低竞价门槛 [2] - 要求分布式项目并网需满足"四可"(可观、可测、可调、可控)条件，推动碎片化分布式新能源融入电力系统调度体系 [2]

新能源上网电价市场化改革 - 山东省发布《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确风电、太阳能发电等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [1] - 山东省发布《山东省新能源机制电价竞价实施细则》，是全国首个针对新能源增量项目机制电价竞价的省级实施细则，为省内企业投资和其他省份提供参考 [1] 机制电价竞价机制 - 采用"边际出清+动态调整"机制，同类型项目按申报电价从低到高排序，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价 [1] - 针对边际机组特殊情况设置50%的比例限制，当边际机组入选电量不足申报量50%时取消其资格并以前一项目报价作为出清价 [1] 分布式光伏参与模式 - 创新设计"自主+代理"双参与模式，自主申报的自然人户用分布式光伏项目免除履约保函要求，降低竞价门槛 [2] - 分布式项目并网需满足"可观、可测、可调、可控"条件，推动碎片化分布式新能源融入电力系统调度体系 [2] 履约保函体系 - 构建差异化、精细化的履约保函体系，未投产项目需按装机容量、利用小时数等参数缴纳保函（单个项目不低于6000元），已投产项目原则上免缴 [2] - 代理商代理多个项目时可合并开具保函，大幅降低操作成本 [2] 制度创新与行业影响 - 山东省《细则》以"问题导向"的制度创新，破解全容量认定方式、主体资质要求、边际机制处置等竞价实施过程中的困难点 [3] - 探索"分类竞价+边际出清+信用管理"体系，为全国新能源市场从"政策保障"向"市场竞争"转型提供经验 [3]

竞价机制设计 - 新能源项目通过价格竞争方式确定机制电价水平 竞价采用边际出清方式 按申报价格从低到高排序 以最后一个入选项目报价作为统一机制电价 [1][3] - 竞价设置申报充足率下限和价格上下限 上限基于合理成本收益与市场供需确定 下限参考先进电站度电成本 后期将取消下限 [2] - 任何单位不得将配置储能作为2025年6月1日后投产风电、光伏项目的核准、并网或上网前置条件 [2] 实施时间安排 - 2025年6月1日起投产的增量新能源项目需参与竞价 首次竞价于2025年8月组织 自2026年起改为前一年10月组织 [1] - 竞价主体包含已投产及计划次年12月31日前投产且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目 全容量规模以核准装机容量为准 [2] 电量规模调控 - 年度竞价电量规模动态调整 根据非水电可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力综合确定 [2] - 若当年消纳责任权重超额完成 次年纳入机制的电量规模可适当减少 未完成则相应增加 [2] 责任与监管机制 - 申报主体若涉嫌违法违规 其最高层级控股公司在山东所有项目将被禁止参加未来三个年度竞价 [3] - 竞价组织主体需做好信息安全保密工作 严禁违规获取或泄露未经授权披露的信息 [3]

新能源上网电价市场化改革实施方案 - 山东省出台《实施方案》构建新能源全面参与电力市场交易的制度体系 风电和太阳能发电上网电量原则上全部进入电力市场 生物质发电等其他新能源将适时推动参与市场交易 [1] - 方案包含价格机制 市场交易机制 风险防控机制三方面内容 [1] - 新能源项目参与市场交易后建立差价结算机制 市场交易均价与机制电价的差额由电网企业结算 差价费用由全体用户分摊或分享 [1] 价格机制实施细则 - 2025年6月1日前投产的存量项目机制电价执行0.3949元/千瓦时上限 执行期限按全生命周期剩余小时数或20年孰短原则 [2] - 2025年6月1日起投产的增量项目通过价格竞争确定机制电价 不得强制配置储能作为项目前置条件 [2] - 增量项目竞价设置申报充足率下限和竞价上下限 按价格从低到高确定入选项目 机制电价按最高入选报价确定 [2] 市场交易机制设计 - 中长期市场价格需与一次能源成本和现货价格衔接 交易双方自主确定合同量价和结算参考点 [3] - 现货市场允许新能源项目报量报价或接受市场价格 全电量按现货价格结算 中长期合同按差价结算 [3] - 支持分布式新能源直接或通过聚合方式参与现货交易 [3] 容量补偿与零售市场 - 容量补偿标准按长期边际机组固定成本确定 电费计算包含有效容量 补偿电价和供需系数三要素 [3] - 零售市场提供标准化套餐比价功能 设置封顶结算价格条款 封顶价基于分时参考价格和上浮系数计算 [4] - 定期公布售电公司购售价差排名 提高市场透明度 [4] 电价影响评估 - 改革后居民和农业用户电价不受影响 [4] - 工商业用户首年平均电价预计与上年持平或略有下降 [4]

政策核心内容 - 山东省发展和改革委员会、国家能源局山东监管办公室、山东省能源局联合印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》[1] 新能源上网电价机制 - 全省风电、太阳能发电等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场[1] - 新能源上网电价通过市场交易形成[1] - 未来将适时推动生物质发电等其他新能源参与市场交易[1] 特殊交易与补贴安排 - 参与跨省跨区交易的新能源电量按国家相关政策执行[1] - 享有财政补贴的项目在全生命周期合理利用小时数内的补贴标准仍按原有规定执行[1]