山西省新能源上网电价市场化改革方案核心要点 一、核心观点 - 推动新能源（风电、光伏）上网电量全部进入电力市场，通过"报量报价"方式形成市场化电价，暂不具备条件的接受市场形成价格[2][22] - 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，费用由全体工商业用户分摊或分享[3][23] - 区分存量与增量项目：存量项目机制电价不高于燃煤基准价，增量项目通过竞价确定电价[5][25] - 2025年6月1日为分界点，此前投产项目为存量，此后为增量[3][23] 二、市场交易机制 - 新能源电量原则上全部参与市场交易，跨省跨区交易按送电价格政策执行[2][22] - 现货市场结算限价不高于燃煤发电度电燃料成本的2倍，迎峰度夏（冬）期间可上调[13][34] - 允许新能源参与辅助服务市场，调频/备用费用由用户和未参与市场的上网电量分担[37] 三、存量与增量项目政策 存量项目 - 机制电量比例按项目核定，每年自主确定但不得高于上年水平[4][24] - 机制电价不高于现行燃煤基准价，执行期限为剩余生命周期或投产满20年中的较早者[5][6][25] 增量项目 - 机制电量通过竞价确定，初期分风电/光伏两类组织[4][24] - 每年10月底前组织竞价，采用边际出清方式，申报规模与核定规模比率不低于1.2[7][25][26] - 执行期限根据投资回收期确定，遇重大政策变化可调整[6][25] 四、配套措施 - 优化现货市场：新能源可"报量报价"参与日前市场，但需参与可靠性机组组合[32] - 容量补偿机制拓展至风电/光伏/储能等，探索"电能量+容量"两部制价格体系[13][37] - 建立成本调查制度，定期测算机组成本波动趋势[39] - 电网企业代理购电优先使用"保量保价"电量，不足部分通过市场化采购[38] 五、执行与监管 - 未按申报日期投产的增量项目，机制电量自动失效[9][28] - 已纳入机制的项目可自愿退出，到期后不再执行机制电价[12][30] - 省发改委牵头建立价格监测体系，异常波动时启动预警[41]

储能政策概览 - 2025年6月共发布储能相关政策45项，其中国家层面5项，地方层面40项 [1][2] - 政策类别以电力市场、电价政策、需求响应、发展规划为主，广东和内蒙古发布数量最多 [2] - 38项政策被归类为"非常重要"级别，显示政策支持力度显著增强 [2] 国家层面重要政策 - 国家能源局启动新型电力系统建设首批试点，涵盖构网型技术、虚拟电厂等7个方向 [4] - 发改委明确跨省跨区电力应急调度定价机制：送出省按市场价+系统运行费，受入省按现货价格上限执行 [4][5] 地方储能发展规划 - 新疆调峰补偿上限从0.7元/kWh大幅下调至0.262元/kWh [6] - 山西阳泉规划2025年新型储能规模不低于100万千瓦，重点推进多个独立储能项目 [6] - 广东2025年拟建新型储能项目209个，总规模41.81GW/84.59GWh，远期需求达800-1000万千瓦 [7] 新能源配储政策 - 河南纳入63个源网荷储项目，总规模360.65MW [9] - 内蒙古取消储能配置规模硬性要求，改为按需配置，新能源利用率要求不低于90% [9] 电力市场改革 - 湖北现货市场转入正式运行，江苏允许电网侧储能自愿参与现货市场（报价范围0-1500元/MWh） [11] - 河南对独立储能实施收益保障机制：日均收益不足0.765万元/万千瓦时予以补偿 [12] - 南方区域允许独立储能采用报量报价方式参与现货市场，暂不计算运行补偿费用 [13] 电价机制调整 - 江西分时电价浮动比例最高达80%（尖峰），深谷时段下浮70% [20] - 陕西尖峰电价上浮90%，深谷时段下浮90%，创全国最大浮动幅度 [23] - 天津试点输配电价参与分时浮动，尖峰时段在峰段基础再上浮20% [24] 补贴政策动态 - 宁波前湾新区对用户侧储能顶峰补贴1元/kWh，虚拟电厂额外补2元/kWh [26] - 内蒙古对2025年前投产的独立储能放电量执行0.35元/kWh补偿，已支付近1亿元 [27][28] 新兴领域规范 - 贵州虚拟电厂按售电公司方式结算，发电类虚拟电厂报量不报价参与现货 [34] - 陕西要求虚拟电厂调节容量≥5MW，同一节点≥0.5MW，持续时间≥1小时 [35] - 内蒙古首批独立储能项目清单落地，总规模4.75GW/19.7GWh，2025年计划投产2550MW [37]

主营业务表现 - 2024年实现营业收入19.18亿元，同比增长12.75%，其中四季度收入占比42.19%，归母净利润1.74亿元，同比增长5.27%，扣非净利润1.71亿元，同比增长8.27% [2] - 分行业毛利率均出现下滑，风电业务毛利率14.23%，同比下降6.37个百分点，光伏业务毛利率17.69%，同比下降6.25个百分点 [12] - 四季度收入占比较高主要因大型风电光伏基地项目加速并网及央国企订单集中确认，与同行业可比公司情况相符（汇川技术31.43%、思源电气32.67%、合康新能34.84%） [7] 收入确认与订单分析 - 四季度前200名订单金额5.76亿元，其中前10名客户订单均以设备安装调试报告或验收证明为依据确认收入 [3][5] - 收入确认政策分三类：简单签收（无安装调试）、安装调试单确认（需调试）、验收证明确认（需试运行） [8][9] - 公司整体应收账款期后回款率42.21%，四季度主要订单回款率40.37% [7] 毛利率波动原因 - 风电业务毛利率下降因行业竞争加剧（SVG产品价格下降8-10%）及原材料（钢材、铜排）价格上涨2-4% [12][13] - 光伏业务毛利率下降因补贴政策调整及产能过剩导致价格战 [14] - 其他业务领域毛利率下降因大客户议价能力强及市场竞争环境变化 [14] 客户与市场拓展 - 2024年海外市场签单1.2亿元，新增阿里巴巴、中国移动等数据中心客户 [16] - 2025年5月末在手订单较2024年末增长46.59%，主要受益于新能源上网电价改革政策 [16] - 储能业务订单占比提升，分为PCS零部件、工商业小型储能和大储三个板块 [17][18] 关联交易情况 - 2024年关联方销售1.06亿元（占收入5.55%），采购1,526万元，主要交易方为山东能源集团旗下企业 [26][27] - 关联销售以高压变频器（占比35.21%）和防爆产品（占比24.48%）为主，价格与市场价差异在合理范围内 [33] - 关联应收账款期后回款较慢主要因客户审批流程长或资金紧张 [31] 东方机电投资分析 - 东方机电主营矿用开关柜等产品，2024年营收3.20亿元，净利润1,112万元，市场占有率约0.1% [37][38] - 与新风光在供应链（35家重叠供应商）、客户资源（共享矿山领域）和技术（电力电子+矿用设备）具协同效应 [36][37] - 采用资产法评估增值14.55%，主要来自投资性房地产（增值33.03%）和无形资产（账外专利增值343.82%） [41][42] 应收账款与票据 - 应收账款余额10.89亿元（同比+17.37%），坏账准备7,236万元，单项计提771万元涉及5家客户 [47] - 前五大欠款方中A集团客户2逾期206万元（账龄1年内），A集团客户4逾期70万元（账龄1-2年） [49] - 关联方应收款项1.02亿元（同比+41.35%），主要来自山东能源集团下属企业 [47]

主营业务表现 - 2024年实现营业收入19.18亿元，同比增长12.75%，其中四季度收入占比42.19% [1] - 归母净利润1.74亿元，同比增长5.27%，扣非净利润1.71亿元，同比增长8.27% [1] - 经销收入同比增长33.08%，毛利率30.24%，高于直销模式的21.70% [1] - 风电业务毛利率下降6.37个百分点至14.23%，光伏业务毛利率下降6.25个百分点至17.69% [11][12] 收入季节性分析 - 四季度收入占比高的原因包括：双碳政策推动风电光伏项目加速并网、央国企合作订单集中确认、行业特性导致客户采购周期集中 [4] - 同行业公司汇川技术、思源电气、合康新能四季度收入占比均在30%-35%之间，公司42.18%的占比处于合理区间 [4] - 前10大客户订单均以设备安装调试报告或验收证明作为收入确认依据，符合会计准则 [3] 毛利率变动原因 - 风电领域：行业竞争加剧导致SVG产品价格下降8%-10%，原材料价格上涨推高成本 [11][12] - 光伏领域：补贴政策调整影响需求，产能过剩引发价格战 [12][13] - 其他领域：客户议价能力强导致价格让步 [13] 经销模式分析 - 主要经销商销售小功率SVG产品，平均毛利率30.41% [22] - 经销毛利率高于直销的原因：小功率SVG产品技术更新快有价格优势，而直销大功率产品市场竞争激烈 [22] - 同行业公司经销毛利率普遍高于直销，公司8.54%的差额处于行业合理水平 [22] 关联交易情况 - 2024年关联销售金额1.06亿元，主要产品为高压变频器和防爆产品 [23] - 向山东能源集团关联方采购金额1526万元，涉及开关柜等产品 [23] - 关联交易价格经比对处于整体销售价格区间内，定价公允 [23] 东方机电投资 - 公司以5592.57万元增资东方机电，取得50%股权，评估增值率14.55% [23] - 双方在矿山供配电领域有业务协同，可共享35家重叠供应商 [35] - 东方机电2024年营收5.23亿元，在手订单9876万元，预计年均收入增长5000万元 [36][37]

光伏发电装机规模 - 前5个月光伏发电累计新增并网规模近2亿千瓦，同比增长57% [1] - 光伏发电累计装机规模突破10亿千瓦，达10.8亿千瓦，占全国总发电装机容量的30% [1] - 全球光伏装机总规模中近一半来自中国 [1] - 2020年光伏累计装机规模仅超2亿千瓦，2023年突破6亿千瓦，2024年突破10亿千瓦 [2] - 5月单月光伏新增装机相当于去年全年的三分之一，创下单月历史新高 [2] 光伏项目进展与技术应用 - 内蒙古商都县150万千瓦光伏草业项目全容量并网发电，形成"板上发电，板下养护"的生态保护立体模式 [1] - 福建漳州东山杏陈180兆瓦海上光伏电站项目实现全容量并网，为高风速海域海上光伏开发提供实践支撑 [1] - 光伏产业链企业总数超100万家，年产出价值超万亿元 [2] - 从高纯晶硅到高效电池技术、智能逆变器、储能系统，光伏产业链各环节技术水平全球领先 [2] 输电工程与新能源消纳 - 陇东—山东±800千伏特高压直流工程每年输送风电、光伏、火电及储能总电量超360亿千瓦时，可满足超1000万户家庭一年所需 [3] - 哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程配套风电、光伏、光热装机达1020万千瓦，新能源装机占比超70% [3] - 投运的特高压工程中接入的新能源规模已超13亿千瓦 [4] - 国家积极推进"沙戈荒"大型风电光伏基地及其外送特高压工程项目建设 [4] 政策与市场影响 - 从6月1日起新投产新能源发电项目原则上全部入市交易，电价由市场决定 [2] - 电价和收益率不确定性增加导致企业抢装，推高5月光伏装机量 [2]

报告公司投资评级 - 首次覆盖，给予“增持”评级 [5][8][70] 报告的核心观点 - 报告研究的具体公司作为中节能旗下光伏平台，经营稳健效益优先，储备项目优质，财务质量好，在政策推动和激励机制下主观能动性强，虽面临一些风险，但估值低于可比公司，首次覆盖给予“增持”评级 [7][8][10] 各部分总结 公司基本情况 - 公司控股股东为中国节能，实控人为国资委，截至2025年5月7日，中国节能合计持股34.64%，是中国节能旗下唯一太阳能业务平台，专注光伏电站与光伏制造两大主业 [7][14][18] - 中国节能是六小豪门电力央企之一，旗下有六家上市平台，形成“3+3+1”产业格局，2024年环保和新能源产业为核心产业，合计占营收与毛利分别为58%、71% [16] 核心主业情况 - 光伏发电为核心主业，电站分布全国24个省，2024年营收43亿，占比72%，利润几乎由光伏电站贡献，2024年太阳能制造亏损1.15亿元 [7][20] - 截至2024年底，公司运营光伏电站约6.08GW、在建约2.08GW、拟建设约2.28GW、已签署预收购协议约1.68GW，合计约12.11GW，较2020年新增7.07GW；光伏设备产能合计5GW [21][24] - 营收受设备业务影响，利润一直由电站运营贡献，2024年业绩下滑系镇江公司减值以及光伏电价下滑 [25] - 在运装机集中华东与西北，在建装机分散在非西北区域；2024年市场化交易电量约占47%，较2023年提升10个百分点，平均上网电价下降，主要受入市与平价项目影响 [30][31] - 发电毛利率较为稳定，2024年下滑4个百分点，或与入市有关；光伏发电板块毛利率2024年为61%，处于行业领先，原因一是带补贴项目占比达70%，二是向制造业务延伸减少发电成本 [36][37] 发展动力与优势 - 136号文推动新能源优质发展，公司储备17GW优质项目，通过区域管理人才与智能运维等降本，在建项目均为光伏电站项目，还聚焦海外新兴市场优质光伏项目 [7][50][52] - 财务结构稳健，截至2024年底资产负债率为52%，优于同行，较2020年底下降12个百分点，借债成本下降；带补贴项目中63%无合规风险，国补与市值比约70%，若国补发放将缓解现金压力 [7][53][58] - 公司2020年发布股权激励方案，当前处于第三个行权期，行权价4.196元/股；2024年证监会与国资委要求重视市值管理，公司PB长期低于1倍，已发布三年分红规划和股份回购方案，管理层与中小股东利益深度绑定 [7][60][66] 盈利预测与估值 - 假设2025 - 2027年每年新增光伏机组150、100、100万千瓦，光伏利用小时数分别为1177、1118、1118小时，预计归母净利润分别为11.4、10.2、10.4亿元，同比增速分别为 - 6.7%、 - 10.9%、1.7% [8][68][69] - 选取龙源电力（A）、三峡能源、中绿电、银星能源为可比公司，2025 - 2027年可比公司平均PE为20、18、17倍，公司对应PE分别为15、17、17倍，估值低于可比公司均值 [8][70][71]

报告行业投资评级 - 行业评级未提及，部分公司评级：中国电力、京能清洁能源、龙源电力、大唐新能源、华润电力、阳光电源、新特能源、协鑫科技、福莱特玻璃、信义光能、钧达股份、爱旭股份、信义能源评级为买入；固德威、凯盛新能评级为中性 [10] 报告的核心观点 - 2025年5月中国内地光伏/风电单月新增装机同比大升388%/801%，光伏新增装机创月度新高92.9GW，风电新增装机26GW，抢装因136号文划分存量与增量项目，运营商为锁定收益率集中并网 [1] - 维持2025全年风电/光伏新增装机预测同比+23%/-3%，1 - 5月内地风电/光伏累计新增装机量分别达全年预期的47%/73% [1] - 光伏装机需求透支明显，6月起月度新增装机将同比明显下降；风电月度新增装机同比降幅较温和，12月仍会出现峰值但较去年降30% [1] - 运营商3季度新增风/光项目推进保守，抢装后新增发电量上半年业绩贡献少，投资者应关注电价及利用率同比下行幅度，偏好股息率>6%的中国电力及京能清洁能源 [1] 根据相关目录分别进行总结 光伏装机情况 - 2025年5月光伏新增装机创月度新高92.9GW，1 - 5月累计新增装机量达全年预期的73%，预期2025全年新增装机同比 - 3% [1] - 因装机周期短、受季节因素影响少，5月抢装规模与以往12月高峰期相若，6月起月度新增装机将明显同比下降，除136号文影响外，分布式光伏4月30日后取消工商业分布式全额上网模式，收益模型需重新测算 [1] 风电装机情况 - 2025年5月风电新增装机26GW，为2024年12月新增装机量的94%，1 - 5月累计新增装机量达全年预期的47%，预期2025全年新增装机同比 + 23% [1] - 因建设周期长、沿海及海上项目受台风等因素影响，抢装程度较光伏低，月度新增装机同比降幅较温和，12月仍会出现峰值，预计约19 - 20GW，较去年降30% [1] 运营商情况 - 各省份新增项目竞价时间不一，考虑组件成本等因素，运营商3季度新增风/光项目推进保守 [1] - 抢装后新增发电量上半年业绩贡献少，投资者应关注电价及利用率同比下行幅度，偏好股息率>6%的中国电力（2380 HK/买入）及京能清洁能源（579 HK/买入） [1] 公司评级及潜在涨幅 |股票代码|公司名称|评级|收盘价（交易货币）|目标价（交易货币）|潜在涨幅|子行业| | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | |2380 HK|中国电力|买入|3.09|3.77|22.0%|运营商| |579 HK|京能清洁能源|买入|2.59|3.03|17.0%|运营商| |916 HK|龙源电力|买入|6.94|7.81|12.5%|运营商| |1798 HK|大唐新能源|买入|2.38|2.65|11.3%|运营商| |836 HK|华润电力|买入|19.54|23.06|18.0%|运营商| |300274 CH|阳光电源|买入|65.78|72.50|10.2%|光伏制造（逆变器）| |688390 CH|固德威|中性|42.65|43.30|1.5%|光伏制造（逆变器）| |1799 HK|新特能源|买入|4.85|6.28|29.5%|光伏制造（多晶硅）| |3800 HK|协鑫科技|买入|0.91|1.49|63.7%|光伏制造（多晶硅）| |6865 HK|福莱特玻璃|买入|8.05|11.30|40.4%|光伏制造（光伏玻璃）| |968 HK|信义光能|买入|2.40|4.28|78.3%|光伏制造（光伏玻璃）| |1108 HK|凯盛新能|中性|4.17|3.47|-16.8%|光伏制造（光伏玻璃）| |002865 CH|钧达股份|买入|37.51|50.39|34.3%|光伏制造（电池片）| |600732 CH|爱旭股份|买入|12.06|12.85|6.6%|光伏制造（电池片）| |3868 HK|信义能源|买入|1.04|1.17|12.5%|新能源发电运营商| [10]

蒙西电网新能源上网电价市场化改革 - 现货市场申报价格上限为1.5元/千瓦时，下限暂按-0.05元/千瓦时执行，后续将评估调整[12] - 2025年6月1日前投产的存量项目机制电价为蒙西煤电基准价0.2829元/千瓦时，执行期限为全生命周期合理利用小时数或20年[16][17] - 2025年6月1日起投产的增量项目暂不安排纳入机制电量，未来可能通过年度竞价形成机制电价[19] 新疆新能源上网电价市场化改革 - 新能源项目上网电量全部进入电力市场，分布式光伏可不报量不报价参与市场[24] - 存量补贴项目机制电量比例30%，电价0.25元/千瓦时；存量平价项目机制电量比例50%，电价0.262元/千瓦时[25] - 增量项目竞价区间暂定0.15-0.262元/千瓦时，执行期限10年[26][29] 市场交易机制 - 蒙西电力市场2024年新能源交易电量占比已达92%，为全面市场化奠定基础[10] - 鼓励新能源发电企业与用户签订多年期购电协议，电力交易机构可探索多年期交易[13] - 新疆要求电网企业按月开展差价结算，差额纳入系统运行费[28] 政策协同与保障 - 蒙西明确纳入机制的电量不重复获得绿证收益，不将配储作为新建项目前置条件[21] - 新疆要求做好优先发电计划与机制电量衔接，电网企业可市场化采购新能源电量补充优先购电[30] - 两地均建立动态评估机制，将根据市场运行情况优化政策[22][31]

新疆新能源上网电价市场化改革实施方案 核心观点 - 新疆出台配套细则落实国家136号文件 推动新能源上网电价全面市场化 建立可持续发展价格结算机制 [1][9] - 区分存量与增量项目：存量项目按补贴/平价分类执行固定机制电价（0.25元/kWh或0.262元/kWh） 增量项目通过竞价形成电价（区间0.15-0.262元/kWh）[4][12][13] - 机制电量比例设定：存量补贴项目30% 存量平价与增量项目均为50% [12][13] 主要任务 - 推动新能源上网电价全面市场化 建立差价结算机制 明确机制电量规模与电价水平 [2][10] - 增量项目采用边际出清方式分类型（风电/太阳能）竞价 每年组织一次 自愿参与 [5][14] - 国网新疆电力负责差价结算 按月将市场均价与机制电价差额纳入系统运行费专项科目 [4][15] 政策衔接与执行细节 - 存量补贴项目衔接原优先电量电价（0.25元/kWh） 平价项目延续0.262元/kWh目标价 [11][12] - 增量项目竞价指引即将印发 执行期限与退出规则明确但未披露具体年限 [5][10] - 差价结算细则由国网新疆编制 需签订协议并公示结算情况 [4][15] 行业影响 - 稳定新能源企业收益预期 助力新疆构建新型电力系统 推动绿色低碳发展 [16] - 对比其他省份：湖南存量电价0.45元/kWh 广东机制电量≤90% 山东存量项目0.3949元/kWh [17]

新能源上网电价市场化改革核心政策 - 湖南省出台《深化新能源上网电价市场化改革实施细则》落实国家136号文要求，区分存量和增量项目实施差异化电价机制[9][10] - 存量项目（2025年6月前并网）机制电价为固定0.45元/千瓦时，光伏扶贫项目100%电量纳入机制，其他项目按80%上网电量执行[2][3] - 增量项目（2025年6月后并网）通过竞价确定机制电价，2025年风电/光伏竞价区间为0.26-0.38元/千瓦时，执行期限10年[4][52] - 建立月度动态调整机制，保供紧张月份（1/7/8/12月）执行机制电量比例的1.2倍，消纳困难月份（3-6月）执行0.8倍[6] 竞价机制设计要点 - 竞价主体包括集中式/分布式新能源项目及聚合商，需满足核准备案、接入批复等资质要求[39][40][41] - 履约保函金额=申报电量上限×同类型电源平均上网电价×10%，延期投产每日扣0.5‰违约金[45][67] - 采用"报价从低到高"出清规则，最后入选项目报价即为统一机制电价，风电与光伏分开竞价[50] - 2025年首次竞价周期为6-12月，后续每年开展一次，未按期投产项目取消3年竞价资格[37][67] 绿电交易与结算规则 - 机制电量对应绿证划转至省级专用账户由用户共有，不得重复参与绿电交易[7][24] - 差价结算公式：（机制电价-市场均价）×机制电量，结算费用纳入系统运行费分摊[114][115] - 现货市场运行后，新能源电量分为机制电量（只参与实时市场）和机制外电量（参与中长期+现货）[25] - 分布式光伏可选择直接参与、聚合参与或作为价格接受者，电网需建立注册绿色通道[11][18]