论坛概况 - 第七届东南电力经济论坛于11月23日在南京举行 主题为适应高比例新能源入市的电力市场机制建设与运营 [1] - 论坛汇聚政府部门 能源企业 科研院所及高校的300余位代表 围绕电力市场机制设计 发售电商交易策略等核心议题进行交流 [1] 主论坛核心议题 - 中国电力企业联合会及国家能源局代表就能源绿色转型下的电力市场建设 全国统一电力市场建设 长三角电力市场建设实践作主旨报告 [1] - 北京 广州 江苏电力交易中心专家分享高比例新能源背景下全国统一电力市场建设运营实践 南方区域电力市场支持新能源发展经验 以及江苏电力交易员职业技能等级评价进展 [1] 专题分论坛研讨内容 - 下午三场分论坛分别聚焦电力市场机制与交易策略研究 新型经营主体（虚拟电厂）建设与运营 新能源入市下的能源安全与系统韧性研究 [3] - 来自清华大学 东南大学等多所高校及宝能智慧能源等企业的学者代表就长三角绿电交易 市场化容量保障机制 人工智能在电力市场应用等前沿课题进行探讨 [3] 地方产业支持与产学研合作 - 南京市鼓楼区人民政府支持论坛 该区正打造绿色能源产业核心集聚区 依托国家电网江苏公司 五大发电集团等央企国企区域总部优势吸引产业链企业落地 [5] - 鼓楼区为校地企合作与产学研转化提供良好平台 [5] 行业人才培养与竞赛 - 论坛期间同步举行第三届臻善杯电力交易模拟竞赛 面向高校学生和行业从业人员 [7] - 竞赛以团队形式组织 旨在普及电力交易知识 培养专业人才 探索交易技术 助力电力市场健康发展 [7]

山东2025年新能源机制电价竞价结果 - 山东省发改委公示2025年新能源机制电价竞价结果，为136号文发布后的首次竞价 [2] - 机制电量总规模94.67亿千瓦时，风电入选电量59.67亿千瓦时，中标价格0.319元/千瓦时，光伏入选电量12.48亿千瓦时，中标价格0.225元/千瓦时 [2] - 竞价按风电、光伏两个项目组开展，136号文要求以2025年6月1日为界对新能源项目进行“新老划断” [2] 竞价结果分析与行业影响 - 光伏中标价格较低主因系全国首次竞价试点，分配给光伏的机制电量规模较少引发市场“恐慌性”报价，而风电因分配电量较多、指标有剩余导致价格较高 [3] - 此次竞价经验有助于后续更灵活调节光伏、风电项目的机制电量规模，并为全国其他地区推动136号文落地提供借鉴 [3][4] - 山东是新能源装机大省，截至今年7月底风光新能源装机1.19亿千瓦，光伏装机9130万千瓦居全国首位，风电装机2749万千瓦 [3] 光伏开发的“山东模式” - 山东形成“分布式多，集中式少”，且分布式光伏以户用为主的发展模式 [5] - 截至2025年6月底，山东省分布式光伏装机量近6000万千瓦，占光伏总装机量约三分之二，户用光伏至2024年末占比超50% [6] - “山东模式”概括为“户用为主、整村开发、集中汇流、全额上网”，形成政府、安装主体、协调主体、建设主体和电网企业等多方协同共建范式 [7] - 户用分布式光伏对农村居民有显著增收作用，屋顶出租年收益超3000元，另可获超2万元初装费 [7] - 2017年至2024年，山东连续8年位列全国分布式光伏装机首位，2019年分布式光伏装机超越集中式成为主力 [8] 新能源消纳挑战与市场改革 - 光伏发电间歇性、波动性特点与山东第二产业24小时不间断用电特性不匹配，加剧新能源消纳压力 [9][10][11] - 2024年山东全年用电量约8320亿千瓦时，第二产业用电约6071亿千瓦时 [12] - 新能源参与市场核心逻辑是以更低电价换取发电权，通过竞争获得消纳空间 [12] - 山东方案要求全省新能源项目上网电量原则上全面进入电力市场，存量项目机制电价定为0.3949元/千瓦时，与2024年风光结算均价0.35元/千瓦时衔接 [13] 山东新能源发展重点与趋势 - 为更好匹配终端负荷，风电和储能成为下一步发展重点，旨在优化风光装机比例，发挥互补特性 [14] - 山东计划到今年底将光伏、风电总装机比例由3.2:1优化至2.6:1 [14] - 山东风电资源丰富，尤其是海上风电，规划海域100米高年平均风速约7.5米/秒 [14] - 2025年目标建成新型储能300万千瓦，完善储能市场交易机制，拉大充放电价差 [17] - 绿电直连是推动消纳的另一思路，2024年山东工商业光伏新增装机716万千瓦，超户用光伏的206万千瓦 [17] - 行业建议光伏电站开发商可转向风电、加大储能装配、开发负荷资源或开拓海外市场 [19]

行业投资评级 - 投资评级为看好（维持）[1] 核心观点 - 山东新能源机制电价竞价结果具有风向标意义 风电机制电价319元/兆瓦时较2024年现货均价溢价20% 光伏机制电价225元/兆瓦时溢价33% [3] - 电价机制倒逼非技术性成本下降 新能源行业从"受保护"转向"自主竞争" 运营管理能力成为差异化关键 [4][30] - 绿电就近消纳新规采用单一制容量电价 保障电网利益的同时促进用户降本 高负荷率企业最高可节省电费0.043元/kWh [6][35][37] - RWA在分布式光伏领域加速落地 晶科科技和协鑫能科各投资3000万和1000万美元参投3亿美元基金 推动资产链上化和价值重估 [10][44] - 绿色甲醇需求放量在即 金风科技189.2亿元风电制氢氨醇项目规划年产60万吨绿色甲醇 产业进入业绩释放期 [13][49] 电力领域 - 山东机制电价竞价结果出炉 风电机制电量59.67亿千瓦时 光伏仅12.48亿千瓦时 政策倾向"有需求"电源 [3][17][19] - 风电机制电价319元/兆瓦时 光伏225元/兆瓦时 分别较2024年现货均价溢价20%和33% [3][24] - 光伏全生命周期上网电价约0.2元/千瓦时 倒逼项目投资降至1950元/千瓦 投资热情下降成趋势 [29] - 推荐水电及港股低估值绿电 包括国投电力、长江电力、龙源电力(H)等 [5][33] 电网领域 - 绿电就近消纳新规明确电价机制 负荷率高于全省平均值可少缴输配电费 [6][35] - 系统运行费用按下网电量缴纳 自用电部分无需缴费 30%自用电比例下最高省0.026元/kWh [7][37] - 政策利好风电和储能发展 风电成为绿电直连主要方式 储能可降低接网容量 [8][42] - 建议关注银星能源、龙净环保等绿电直连运营商 及金风科技(H)等风电设备企业 [8][43] 光伏领域 - RWA加速分布式光伏资产价值重估 晶科科技和协鑫能科参投3亿美元区块链基金 [10][44] - 朗新集团充电桩RWA融资1亿元 林洋能源与蚂蚁数科合作将光伏电站等资产上链 [11][47] - 资产代币化需电力物联网技术支持 林洋能源合作开发无人化智慧场站和虚拟电厂平台 [12][48] - 建议关注晶科科技、协鑫能科等资产运营商 及林洋能源等智能电力设备企业 [11][12] 绿色甲醇领域 - 金风科技189.2亿元风电制氢氨醇项目 规划3GW风电配套60万吨/年绿色甲醇 [13][49] - 绿醇单吨利润约1500-2000元/吨 售价约820美元/吨 [56] - 下游签约活跃 马士基、中远海运等船东锁定燃料供应 [50] - 全球替代燃料船舶订单占比52.4% 其中甲醇动力船340艘占10.4% [52] - 推荐嘉泽新能、金风科技等供应商 关注太原重工等生物质气化设备企业 [13][56]

行业投资评级 - 强于大市（维持）[1] 核心观点 - 风电行业面临海外市场拓展受阻但整体出海趋势未变 欧洲各国对中资风机企业态度分化 德国市场受本土企业影响而英国等市场更为开放 中资企业可通过本地化投资和差异化竞争实现突破[5][11] - 光伏组件企业海外业务盈利水平显著下滑 主要因美国对东南亚四国双反政策导致高附加值市场受阻 头部企业毛利率降至负值或低个位数 但判断盈利已触底 未来随产能出清和政策落地有望回升[5][38][39] - 储能系统招标价格持续下探 内蒙古5.2GWh项目均价0.393~0.399元/Wh 较7月国内4h系统平均报价0.417元/Wh进一步下降 竞争激烈但业主更看重综合实力和全生命周期成本 行业向高质量发展转型[6][53][54] - 氢能领域绿氢项目加速落地 内蒙古上半年产量达3659吨超去年全年 政策支持绿氢制绿氨等应用场景 但长输管网仍处探索阶段 以就近利用为主[74] 风电板块总结 - 明阳智能德国北海Waterkant项目16台18.5MW风机订单被取消 由西门子歌美飒取代 显示中资企业进军德国海风市场受阻[5][10][11] - 本周风电指数上涨2.06% 跑输沪深300指数0.65个百分点 当前市盈率22.28倍[4][12] - 国内风机招标活跃 华能1.9GW和大唐10GW框架采购启动 陆上风机中标均价2090-2520元/kW[22][36] - 产业链材料价格上涨 中厚板环比增1.4% 铸造生铁环比增1.0%[21] - 全球最大26MW海上风电机组由东方电气吊装 刷新容量和叶轮直径纪录[37] 光伏板块总结 - 头部组件企业海外毛利率大幅下滑 晶澳科技从13.46%降至-2.42% 天合光能从17.65%降至3.32% 隆基绿能从14.43%降至4.77%[5][38] - 本周光伏设备指数上涨2.75% 跑赢沪深300指数0.04个百分点 当前市盈率38.73倍[4][40] - 产业链价格多数上涨 多晶硅致密料环比涨4.5% N型182硅片环比涨4.2% TOPCon电池片环比涨1.7% 组件价格持平[46][47][48] - 美国对印度、印尼及老挝太阳能电池板启动双反调查 初步结果将于10-12月公布[49] - 华晟新能源异质结/钙钛矿叠层电池效率突破34.02% 爱旭中标上海临港650MW海上光伏组件项目[51] 储能与氢能板块总结 - 内蒙古能源5.2GWh储能系统采购均价0.393~0.399元/Wh 分三个标段由中车株洲所、比亚迪和电工时代预中标[53] - 本周储能指数上涨3.81% 氢能指数下跌0.85% 当前市盈率分别为27.35倍和37.71倍[4][55] - 7月国内储能招标规模9.0GW/25.8GWh 美国大储新增装机1.46GW 同比增41%[60][66] - 国内绿氢项目密集规划 内蒙古多伦县310亿元风电制绿甲醇项目拟年产20万吨氢气[71][74] - PEM电解槽招标现历史低价 上海氢器时代400标方设备报价298万元折合1490元/kW[75] 投资建议 - 风电推荐关注明阳智能、金风科技、东方电缆、亚星锚链 聚焦海风需求起量、盈利修复和出海机会[6][81] - 光伏建议关注BC技术趋势 推荐帝尔激光、爱旭股份、隆基绿能[6][81] - 储能推荐阳光电源、海博思创、德业股份 看好海外非美大储及新兴市场户储机会[6][81] - 氢能建议关注吉电股份 布局绿氢项目投资运营[6][81]

政策落地与实施 - 国网蒙东电力配合政府快速出台全国首个省级深化新能源上网电价市场化改革实施方案，该方案于7月1日正式实施，标志着蒙东地区新能源全面进入电力市场 [1] - 实施方案依据国家发展改革委和国家能源局联合印发的136号文件制定 [1] 市场交易与执行 - 公司在6月下旬组织电网代理居民农业开展下半年多月交易，达成合同电量80.8亿千瓦时，完成全年计划的97.4% [3] - 公司完成首月新能源差价电费结算，涉及分布式光伏用户3.44万户 [6] 市场机制创新 - 创新实现存量项目中长期与现货市场有效衔接，并创新实现增量项目“先市场后竞价”的机制安排 [6] - 创新优化分布式新能源参与市场机制，差异化制定分布式光伏交易和结算模式，户用分布式光伏可选择价格接受者、直接或聚合方式参与市场 [6] - 已有17家分布式、分散式新能源参与7月现货结算试运行，占分布式总容量的38% [6] 运营与服务支持 - 公司快速完善市场规则，提前编制《蒙东地区新能源全量入市工作指引》以指导交易结算工作 [3] - 公司全面开展走访调研和宣贯培训，实现蒙东四盟市能源局和重要发用电企业调研走访全覆盖，并优化了入市注册审核及结算流程 [6] 未来规划 - 公司计划建立“绿色注册”通道服务海量新能源企业市场注册，深化月内融合交易连续开市以服务短周期、高频次交易需求 [9] - 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，以形成稳定供求关系 [9]

电力供需格局 - 十四五到十五五期间全国电量供需由局部紧张转为紧平衡与平衡 双碳战略下煤电利用小时数呈下降趋势 预计2025年回落至2020年水平 十五五期间进一步降至3000多小时 [6][7] - 十五五期间全社会用电量增速预计5% 对应总发电量从2025年102954亿千瓦时增至2030年131399亿千瓦时 [10] - 电源结构方面 风电和太阳能发电装机增速显著 预计风电年增100GW 光伏年增140-220GW 煤电年增50-80GW [10][11] - 电力系统备用率仍低于十三五水平 最高用电负荷增速长期高于用电量增速 传统电源在保障能源安全方面作用不可或缺 [12][13] 新能源发展现状 - 2025年上半年风电新增装机52GW(同比+105%) 光伏新增装机213GW(同比+105%) 均创历史新高 [22] - 5月单月光伏新增装机92.4GW创历史新高 风电新增26.3GW逼近单月最高纪录 [22] - 新能源消纳压力严峻 2025年1-5月多地风电/光伏利用率跌破90% 青海光伏利用率仅85.2% [24][25][27] - 新统计口径下新能源利用率与真实弃电率脱钩 利用小时数指标更具参考价值 2025年1-5月全国光伏利用小时数同比下滑10% [27][33] 电力市场化改革 - 电力现货市场建设全面提速 要求2025年底除京津冀外全面开展连续结算运行 [37][39] - 现货市场将改变不同电源盈利模型 中长期合约电价将向现货电价靠拢 [39] - 136号文推动新能源全面入市 存量项目市场化压力减缓 增量项目压力陡增 [44][46] - 各省出台配套细则 山东对存量项目较友好 广东细化电源分类 新疆蒙西市场化比例超预期 [46][48][49] 投资机会分析 - 风电相比光伏具备资源稀缺性和出力曲线平滑优势 中期收益率将显著高于光伏 [56][57] - 龙源电力等早期风电运营商拥有优质资源禀赋 风机大型化有望释放存量资产价值 [61][64][66] - 水电作为成本最左侧电源 在市场化交易中享有最厚利润垫 电价稳定性超预期 [80][81] - 核电十五五期间将迎投产高峰 2025-2030年预计新增42.5GW 广东新增装机超9GW [95][96][101] - 火电短期受益煤电剪刀差 中期容量电价提升提供确定性 京津冀区域表现最优 [104][109][110]

新能源发展现状与政策环境 - 十四五初期提出的新能源发展目标已全部完成，但集中式大基地项目不及预期，分布式项目建设超预期 [2] - 电力集团非上市平台及部分非传统电力企业完成大部分分布式光伏项目建设，上市公司以集中式项目为主 [2] - 新能源发展面临煤荒、电荒、高组件成本、特高压建设缓慢、消纳压力等多重困境，导致项目回报率持续下行 [3] 电力市场机制与政策演变 - 2021年1439号文允许电价真实上涨，2022年118号文与129号文勾勒电力市场框架 [4] - 2023年1501号文提升调节性电源重要性并明确新能源入市，2024年完善电力市场机制 [4] - 电力市场框架基本成型，明确2029年前实现新能源全面参与市场 [4] 新能源消纳与收益率挑战 - 新能源消纳问题日益凸显，遗留电力系统调节能力、储能经济性、非技术成本等5方面问题 [5] - 新能源收益率核心参数为上网电价、利用小时数、单位装机造价及贷款成本 [5] - 无序竞争导致行业投资模式变为"按最低收益率倒算电价"，收益率持续下探 [5] 136号文影响与行业展望 - 136号文后存量项目电力市场化压力减少，增量项目压力陡增，市场化效益决定投资 [6] - 预计存量项目收益率稳健，增量项目收益率有稳定预期，行业或进入更健康发展周期 [6] - 136号文规范行业不合理现象，对增量新能源提出"市场化"与"效益"平衡要求 [6] 投资方向与标的建议 - 风电运营商具备更高投资价值，建议关注港股低估值绿电龙源电力、大唐新能源等 [6] - A股建议关注新天绿能、甘肃能源、嘉泽新能等风电运营商 [6] - 海风标的中闽能源、福能股份、广西能源等也值得关注 [6]

行业政策动态 - 国家能源局在2025年光伏行业半年研讨会上表示将推动各地加快落实新能源入市"136号文"，研究建立适应地方特点的电力市场机制，提升新能源全面参与市场的能力 [2] - 针对非理性竞争、电力消纳矛盾、分布式承载力不足等问题，能源局提出加强政策适应能力、推动绿电就地就近消纳、多能互补发展，提升电站管理与技术标准 [2] 产业链价格变化 - 多晶硅致密料均价为42 0元/kg，环比上升5 0元/kg [3] - N型182硅片均价为1 10元/片，环比上升0 10元/片；N型210硅片均价为1 45元/片，环比上升0 10元/片 [3] - PERC电池182均价为0 037$/W，环比上升0 003$/W；TOPCON电池均价0 270元/W，环比上升0 02元/W [3] - 双玻HJT组件均价为0 83元/W，环比持平；双玻182组件均价为0 68元/W，环比持平 [3] - 中国集中式均价为0 67元/W，环比持平；中国分布式均价为0 68元/W，环比上升0 01元/W [3] 板块市场表现 - 光伏板块最近一周涨跌幅2 61%，跑赢沪深300指数0 70个百分点，相比SW行业分类各板块涨幅排名中游 [4] - 年初以来光伏板块累计涨跌幅为3 32%，跑输沪深300指数4 57个百分点，相比SW行业分类各板块排名靠后 [4] - 光伏板块2025年7月25日TTM-整体法估值为20 23倍，与SW行业分类各板块相比排名中等靠后 [4] - 光伏板块TTM整体法估值自21年底到23年底持续下降，24年初开始逐步上升；光伏板块相对沪深300的估值溢价1 58倍 [4]

纪要涉及的公司 国能日新 纪要提到的核心观点和论据 - **市场表现**：2025 年公司传统业务中分布式功率预测市场需求显著增加，设定新增 900 - 1500 个分布式电站功率预测客户目标，上半年预计新增 10 千伏以上工商业电站约 4000 个，进展顺利，6 月继续签单并关注存量改造政策，未来两三年消化存量需求并优化服务 [2][4] - **竞争格局**：集中式市场面临南瑞、金风远景等竞争，分布式领域主要对手为东润环能，截至 2024 年底服务超 400GW 集中式电站，占约 37%市场份额，未来计划提高分布式市占率 [2][5] - **新能源入市影响**：2025 年 2 月 136 号文和 4 月 29 号通知为新能源入市指引，2026 年底前各省进入正式运行阶段，带动公司市场主体工具类产品及托管服务收入增长，预计 2027 年市场需求和产品收入有明显变化 [2][6] - **分布式光伏拓展**：2025 年分布式光伏新增站点 900 - 1500 个，未来两三年存量站点有强制性规范要求，公司将切入存量电站管理，实现新能源精细化把控 [2][8] - **功率预测精度**：分布式新建电站目前功率预测精度要求低于集中式，未来随着电网主站考核系统搭建，公司有机会帮助开发系统或提供数据服务 [2][9] - **市场拓展方式**：通过与综合自动化企业等渠道商合作，快速抢占分布式光伏市场，扩大客户基础，实现快速销售扩展 [3][10] - **功率预测需求来源**：分布式电力系统功率预测需求源于区域性分布式电价客户、分布式运维公司和投资商 [11] - **电力交易产品定位**：电力交易产品为服务市场主体的工具类产品和托管服务，工具类针对中大型发电集团，托管服务面向中小场站及分布式入市 [12] - **AI 大模型应用**：自研气象垂类 AI 大模型旷明新能源大模型提升功率预测精度，5 月迭代后预计下半年发布 3.0 版本，应用于多项业务并持续研发迭代 [13] - **功率预测毛利**：功率预测毛利分硬件和软件/服务费，硬件上集中式无毛利、分布式毛利低，软件/服务费两者超高毛利（95%以上），且随服务电站数量增加边际成本递减 [14] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 2025 - 2026 年公司将集中研发和产品更新以适应各省电力交易规则，进行市场宣导和教育工作 [7] - 存量分布式光伏 2024 年并网等级 10 千伏以上工商业场站约 1.6 - 2 万个，发电波动对新能源管理有巨大扰动 [8]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 2025年上半年电力市场供需宽松价格下行，下半年电价仍面临下行压力，各区域市场电价也多有下行预期[68][69][70] 根据相关目录分别进行总结 2025年上半年电力市场回顾 电力供给 - 1 - 4月全国新增发电装机容量1.41亿千瓦，同比增长58.2%，太阳能装机大幅增长，风电与火电装机也较快增长，水电新增装机小幅下降，核电暂无新增装机[6] - 1 - 4月全国发电设备累计平均利用小时数1008小时，同比减少103小时，发电量增速放缓，分布式新能源出力提升补充实际供给，火电发电占比下降[8] 电力需求 - 1 - 4月全社会用电量累计31566亿千瓦时，同比增长3.1%，用电增速逐月回升但仍偏低，原因包括闰年效应、暖冬天气、产业结构调整和外需走弱[15] 电力价格 - 2025年前五个月工商业代理购电价格整体“跌多涨少”，5月全国代理购电价格均价387.3元/兆瓦时，同比下降2.8%，区域间价格分化[22] 2025年下半年电力市场展望 宏观展望 - 供给端电力设备新增装机规模预计高增速，火电新增装机103GW，新能源新增装机355GW，部分水电与核电项目落地，预计2025年总发电量11.6万亿千瓦时，同比增速11.3%[24] - 需求端2025年电力消费GDP弹性系数预计回落至1.25，全国总用电量预计10.4万亿千瓦时，同比增速回落至5.9%，发用比仅89.6%，供需趋于宽松[25][28] - 一次能源价格持续回落，电价成本支撑减弱，动力煤价格预计偏弱震荡压低现货电价[30] - 电力市场化进程加快，现货市场竞争加剧，中长期合约签约比例限制或放松，新能源全面入市对电价形成结构性压制[32][35][37] 已转正现货市场电价展望 - **广东**：供需偏宽松，电价预计延续同比回落趋势，需关注南方区域电力市场建设扰动，年度中长期合同电价下降，现货价格走低，电源装机增速高，外来电或压缩省内机组竞价空间，需求受贸易摩擦和气温影响，煤电成本下降[38][41][50] - **山西**：价格或贴近火电成本，存在下行预期，现货价格下行，新能源装机持续增长，机组利用小时下降，动力煤价格下跌提升火电盈利空间[51][53] - **山东**：新能源占比提升叠加需求增长有限，预计仍有走弱空间，现货价格下行，新能源电量占比高，新增装机规划大，需求侧传统高耗能产业产能转移，用电弹性弱[55][56][58] - **甘肃**：趋势偏弱，高比例新能源放大波动，新能源占比高，电价波动大，外送能力提升但难改电价下行趋势，对气候条件敏感[60][62][63] - **蒙西**：风光出力增加叠加煤价下跌，电价低位运行延续，现货价格下行，新能源出力提升，占比仍有上升空间，火电报高价意愿弱，需求增速有限，电价下行空间有限[64][65][67] 结论 - 2025年上半年电力市场供需宽松价格下行，新增装机增长，利用小时减少，发电量增速低，用电量增速受多因素影响，代理购电均价下降[68] - 下半年电价仍面临下行压力，供需趋于宽松，一次能源价格走弱，现货市场建设提速，新能源入市压制电价，各区域市场电价多有下行预期[69][70]