行业投资评级 - 行业评级为“买入”，前次评级亦为“买入” [2] 报告核心观点 - 全国性容量电价机制出台，补齐了电力市场化的最后一块拼图，将引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型 [1][5] - 容量电价机制旨在分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制，标志着调节性电源迎来发展东风 [1][5] 政策机制定位与演进方向 - 横向看，完善的电力市场需体现“能量、调节、容量”三类价值，本次容量电价机制出台后，已构建电能量（中长期+现货）+辅助服务+容量三类市场，补齐了最后一块拼图 [5] - 纵向看，容量电价定价将逐步市场化，当前机制中一系列定价参数仍由政府确定，未来有望逐步向容量市场演进，从“半市场化”走向“全面市场化” [5] 对不同电源主体的具体影响 - **煤电**：延续此前政策要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，并可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高 [5] - **天然气发电**：放权给省级能源和价格主管部门，参照煤电，按照回收气电机组一定比例固定成本的方式确定容量电价 [5] - **抽水蓄能**：实行新老划断，以《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）为界，此前开工项目继续按原文件政府定价，此后开工项目创新推出“以省为单位、3-5年为周期”的标杆容量电价机制，以倒逼新建机组控制投运成本，推动集约化发展 [5] - **新型储能**：首次建立全国统一的容量电价补偿标准，要点包括：1）未参与配储的电网侧独立新型储能电站可给予容量电价；2）容量电价水平与当地煤电容量电价、折算顶峰能力（储能满功率连续放电时长/系统净负荷高峰时长）等因素挂钩；3）为避免过度建设，电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [5] 投资建议 - 电力市场化拼图补齐，电力交易将迎来大发展，建议关注国能日新、朗新科技等 [5] - 新型储能政策地位显著提升，电网侧独立新型储能加快市场化发展，建议关注海博思创、阳光电源、南网科技、科陆电子等 [5] - 容量电价增加储能收入，电池及材料涨价压力有望向下游传导，建议关注宁德时代、鹏辉能源、湖南裕能、富临精工等 [5] - 火电、抽蓄固定成本回收支持力度增强，亦值得关注 [5] 重点公司估值摘要 - **海博思创 (688411.SH)**：最新收盘价238.52元，预计2025年EPS为4.94元，对应PE为48.28倍；预计2026年EPS为6.32元，对应PE为37.74倍 [6] - **南网科技 (688248.SH)**：最新收盘价51.96元，合理价值63.80元/股，预计2025年EPS为0.90元，对应PE为57.73倍；预计2026年EPS为1.16元，对应PE为44.79倍 [6] - **宁德时代 (300750.SZ)**：最新收盘价350.00元，合理价值488.14元/股，预计2025年EPS为15.04元，对应PE为23.27倍；预计2026年EPS为19.53元，对应PE为17.92倍 [6] - **富临精工 (300432.SZ)**：最新收盘价16.96元，合理价值24.11元/股，预计2025年EPS为0.96元，对应PE为17.67倍；预计2026年EPS为1.27元，对应PE为13.35倍 [6]

报告行业投资评级 * 报告未明确给出对电力行业的整体投资评级 [3] 报告的核心观点 * 市场对电力的研究应回归供需基本面 [1] * 市场经济本质未变，商品和电力的研究都应回到供需上来 [3] * 天津2026年容量电价从每年每千瓦100元调整为231元，高于165元的预期，火电应该看好 [3] 电力供需与价格动态 * **新能源利用率环比下降**：全国风电利用率11月为93.1%（10月为96.4%），光伏利用率11月为93.7%（10月为94.8%）[3] * **部分省份实时电价大幅下跌**：12月黑龙江实时均价为56.8元/兆瓦时，福建为93.0元/兆瓦时，环比跌幅分别达57%和44% [3] * **电价下跌原因分析**：黑龙江或因交易中心预测数据与实时数据出现较大偏差，福建则可能在于煤电机组集中开机 [3] * **安徽现货市场出现价格零波动**：2025年12月24日全天电价定格在401元/兆瓦时，2026年1月4日定格在343元/兆瓦时，显示当地供需格局不错 [3][7] * **安徽市场参与度**：目前安徽还有4491家用户（占全省3.4万家）未与售电公司签约或直接参与批发市场交易 [3][7] 储能政策与发展情况 * **湖北储能容量电价政策**：2026年度电网侧独立储能容量电价暂按165元/千瓦·年执行，系统运行费由用户分摊 [3][6] * **湖北储能考核机制**：若电化学/压缩空气储能项目全年等效充放电次数低于240/180次，当年仅回收20%的容量电费 [3][6] * **新疆储能装机快速增长**：2025年底，新疆电网新型储能装机达2015万千瓦/7054万度，2024年装机为859万千瓦/2874万度 [3][6] * **新疆储能利用情况**：2025年新型储能充电91亿度，放电77亿度，等效利用小时数达1733小时；2024年充电44.8亿度，放电38.6亿度，利用小时数1689小时 [3][6] * **全国储能装机省份排名**：截至2024年底，全国新型储能规模前五的省份分别是内蒙古（1023万千瓦）、新疆（858万千瓦）、山东（717万千瓦）、江苏（562万千瓦）和宁夏（443万千瓦） [3][6] 跨省电力交易数据 * **省间市场化交易电量增长加快**：2025年国家电网省间市场化交易电量完成1.3万亿度，同比增长11%（2024年同比增长7.3%）[3][8] * **特高压直流交易电量稳定增长**：2025年特高压直流交易电量完成0.68万亿度，同比增长10%（2024年同比增长11%）[3][8] * **省间清洁能源交易增速显著**：2025年省间清洁能源交易电量完成0.76万亿度，同比增长16%（2024年同比增长11.9%）[3][8]

行业与公司 * 行业：中国电力行业，涵盖电力市场交易、发电（火电、风电、光伏）、储能、售电等领域 [1] * 公司：未明确提及具体上市公司，内容主要围绕行业整体情况、各省政策与市场表现展开 核心观点与论据 2026年全国电价普遍下降，但降幅与原因存在差异 * 2026年全国范围内电价普遍下降，平均降幅在3至4分钱/千瓦时 [1][9] * 部分省份降幅显著：江苏、浙江和辽宁降幅超过6分钱/千瓦时 [1][9] * 辽宁电价从2025年的4毛/千瓦时降至2026年的2毛9/千瓦时，下降近1毛 [9] * 江苏电价从2025年的4毛1/千瓦时降至2026年的3毛4/千瓦时左右，降幅约6.7分 [9] * 黑龙江火电价格从2025年的3毛/千瓦时降至2026年的2毛2/千瓦时左右，下降8分钱 [9] * 部分省份降幅相对较小：河南、河北冀北、甘肃、天津等地降幅相对较小 [9] * 河南火电长协价从2025年的405元/兆瓦时降至2026年的402元/兆瓦时，降幅3分钱 [2] * 京津冀地区降幅在2-3分钱左右，略好于全国平均水平 [6] * 电价下降主因：现货市场机制全面推进，售电公司抢量压价 [1][10] * 国家在2025年初全面推进现货市场机制，加速市场过渡 [10] * 各方对现货市场预期较低，售电公司为抢量将价格压得过低 [10] 不同类型电源长协电价差异显著，结算机制复杂 * 火电与新能源电价差异：火电通常高于风电，因火电量大且谈判优势强 [1][17] * 结算价格差异：火电结算价格通常比长期基础价格高约30%，风电和光伏则可能有折扣 [1][17] * 差异原因：中国推行体现时空价值的定价机制，光伏受白天供过于求影响价格偏低，风电供给稳定期望值更高 [16] * 火电套利行为普遍：火电企业通过签订特定时段（如中午）长协合同，再从现货市场购买低价新能源电力来履行合同，既保证收入又为新能源腾出空间 [19] * 偏差考核与交易机制：各省普遍存在长协合同偏差考核，但新中长期交易细则允许通过年度、多月、月度、月内、多日等频繁交易机制调节合约，不限制套利行为 [20] T+2、T+3交易机制价格更接近现货价格 [21] 各省份长协电价与容量电价具体表现 * **河南**：火电长协价微降3分钱；新能源2026年首次参与交易，价格约375元/兆瓦时；2026年容量电价执行方案未完全确定，可能将比例提高到100% [2][3] * **江西**：火电长协价预计从2025年的450元/兆瓦时（4毛5）降至2026年的410元/兆瓦时（4毛1）左右，降幅约4分钱 [5][13] * **山西**：火电长协价从2025年的327元/兆瓦时降至2026年的303元/兆瓦时，降幅约2.4分钱 [5] * **广西**：火电协商价从2025年的340元/兆瓦时降至2026年约330元/兆瓦时，实际成交价可能略低 [5] * **甘肃**：火电上网标杆电价从2025年的255元/兆瓦时降至2026年230元左右；容量补贴从100元提升至330元，综合收益因利用小时数偏低而持平 [7] * **山东**：未组织年度交易，按季度或月度交易；2026年1月月度交易价格在324左右，属中长期合同下限价格，比现货市场略低 [8] * **湖南**：因标杆定价较高（约4毛5），预计2026年火电竞争性定价下降有限，约一两分钱 [13] 新能源项目收益率呈现地域分化 * 收益率较好地区：东部复合型经济发达地区，如北京、天津和冀北，因项目少、竞争激烈 [1][14] * 增量项目表现：宁夏、新疆等地增量项目收益率高于存量项目，因竞拍定价较高 [1][15] 储能市场参与度提升，收益模式因地而异 * 参与情况：储能参与各省市场交易逐步推进，独立储能推进速度快于退出模式 [24] * 收益较好地区：山西和山东因基准值高、峰谷周期大，储能收益较好 [1][24] 新疆等地通过容量补贴提高储能收益率 [1][24] * 电价制定：独立储能需参与现货市场，电价由现货市场决定 [1][27] 火电综合电价与未来趋势 * 2026年趋势：火电综合实际价格下降幅度预计小于其长协合同价，甚至在某些情况下（如调峰需求）竞价可能上升 [4][18] * 未来几年趋势：市场整体稳中微涨；新能源供给量增大会通过政策机制调控，使其成本逐步下降，抑制过高涨幅 [22] * 煤炭价格：预计未来将稳步上升，但短期内不会大幅上涨，需注意季节性波动 [4][30] 2026年煤炭价格在600至700元之间徘徊 [30] 电力公司核心能力与市场挑战 * 交易能力体现：政策解读能力、供需预测预判能力、现货及中长期合约获取能力、未来行情分析预测能力 [25] * 气象预测挑战：电力市场需要半年、年度或1至2个月的中长期气象预测，与国家气象局提供的3至5天短期预报存在时间不匹配 [26] 准确预测短期天气状况已成为竞争优势 [1][25] 其他重要内容 峰谷价差与全国市场 * 峰谷价差变化取决于新能源投资增长及储能建设进度，短期内新能源投资过多会导致峰谷价差增大，储能投入增加将平衡差距 [23] * 全国政府通过开全国性电力市场来体现阶段性变化，通过合理配置资源实现稳定运行 [23] 电力市场化对需求侧的影响 * 影响显著：多省已实施零售侧降价，但增加了容量收费 [4][31] * 未来方向：将逐步推行全月分时零售价格（每小时一个浮动系数），用户可在低谷时段用电以降低成本 [4][31] 但实现日分时动态调整尚需时日，大约五年内难以完全实现 [31] 各省火电定价差异的原因 * 历史原因：政府标杆定价依托于各省火电资源及煤炭运输成本 [28][29] * 当前逻辑：主要基于边际成本（煤耗、煤价、运输成本） [29] * 容量电价占比：自2026年起，容量电价一般占到50%至100%，未来固定成本将由中央统一承担，不再计入地方火电竞争性价格 [29] 现货与长协价格倒挂风险 * 存在现货市场价格高于中长期合同价格的情况，主要由于2026年中长期合同价格大幅下跌，而近期广东、新疆和广西等地现货市场价格上涨，可能导致售电公司亏损加剧 [11] 长协合同签署进展 * 大部分省份已完成签署，少数如蒙东、蒙西、江西、湖南、西藏等尚未完成 [12]

行业投资评级 - 行业投资评级为“强于大市”，且评级为“维持” [1] 核心观点 - 报告核心观点围绕电力市场化改革展开，认为2025年12月26日发布的《电力中长期市场基本规则》将推动电力中长期市场向风险管控市场转变 [4] - 电力市场化下最核心的是降低电价波动风险并获得风险溢价，虚拟电厂是实现形式之一 [6] 行业基本情况与市场表现 - 电力设备行业收盘点位为10088.23，52周最高为10950.05，52周最低为6107.84 [1] - 行业相对指数表现图表显示，在2024年12月至2025年12月期间，电力设备指数表现显著强于沪深300指数 [3] 电力市场化改革要点 - 推动中长期交易向“更长”和“更短”周期延伸，鼓励开展多年期交易以强化“压舱石”作用，同时明确按日连续交易以提升灵活性 [5] - 价格机制将逐步锚定现货价格信号，允许签订固定价格或随市场供需、成本变化的灵活价格合同 [5] - 对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段 [5] - 逐步推动月内等较短周期的电力中长期交易限价与现货交易限价贴近 [5] 投资建议 - 建议关注虚拟电厂等相关领域的公司，具体提及国能日新、协鑫能科、晶科科技、金智科技等 [6]

报告行业投资评级 - 增持（维持） [3] 报告核心观点 - 新版《电力中长期市场基本规则》发布，旨在推动价格市场化与新型主体入市，预计将增强火电与新能源企业的收益确定性，是构建全国统一电力市场的关键一步 [2][14] - 广东、江苏等地2026年长协电价陆续出炉，成交均价较基准价下浮明显，接近政策允许的浮动下限 [7][11][15] - 投资建议关注高股息火电龙头、电价稳健及煤电一体化企业、火电灵活性改造龙头、风电光伏板块、水电核电防御板块以及燃气板块的优质龙头 [7] 根据相关目录分别总结 1. 本周行业观点 1.1 电力中长期交易新规发布，广东等地2026年长协电价陆续出炉 - **新规核心内容与影响**： - 新规时隔五年修订，各地和区域实施细则需在2026年3月1日前上报备案 [2][14] - 中长期交易电量是市场核心，2025年前三季度已占市场总交易电量的95.9% [2][14] - **增强收益确定性**：合同电价可采用与月度煤电价格指数、现货市场均价联动的灵活机制，减少煤炭价格波动对火电利润的冲击 [2][14]；将绿色电力交易整合为主规则品种，价格由电能量价格与绿电环境价值组成，且环境价值不纳入峰谷分时电价计算，为绿电收益设立价值底线 [2][5][14][15] - **扩大交易主体**：增加虚拟电厂、独立储能等“新型经营主体” [5][15] - **平滑价格风险**：价格机制制定权限收归国务院价格主管部门，地方细则需会同国家能源局派出机构制定 [2][5][14][15]；合同电价可签固定价或灵活价格机制，煤电企业中长协电价可与长协煤价挂钩 [5][15] - **市场化改革**：对直接参与市场交易的用户取消人为规定的分时电价水平和时段 [5][15]；开展跨电网经营区常态化交易，跨省跨区交易价格由市场形成，提升定价灵活性 [2][5][11][14][15]；鼓励开展多年期交易，推动按日连续交易，促进中长期与现货市场协同衔接 [5][11][15] - **地方长协电价情况**： - **广东2026年度交易**：总成交电量3594.37亿千瓦时，较2025年提升5.4%；成交均价372.14厘/千瓦时，较去年降低5.0%，较燃煤基准价453厘/千瓦时下浮17.8%，接近20%的浮动下限 [11][15]。其中绿电成交量47.79亿千瓦时，同比提升17.7%；成交均价372.21厘/千瓦时，较去年降低3.7% [11][15] - **江苏2026年1月集中竞价**：成交电量60.92亿千瓦时，较去年1月下降7.1%；加权均价324.71元/兆瓦时，较去年1月降低19.9%，较煤电基准价391元/兆瓦时下浮17.0% [7][15][16]。其中火电均价325.65元/兆瓦时，风电均价319.74元/兆瓦时，光伏均价313.80元/兆瓦时，核电均价319.99元/兆瓦时 [7][16] 1.2 火电 - 环渤海动力煤（Q5500）市场价下行至687元/吨 [17] 1.3 水电 - 12月26日三峡入库流量同比下降20.5%，出库流量同比下降6.17% [37] 1.4 绿电 - 截至12月24日，硅料价格为52元/KG，与前值持平；主流品种硅片价格为1.38元/PC，较前值上升 [48] 1.5 碳市场 - 本周（12.22-12.26）全国碳市场交易价格较上周上升15.95% [58] - 周成交量1565.56万吨，周成交额11.22亿元，最高成交价76.34元/吨，最低成交价61.72元/吨，本周最后一个交易日收盘价为72.35元/吨 [58] - 截至2025年12月26日，全国碳市场碳排放配额累计成交量8.58亿吨，累计成交额571.55亿元 [58] 2. 本周行情回顾 - 本周（12.22-12.26）上证指数报收3963.68点，上升1.88%；沪深300指数报收4657.24点，上升1.95% [1][62] - 中信电力及公用事业指数报收3115.63点，上升0.67%，跑输沪深300指数1.28个百分点，位列30个中信一级板块涨跌幅榜第21名 [1][62] - 个股方面，板块内超半数上市公司上涨 [1] - **涨幅前五**：京能电力（15.95%）、上海电力（11.47%）、大连热电（7.61%）、皖能电力（7.43%）、建投能源（6.66%） [66] - **跌幅前五**：新能泰山（-6.42%）、闽东电力（-2.17%）、华能水电（-1.92%）、国电电力（-1.70%）、晶科科技（-1.54%） [66] 3. 行业资讯 3.1 行业要闻 - **中国广核集团广东陆丰核电项目2号机组**于12月22日正式开工，核岛混凝土浇筑总量约6635立方米 [70] - **2025年11月全社会用电量**8356亿千瓦时，同比增长6.2% [71]。其中，第一产业用电量同比增长7.9%；第二产业用电量同比增长4.4%（工业用电量增4.6%，高技术及装备制造业用电量增6.7%）；第三产业用电量同比增长10.3%（充换电服务业用电量增60.2%，信息传输、软件和信息技术服务业用电量增18.9%）；城乡居民生活用电量同比增长9.8% [71] - **2025年1—11月全国电力市场交易电量**突破6万亿千瓦时，达60300亿千瓦时，同比增长7.6%，占全社会用电量比重63.7% [71]。其中，绿电交易电量2967亿千瓦时，同比增长41.3% [71] - **国家级零碳园区建设名单（第一批）**发布，共纳入52个园区 [72] - **截至2025年11月底**，全国累计发电装机容量37.9亿千瓦，同比增长17.1% [72]。其中，太阳能发电装机容量11.6亿千瓦，同比增长41.9%；风电装机容量6.0亿千瓦，同比增长22.4% [72]。1—11月全国发电设备累计平均利用2858小时，同比降低289小时 [72] 3.2 重点公司公告 - **深圳能源(000027.SZ)**：拟通过增资投资建设深能锡林郭勒西乌珠穆沁旗电网侧压缩空气储能项目，总投资约68.22亿元 [74] - **建投能源(000600.SZ)**：实施2025年前三季度分红，向全体股东每10股派发现金股利1.00元（含税） [74] - **赣能股份(000899.SZ)**：完成董事变更选举 [74] 4. 重点标的与投资建议 - **投资建议关注**： - **高股息火电龙头及煤电一体化企业**：华能国际（A+H）、华电国际（A+H）、国电电力、大唐发电、内蒙华电、陕西能源 [7] - **火电灵活性改造龙头**：青达环保、华光环能 [7] - **风电、光伏板块**：新天绿色能源、龙源电力、中闽能源 [7] - **水核防御板块**：长江电力、川投能源、中国核电、中国广核 [7] - **燃气板块优质龙头**：新奥能源、昆仑能源、华润燃气 [7] - **重点标的盈利预测**：报告列出了包括浙能电力、皖能电力、国电电力、华能国际、新集能源、青达环保、新天绿能、华光环能在内的多家公司2024-2027年的EPS及PE预测 [9]

硅铁行业供需分析 - 2025年1-11月硅铁产量为510万吨，较2024年同期增加1.75万吨，供应小幅增长 [1] - 分产区看，甘肃产量增长最显著，青海产量降幅最大，内蒙古及宁夏产量维持稳定增长 [1] - 行业总产能稳步增长，据调研2026年硅铁产能预计达1041.3万吨，新增产能约103.8万吨，其中投产确定性较大的约为25.2万吨，多集中于下半年或年底 [1] - 新疆近两年审批通过多个兰炭—硅铁—金属镁一体化项目，后续项目进度需关注 [1] - 2025年炼钢需求超预期增长，钢厂盈利好转，铁水产量同比增长1.1%，日均达237万吨（2024年为229万吨） [1] - 金属镁及不锈钢行业对硅铁需求形成较强支撑 [1] - 2025年1-10月硅铁出口量为33.67万吨，同比下滑3.1万吨，主要受俄罗斯及朝鲜转口贸易冲击，且日韩等传统进口国炼钢需求低迷 [1] - 展望2026年，预计硅铁需求韧性仍存，但边际或小幅收缩 [1] 硅铁成本分析 - 电价和煤炭是硅铁成本的主要构成部分 [2] - 2025年煤炭价格呈V形走势，下半年在“反内卷”推动下反弹，府谷兰炭小料价格自8月起回升 [2] - 2026年，在煤炭价格底部较明确的情况下，兰炭价格或维持区间震荡 [2] - 成本核心变量在于电价，受电力市场化进度加快影响，2025年主产区电价波动明显增大 [2] - 主产区新能源装机量快速增长重塑电力供需格局，绿电供应的波动性与季节性特征增加了对电价的扰动 [2] 锰硅行业供需分析 - 2025年1-11月锰硅产量为928.3万吨，较2024年同期基本持平，仅增加1.3万吨 [3] - 分产区看，宁夏、云南增产最为显著，广西、贵州产区产量份额继续下滑 [3] - 得益于云南产区丰水期电价优势，云南增产显著，南方产区份额占比较去年有所提升 [3] - 新增产能方面，10月数据显示全国新增产能为356万吨，预计2025年四季度投放131.4万吨，2026年及以后投放约46万吨，另有约179万吨产能暂未确定 [3] - 2025年锰硅需求超预期增长，钢厂盈利好转带动炼钢需求强劲，为锰硅增产提供动力 [3] - 受制于较高的供应水平，厂家持续累库对锰硅价格形成拖累 [3] - 展望2026年，钢材终端需求中出口及制造业决定边际增量，在高基数下边际增速预计放缓，但韧性仍存 [3] - 在需求端难有大幅增长的情况下，供应仍是决定锰硅价格走势的关键因素 [3] 锰矿市场分析 - 2025年锰矿供需两旺，年初受加蓬矿减发及下游合金厂补库影响，港口库存大幅去化 [4] - 全年国内粗钢产量居高不下，锰硅产量增长，锰矿低库存格局对锰硅产生成本支撑 [4] - 展望2026年，锰矿低库存格局仍将放大价格弹性 [4] - 国内港口加蓬矿库存偏低、加蓬政治局势以及进出口政策或继续给锰矿价格带来不确定性 [4] 2026年铁合金市场展望 - 铁合金需求韧性仍存，但预计同比增长有限，难以支撑价格形成趋势性行情，供应是决定价格走向的关键 [5] - 在行业产能过剩背景下，铁合金难以脱离成本定价的主要逻辑 [5] - 电价方面，伴随电力市场化步伐加快，电价波动将加剧，产区电力供需是决定价格的关键 [5] - 绿电使用占比提升及其自身特性增加了电价波动性，在新能源装机容量持续增长下，电价或仍有小幅下行空间 [5] - 煤炭方面，在“反内卷”及“保供”政策影响下，价格或维持区间波动 [5] - 锰矿低库存格局对价格的支撑仍存 [5] - 综合来看，2026年铁合金价格波动料有限，供应弹性是决定价格运行方向的主要因素，成本端变数预计也有限 [5] - 铁合金或维持低位区间震荡，预计硅铁价格运行区间在5200~6400元/吨，锰硅价格运行区间在5300~6700元/吨 [5]

核心观点 - 电力需求整体仍处于上升趋势，长期看好火电行业 [1] - 在反内卷和碳中和背景下，适度提高电价对储能发展、节能降耗及传导成本至海外有利 [2] - 电力市场化改革持续推进，但现货价格限制和竞价电价下降可能影响部分可再生能源项目的经济性 [2][4] 发电量数据与结构 - 2025年11月全国规上工业发电量为7792亿度，同比增长2.7%，增速较10月的7.9%放缓 [1][3] - 2025年1-11月累计发电量88567亿度，同比增长2.4%，增速较1-10月的2.3%略有提升 [1][3] - 11月火电发电量同比下降4.2%，而10月为增长7.3% [1][3] - 11月水电同比增长17.1%，风电增长22%，光伏发电增长23%，核电增长4.7% [1][3] - 1-11月电力、热力、燃气及水生产和供应业固定资产投资同比增长10.7% [3] 电价与电力市场动态 - 能源局处罚了5起电厂串通报高价的案例，被视为在反内卷背景下维护市场秩序的行为 [2] - 江西第二批增量机制电竞价结果显示：风电电量1.354亿度，电价0.365元/度，较首批的0.375元/度下降；光伏电量7.499亿度，电价0.379元/度，较首批的0.330元/度上升 [2] - 安徽电力零售市场2025年1-11月结算数据显示：零售市场结算均价0.4182元/度，批发市场结算均价0.3970元/度，批零价差为0.0211元/度 [4] - 安徽售电公司价差主要集中在0.01-0.04元/度之间，其中价差在0.01-0.02元/度的公司电量占比最大，为39.6% [4] - 青海电力现货市场征求意见稿规定，申报和出清价格下限为0.08元/度，上限为0.65元/度，并设置二级限价0.3元/度 [4] 行业背景与政策导向 - 分析认为适度提高电价有利于储能产业发展，为碳中和目标铺路，并有助于将成本传导至海外需求刚性的制造业产品 [2] - 分析指出，在全国统一电力市场要求下，降低电价可能不利于碳中和与反内卷政策，并可能错过海外产品提价时机 [2] - 吉林省2026年机制电价设定为风电0.25元/度，光伏0.33元/度，反映出当地风电供应相对过剩的情况 [2] - 2025年1-11月全国固定资产投资同比下降2.6%，其中民间投资下降5.3%，但第二产业投资增长3.9% [3]

文章核心观点 数字经济与“双碳”战略深度融合，正在重构全球能源体系发展格局，能源科技企业的技术创新成为衡量产业竞争力的关键标尺之一[1] 朗新科技集团作为深耕能源领域的技术践行者，通过将AI等前沿科技与能源场景融合，实现了持续突破，不仅见证了中国能源行业的迭代升级，更以自身技术转化实践成为驱动能源转型的重要力量[1] 技术内核：AI大模型构筑能源智能底座 - 公司自主创新推出“朗新九功AI能源大模型”，创新性融合“时序预测”与“AI智能体”双技术路线，旨在破解电力负荷预测、交易决策、风险管控等行业核心难题[2] - 该大模型在广东、山东、浙江等电力现货市场的实际应用中，价差预测准确率超75%，负荷预测准确率超97%，依托该模型的能源交易业务履约率达100%[3] - 在缺乏历史数据的省份，预训练模型可直接生成可信申报，新增业务省份的模型开发部署周期仅需两周[3] 该模型的数据智能体于今年7月斩获国际权威评测BIRD-Bench双榜冠军[3] 产业落地：零碳转型与电力交易的双向突破 - 在零碳转型领域，公司以无锡零碳产业园为实践标杆，构建“光储充微电网+能碳管理平台+虚拟电厂”闭环运营模式，该园区已连续两年通过碳中和认证[4] 随着国家政策推动，全国超8万家产业园区面临零碳/低碳转型，预计将催生超万亿规模的投资需求[4] - 在电力交易领域，截至2025年前三季度，工商业企业入市交易电量占全社会用电量的63.4%，交易规模近五万亿元[5] 公司已在全国28个省份取得售电资质，预计今年年底代理交易电量规模较去年实现300%的增长[5] - 公司聚焦超5000万尚未入市的中小微工商业用户，推出“邦惠电”服务平台，预计未来售电量可达两万亿规模[5] 在虚拟电厂领域，公司已积聚210兆瓦可调节资源[5] 民生服务：从“指尖”到“足下”的全面覆盖 - 在公共事业服务领域，公司开创的互联网缴费平台链接全国超7000家公用事业机构，实现了数亿家庭用户的全面覆盖[6] - 在绿色出行领域，公司旗下“新电途”聚合充电平台已覆盖440座城市，接入超240万台充电设备，服务超6100家充电商家，注册用户超2700万[6] - “新电途”本身不拥有充电桩资产，通过与微信、支付宝、高德地图等国民级平台深度合作，提供“无需下载、即搜即充”的便捷体验，并积极拓展光储充一体化、车网互动等新兴业务场景，与比亚迪、理想等主流车企建立深度合作[7][8] - 公司的技术影响力已走出国门，业务覆盖15个国家和地区，服务海外用户超8000万[8]

行业核心观点 - 国内独立储能市场，特别是内蒙古，因高额补贴和明确规划迎来爆发式增长，投资竞争激烈 [1][2][4] - 内蒙古的成功模式源于其独特的资源禀赋、电网结构、市场化基础及产业转型需求，为其他省份提供了范本 [5][6][13][19] - 新疆被视为下一个潜力市场，因其与内蒙古相似的能源地位、产业结构和即将调整的储能政策，已吸引大量企业布局 [28][33][36][37] - 储能产业正从政策驱动转向市场驱动，跨过经济性拐点，进入黄金发展期，未来可能有更多省份推出有竞争力的政策 [41][42] 内蒙古储能市场爆发分析 - **资源与地位优势**：内蒙古风光资源、新能源装机、发电量及外送电量均居全国第一，是国家级能源保障者，被誉为中国第一“充电宝” [8][9] - **明确的装机目标**：2025年总目标为14.5GW/65GWh，其中明确规划电源侧独立储能42GWh和电网侧独立储能23GWh [11] - **顶层设计清晰**：将电网侧独立储能视为关键基础设施，提升至与发电、输电同等重要的地位，为出台强力扶持政策奠定基础 [12][13] - **独特的电网与市场**：拥有独立的蒙西电网，电力市场化领先，新能源上网电量市场化比例超过90% [14] - **核心激励政策**：2025年推出0.35元/千瓦时、长达10年的容量补偿政策，创下全国补偿标准最高、时间最长的记录，为项目提供了稳定现金流，极大降低投资风险 [4][16] - **服务产业转型**：当地经济依赖电解铝等高耗能产业，正推动其向绿色能源转型，储能是充分利用绿电、推动产业升级的关键抓手 [20][22][24] 新疆作为下一个潜力市场的依据 - **相似的能源地位**：新疆是风光电装机大省（截至去年底新能源装机突破1亿千瓦，全国第四）和外送大省（15年累计外送电量突破1万亿千瓦时），新能源外送电量占比达29.6% [29][30][31] - **相似的产业结构**：凭借低电价优势，已成为电解铝、多晶硅、工业硅等高耗能产业重要集聚区，有迫切的绿色转型需求 [33] - **现行及预期政策**：当前对独立储能项目按放电量给予0.2元/千瓦时的容量补偿，政策将于2025年底到期，市场预期后续将有新支持政策出台 [35] - **收益机制与市场参与**：当前收益主要来自“容量补偿+调峰服务”，且新疆更注重可调用性与系统效益 [36] 自2024年8月1日起，独立储能企业交易方式更加灵活，可以双重身份参与电力市场，目前已有10余家企业参与交易 [39][40][41] - **行业投资热度**：尽管收益机制尚未完全成熟，但行业投资积极性高，已有大量建设企业涌入新疆进行卡位 [36][37] 全国储能产业发展趋势 - **政策扩散**：山东、内蒙古已出台长效容量补偿机制，新疆、浙江明确了补偿标准，广东正在征求意见，预计未来有更多省份会出台相关政策 [26][27] - **市场驱动转型**：储能产业推动力正从政策扶持转向市场需求，跨过经济性拐点 [41] - **发展前景广阔**：随着明年电力现货市场在全国铺开及各省容量电价出台，可能出现更具吸引力的政策，储能产业的黄金发展期刚刚开始 [41][42]

行业投资评级 - 报告对电力设备行业维持“推荐”评级 [1][9] 核心观点 - 报告认为电力设备各子行业均有基本面层面的积极变化和潜在催化，维持板块整体“推荐”评级 [9] - 在政策持续加码的背景下，光伏行业已形成供给侧改革合力，景气度有望持续改善 [5] - 随着我国新能源渗透率持续提升、电力市场化程度不断深入，AI赋能电力运营的价值有望不断凸显 [8] - 清洁能源仍是“十五五”能源行业发展的重点，电力基建有望保持增长，特高压外送通道与区域主网架建设有望持续推进 [9] 光伏行业 - 硅料收储平台公司落地：12月9日，北京光和谦成科技有限责任公司成立，注册资本30亿元，股东包括9家硅料头部企业及光伏行业协会子公司 [5] - 隆基绿能发布2025年员工持股计划，公司层面业绩考核目标为2026年归母净利润为正数，2027、2028年分别达到30、60亿元 [5] - 需求侧短期偏弱：根据索比咨询，组件企业计划在12月大幅减产，整体排产预计将较11月下调约15% [5] - 建议关注标的：硅料环节的协鑫科技、通威股份；高效电池技术环节的隆基绿能、博迁新材、爱旭股份、帝尔激光、迈为股份；辅材及出口链的阿特斯、聚和材料、福莱特、福斯特、中信博 [5] 风电行业 - 陆风招标旺盛、价格回升：12月截至10日，国内陆风风机招标量达5.06GW [5] - 国家电投启动2025年第4批集采，共16个标段合计3.11GW [5] - 中国电建启动2026年框架采购，陆风31GW+海风4GW，较2025年的23GW+2GW大幅增加 [5] - 新增陆风开标2.60GW，其中5-7MW均价1857元/kW（剔除塔筒），8-9MW均价1480元/kW，各功率段价格环比回升 [5] - 预计2026年国内装机量有望维持同比增长 [5] - 海风招标增长：2025年国内海风风机招标量达10.3GW，较2024年全年增长9% [6] - 欧洲订单有望密集落地：英国AR7等拍卖有望在2026年初产生结果 [6] - 新兴市场海风启动：越南放权地方政府批准海上风电项目；菲律宾发布首次海上风电专属绿色能源拍卖招标通知，3.3GW项目有望落地 [6] - 建议关注标的：金风科技、运达股份、明阳智能、三一重能、新强联、德力佳、金雷股份、东方电缆、大金重工、海力风电、中天科技、天顺风能、亨通光电 [5][6] 储能行业 - 国内用户侧储能需求高增：2025年1-10月，我国用户侧储能项目新增并网项目超1600个，装机规模5.6GW/12.4GWh，项目数量和装机规模同比分别增长26%和86% [6] - 2025年用户侧储能单月平均新增并网规模已超过1GWh [6] - 用户侧储能市场呈现中部地区快速崛起态势，河南、安徽、四川、湖南、河北等地装机规模快速增长 [6] - 独立储能项目投运：12月6日，阿荣旗100万千瓦/400万千瓦时构网型储能电站项目正式投运，储能形式为磷酸铁锂 [6] - 持续看好以欧洲/澳大利亚/新兴市场为代表的海外储能需求增长，以及国内独立储能的发展 [6] - 建议关注标的：头部集成商及电芯厂商阳光电源、海博思创、艾罗能源、德业股份、固德威、盛弘股份、宁德时代、亿纬锂能、欣旺达 [6] 锂电行业 - 产业链公司持续推进固态电池布局：北京卫蓝新能源提交IPO辅导备案；利元亨与瑞典Quintus达成战略合作，围绕固态电池等静压装备展开联合开发 [6] - 建议关注具备产业链生态卡位和客户合作积累的材料龙头，以及在前道混料及辊压设备、硫化物电解质、粘结剂、锂金属负极等瓶颈环节提供新解决方案的入局新锐：厦钨新能、容百科技、当升科技、恩捷股份、上海洗霸、天赐材料、华盛锂电、纳科诺尔、宏工科技、先惠技术、璞泰来、英联股份、天铁科技、博苑股份等 [6] - 锂电产业链价格传导持续捋顺：苏州德加能源宣布自12月16日起电池系列产品售价统一上调15% [6] - 软包电池企业孚能科技表示已建立价格联动机制，部分产品已实现涨价 [6] - 随着行业供需格局持续改善、价格传导持续捋顺，继续看好锂电材料价格修复及电池盈利能力 [7] - 建议关注标的：电池及材料环节龙头宁德时代、亿纬锂能、欣旺达、天赐材料、多氟多、湖南裕能、万润新能、尚太科技、璞泰来、恩捷股份、嘉元科技等 [7] AI赋能电力运营 - 建议重点关注国能日新、朗新集团 [8] AIDC（人工智能数据中心） - 特朗普政府宣布允许H200芯片向中国供应，但对每颗芯片收取25%的费用 [9] - H200芯片性能为H20的数倍 [9] - 英伟达将举办数据中心电力短缺问题峰会 [9] - 国内算力卡供应恢复有望驱动AIDC建设需求增长 [9] - AIDC建设引发缺电等问题，对供配电系统节能提出更高要求，有望驱动电源设备技术升级迭代 [9] - 海外英伟达GB300系列以及后续Rubin系列出货有望逐步起量，带动液冷设备用量提升、电源设备技术升级迭代 [9] - 近期建议重点关注：液冷设备英维克、冰轮环境、申菱环境、同飞股份、高澜股份、磁谷科技；柴油发电机泰豪科技、科泰电源；机柜外电源科华数据、禾望电气、中恒电气、科士达；服务器电源麦格米特、欧陆通；变配电设备金盘科技、伊戈尔、明阳电气、京泉华 [9] 电网与特高压 - 浙江特高压交流环网工程正式获批，总投资293亿元，是迄今为止国内投资最高、单体工程量最大的特高压交流工程，计划2029年建成投运 [9] - 12月特高压迎来密集核准 [9] - 建议重点关注平高电气、许继电气、国电南瑞，关注思源电气、海兴电力 [9] 行业表现 - 最近1个月电力设备行业指数表现-3.8%，沪深300指数-1.4% [4] - 最近3个月电力设备行业指数表现10.9%，沪深300指数1.3% [4] - 最近12个月电力设备行业指数表现32.8%，沪深300指数13.7% [4]