电力市场变革 - 国家发改委和国家能源局原则同意《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，要求国家电网和南方电网在2025年迎峰度夏期间依托该机制实现电力资源优化配置，并在2025年底前实现跨电网交易常态化开市 [1] - 跨电网经营区常态化交易是建设全国统一电力市场的标志性举措，对打破市场分割和地区封锁、在全国范围内优化电力资源配置具有重要意义 [1] 跨区域电力调配规模 - 7月1日至9月15日，超过20亿千瓦时电能从云南、广西、广东经闽粤联网工程输往上海、浙江、安徽、福建四地 [1] - 迎峰度夏期间南方电网送国家电网的交易电量超20亿千瓦时，闽粤直流首次实现全时段200万千瓦满送 [4] - 今年上半年全国跨电网经营区送电4366亿千瓦时，占全社会用电量的9% [4] 交易机制创新 - 跨电网经营区电力交易从过去的临时计划调配转变为经常性市场交易，相当于在两大电网基础上建成覆盖全国的"统一网上商城" [2] - 市场机制实现资源端与消费端的直接交易，为南方绿电送长三角、西北和蒙西绿电送南方等交易铺平道路 [3][4] - 跨电网交易需经两侧电网双重校核，严格遵循安全标准，确保电网可靠运行 [5] 清洁能源交易 - 单个可再生能源发电项目可作为交易基本单元参与跨区交易，为绿电全国流动扫清制度障碍 [3] - 试点期间云南、广西绿电送往上海和三北地区绿电输往广东累计成交绿电超8700万千瓦时 [4] - 东部负荷中心企业能更便捷采购西部、北部风电和光伏等绿电，助力西部地区将资源优势转化为经济优势 [3] 供需互补与资源优化 - 跨区跨省市场能充分挖掘不同省份供需互补潜力，例如四川电网晚上负荷最高时刻约为21点而重庆电网为17点，两地具有较强互补潜力 [3] - 跨经营区市场交易可优化资源配置，实现各省份互保互济，降低保供成本，提升资源利用效率 [5] - 我国东西部存在2-3小时时差，当新疆光伏大发、消纳困难时广东正处于用电晚高峰，消纳能力强劲 [3] 技术创新与应用 - 南方电网人工智能科技有限公司运用区块链技术为绿电建立"电子身份证"，全程记录生产到消费的全流程，解决跨电网交易中绿电溯源难和可信度低的痛点 [4] - 随着全周期常态化开市和更多跨电网通道建设，输电通道利用率将大幅提升，新能源消纳能力持续增强 [5] 交易案例与进展 - 今年3月北京电力交易中心与广州电力交易中心首次联合出清，将桂滇两地5270万千瓦时绿电经闽粤联网工程送入上海，完成全国首笔跨电网经营区绿电交易 [2] - 今年6月促成甘青蒙等地新能源经多通道向广东送电超3400万千瓦时，实现首次大范围、多通道跨电网经营区交易 [2] - 预计全运会期间广州电力交易中心将联合北京电力交易中心和内蒙古电力交易中心开展蒙西送广东绿电交易，推动首次"三网协同"交易 [5]

项目概况 - 国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目于2023年5月开工 2024年7月26日建成投产 通过800兆瓦新能源机组(风电700兆瓦 光伏100兆瓦)实现绿电制氢 年产绿氢3.2万吨 绿氨18万吨 [10] - 项目每年节约标煤约23万吨 减少碳排放量相当于传统火电模式下50万户普通家庭一年生活用电产生的碳排放 [10] - 项目采用全球最大规模混合制氢设备 包含36000标方/小时碱液制氢与9600标方/小时PEM制氢设备耦合 刷新全球混合制氢规模纪录 [17] 技术突破 - 实现全球最大已投产绿氢合成氨装置 年产量18万吨 生产过程中消耗21亿千瓦时新能源电力 相当于千万吨级炼油厂2-3年用电需求 [16] - 采用碱液与PEM混合电解水制氢技术 PEM制氢设备综合电耗较碱液制氢低10% 显著节约电费 [17] - 建设48000标方全球最大固态储氢装置 实现氢气低压安全高密度储存 具备无腐蚀 无容量衰减特性 [17] - 建造全球规模最大直流微电网制氢系统 攻克直流离网制氢关键技术及装备国产化难题 实现40兆瓦新能源发电直供制氢 [18] 运营系统 - 自主研发柔性控制系统 集成数字化智能化预测控制技术 可实现生产线负荷在30%到110%之间灵活调节 [20] - 系统能根据风光资源变化预测发电能力 智能调整生产参数 有效解决可再生能源波动性与工业用能稳定性矛盾 [20] - 系统替代人工调整84台(套)电解水制氢装置 大幅降低工作强度 投产以来已产出绿氨超过1900吨 [21] 行业意义 - 打造"绿电-绿氢-绿氨"全产业链绿色发展模式 实现可再生能源电力就地转化应用和存储 [14] - 为解决新能源发电能力与电网消纳能力在时空上不匹配问题提供可复制方案 [12] - 项目推动新能源与电力系统 能源结构 经济发展深度融合 为国家能源安全和双碳目标贡献重要力量 [21] 市场背景 - 截至2024年底中国新能源累计装机容量达14.1亿千瓦 2024年新能源发电量1.84万亿千瓦时 对发电量增长贡献率超60% [11] - 传统制氨工艺需要11万吨天然气或46万吨原煤才能达到同等产值 新工艺显著降低环境代价 [16]

财务表现 - 1H25实现营收65.69亿元，同比下降4.6%，归母净利润7.26亿元，同比下降33.7% [1] - Q2营收28.08亿元，同比下降8.6%环比下降25.3%，归母净利润1.02亿元，同比下降78.5%环比下降83.6% [1] - 扣非净利润7.07亿元，同比下降31.5% [1] 绿电业务 - 风电收入同比下降9.0%，毛利率46.9%同比下降7.8个百分点 [1] - 光伏发电收入同比下降3.9%，毛利率40.3%同比下降4.8个百分点 [1] - 绿电装机达11.35GW，较年初增加0.21GW，但受市场化交易与限电率上升影响导致营收毛利下滑 [1] - 绿电全面入市后电价波动加大，盈利能力存在不确定性 [1] 煤电与供热业务 - 煤电收入同比下降3.4%，毛利率29.1%同比上升1.3个百分点 [2] - 热力收入同比下降2.41%，毛利率-21.2%同比改善1.1个百分点 [2] - 煤电装机维持3.3GW，供热产能维持4,521万吉焦 [2] - 毛利率改善主要受益于煤价同比下降和辅助服务收益增加 [2] 战略发展 - 聚焦"新能源+"和绿色氢基能源双赛道，建设大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目 [2] - 开发绿色甲醇、绿色航煤等示范项目，采用"新能源+"模式促进消纳 [2] - 落实"千乡万村驭风行动"，因地制宜建设分散式风电 [2] 盈利预测调整 - 下调25-26年归母净利润预测36%至11.21亿元和13.15亿元，预测27年净利润14.23亿元 [3] - 预测期三年净利润复合增长率9%，对应BPS为4.80/5.01/5.22元 [3] - 下调主因绿电新增装机放缓与电价下降，目标价调整为5.76元（基于25年1.2xPB） [3]

产品技术特点 - 自主研发的智慧矿山应急储能供电集控系统实现毫秒级无缝切换供电 井下1分钟内恢复供电 5分钟内通风排水等保安负荷全部启动 可持续供电2小时以上[1] - 系统采用浸没式液冷技术解决电池散热问题 配合全氟己酮消防系统提升安全性 支持-30°C低温环境下高性能输出[3] - 具备黑启动功能并通过预充磁装置解决励磁涌流问题 确保大功率变压器启动电流在电源过载能力范围内[3] 经济效益与运营模式 - 系统实现平急两用 平时利用太阳能风电等绿电或夜间低价电充电 用电高峰时释放电能参与电网需求响应 通过削峰填谷降低电费[2] - 以雄山二矿配置的10MWh系统为例 每年可为矿方节省电费70余万元 同时可连接矿区充电桩提升清洁能源自发自用比例[2] 行业应用与政策背景 - 煤矿属于高危行业 双回路供电中断会引发通风系统瘫痪瓦斯积聚等连锁反应 传统柴油发电机存在启动延迟和不确定性风险[2] - 系统落实山西省《关于推进山西省煤矿配置应急电源的通知》要求 为建设本质安全型矿井提供技术支撑[2] - 晋能控股集团拥有225座煤矿占全省四分之一 计划推广该系统提升煤矿安全保障能力并推动煤炭企业向绿电消纳转型[2][3]

中国股市前景 - 无风险利率实质性降低 中长期资金和民间资本入市进入历史转折点 [1] - 人民币由贬值预期转向稳定甚至略升值预期 成为中国资产重估重要推力 [1] - 宏观政策及时得当 资本市场基础制度改革更重视投资者回报 [1] - 7月底前股市仍有上升空间 下一阶段投资应聚焦结构表现而非指数 [1][9] 生猪养殖行业 - 猪价持续强于预期 猪企成本改善带动盈利超预期 [3] - 反内卷政策引导利好2025年下半年及中长期猪价表现 [3] - 低成本优质猪企盈利兑现能力更强 2025年下半年为兑现阶段 [3] - 2025年上半年全国新生仔猪数量环比增加 下半年生猪供应增加 [3] - 预期下半年猪价呈季节性波动 7-8月消费旺季短暂回升 四季度供给增多压力较大 [3] 建材行业反内卷 - 中央财经委员会第六次会议深化反内卷工作部署 [3] - 水泥行业供给有序可控 助力高质量发展 [3] - 玻璃纤维企业理性定价延续 盈利保持稳中向好态势 [3] - 防水行业开启反内卷攻坚 企业利润有望底部修复 [3] 显示技术升级 - Mini LED背光与直显成为显示技术升级明确方向 [5] - 相较传统LED市场具有更高增速及盈利能力 [5] - 行业红利向少数龙头厂商集中 [5] - 先发卡位且工艺能力持续升级的厂商保持综合竞争力 [5] - 设备系统端竞争格局更优良 增长弹性更显著 [5] 绿电政策与消纳 - 2025年非水可再生能源消纳责任权重增幅较大 [5] - 预计支撑约4600亿度绿电消纳 [5] - 三北地区责任权重提升停滞 影响差价结算机制电量 [5] - 推动当地装机增速放缓与行业投资回归理性 [5] - 钢铁/水泥/多晶硅等高耗能行业纳入绿电消费比例考核 [5] - 绿电直连模式因沿海消纳增量空间及降碳需求增长而快速发展 [5] 市场交易数据 - 涨跌分布显示3429家下跌 1876家上涨 [8] - 跌停2家 涨停45家 [8] - 暗盘资金净流出3008家 净流入1962家 [8] - 上涨家数4800 [8] - 短期大盘趋势偏强 增量资金入场明显 [7] - 市场赚钱效应弱 [7] 行业政策焦点 - 分行业化解产业结构性矛盾政策有望尽快落地 [9] - 重点关注炼油/钢铁/煤化工/氧化铝/新能源汽车/光伏等行业 [9] - 下半年重点关注丙类目录设立 [9] - 十五五规划编制已启动 新质生产力/科技创新/民营经济成为编制重点 [9] - 整治内卷式竞争和丙类目录落地成为下半年三大政策主题 [9] 技术走势分析 - 上证指数跌破5日线重回10日线 10日线未跌穿则属短暂调整 [9] - 若跌穿10日线可能补缺口 8月初进入新一轮较长调整行情 [9] - 创业板指数保持5日线上方 但需警惕主板下跌带动更大跌幅 [9] - 经济运行存在结构性压力 但整体韧性仍存且回稳向好趋势延续 [9]

报告行业投资评级 - 优于大市（维持） [2] 报告的核心观点 - 2025年以来全球绿色甲醇项目陆续投入运营，绿色甲醇在交通、化工、能源等领域均有重要应用，未来市场空间广阔，绿醇制备为新能源消纳提供了新的方向，建议关注金风科技、运达股份 [3][8] 相关目录总结 全球首个规模化绿氢耦合生物质气化制绿色甲醇一体化示范项目投产 - 7月14日，上海电气洮南市风电耦合生物质绿色甲醇项目一期5万吨正式投产，预计下半年启动二期，全面投产后预计年产25万吨 [4] - 项目建设2×300吨/天纯氧生物质流化床气化装置、67.2MW风电、8200Nm³/h制氢装置、10万Nm³储氢装置、5万吨/年绿色甲醇及合成装置，是国内首批符合ISCC - EU绿色认证要求项目，核心技术与关键装备均由上海电气自研自产 [4] - 项目将农林废弃物与风电就地消纳转化为高附加值绿色甲醇，实现生物质能与风能的高效利用 [4] - 项目是国家首批绿电制氢就地消纳示范项目、吉林省百亿级重点工程之一、“氢动吉林”“吉氢入沪”战略布局重要组成部分，对全国新能源产业发展有示范引领作用，打造“绿色新能源 + 绿色化工”产业链，为大规模绿电消纳提供新路线和商业模式 [5] 香港中华煤气布局绿色甲醇业务 - 7月23日，香港中华煤气向Golden Island Pte Ltd交付5000吨ISCC EU认证绿色甲醇用于新加坡加注业务 [6] - 香港中华煤气是香港最大管道燃气公司，业务涵盖天然气全产业链，是综合性跨行业集团，其内蒙古工厂用自主研发技术将废旧轮胎和农林废弃物转化为绿色甲醇，自2022年起连续三年获欧盟ISCC EU及ISCC PLUS国际认证，目前年产10万吨，计划2025年底前提至15万吨 [6] - 2025年4月，韩国“HMM Green”货轮在上海港洋山四期自动化码头加注2903吨香港中华煤气生产的绿色甲醇，是国产绿色甲醇首次大规模加注作业，也是目前亚洲地区最大的绿色甲醇加注项目 [6] - 7月，香港中华煤气与佛燃能源共同设立合资公司VENEX，各自持股50%，香港中华煤气将内蒙古易高煤化科技有限公司注入VENEX，双方计划在多地投资建设绿色甲醇生产基地，目标年产能100万吨，广东佛山中华煤气绿色甲醇项目（一期）已签约，预计年产30万吨，总投资50亿元 [8] 相关公司盈利预测 | 代码 | 公司简称 | 市值（亿元人民币） | 归母净利润（亿元人民币）2024A | 归母净利润（亿元人民币）2025E | 归母净利润（亿元人民币）2026E | PE2024A | PE2025E | PE2026E | PB | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 002202.SZ | 金风科技 | 421 | 18.6 | 26.6 | 36.6 | 22.6x | 15.9x | 11.5x | 1.1 | | 300772.SZ | 运达股份 | 101 | 4.6 | 7.0 | 9.6 | 21.8x | 14.4x | 10.6x | 1.6 | [10]

储能电站项目 - 内蒙古中电储能技术有限公司投资的呼和浩特市赛罕30万千瓦/120万千瓦时独立储能电站开工建设，依托2024年度呼和浩特市科技"突围"工程重点示范项目"微电网绿电消纳储能技术研发及装备制造应用"的研究成果 [1] - 该项目实现了绿电就地消纳和电力平衡，为破解新能源消纳难题提供有效样本 [1] - 智能微电网作为灵活、高效、可靠的能源系统，正逐渐成为构建新型电力系统的关键技术 [1] 技术研发成果 - 公司联合中国科学院工程热物理研究所、天津理工大学、内蒙古科学技术研究院等科研力量，聚焦微电网绿电消纳场景下的储能系统产品研发制造 [1] - 研发出3种适用于微电网的高能量密度、高循环效率、高快速响应的储能产品，产品容量功率比≥1，循环效率≥95%，容量衰减≤3%/年，温度分布均匀度≤3.5℃，安全预警率100%，极早期预警准确率≥98% [2] - 搭建了开放型"智能微电网绿电消纳系统实证化平台"，包含光伏发电、储能系统、能量管理一体化系统等核心模块，完成微电网特定条件的电化学储能系统适用性验证 [2] 微电网技术优势 - 微电网可与现有大电网连接协同运行，又能切换至"孤岛模式"自主供电，形成"源-网-荷-储"一体化自治系统 [3] - 储能系统可储存过剩电力并在发电不足时及时释放电能，有效消纳新能源，解决分布式电源并网核心难题，尤其适用于大电网未覆盖的偏远地区 [3] 未来发展规划 - 公司将持续加大研发投入，深度分析制约储能设备效率的关键技术，加速产品、设备、系统应用、运行调度等方面研究进展 [3] - 以应用场景为驱动，构建高科技、高效能、高质量的新型电力系统，加快微电网储能产业化进程，持续提升绿电消纳水平，推动能源结构绿色低碳转型 [3]

跨电网经营区常态化电力交易机制建立 - 国家发展改革委与国家能源局正式批复跨电网经营区常态化电力交易机制方案 标志着国家电网与南方电网间常态化电力交易机制全面建立 [2] - 该机制通过打破国家电网与南方电网的物理与制度壁垒 构建全国统一电力市场平台 使西部新能源能够以市场化方式输送至东部 [3] - 机制设计包含市场化定价和灵活交易规则 通过分时电价和容量市场等工具平衡新能源发电间歇性与系统稳定性需求 [4] 机制对能源转型与双碳目标的影响 - 机制将全国可再生能源装机连成一张资产表 使同一度电在全国范围寻找边际成本最低用户 直接缩短碳达峰碳中和实现路径 [3] - 通过优化电力资源配置提升绿电消纳比例 间接促进全社会减排 形成新能源开发-跨区输送-绿电消费闭环 [4] - 推动西电东送向全国互济升级 例如云南光伏可顶上海早高峰 蒙西风电可填补广东晚高峰 时空错配通过价格信号被抹平 [8] 解决弃风弃光问题的作用与局限 - 弃风弃光本质是经济难题而非技术难题 跨网交易将外送半径从省域拉到全国 边际消纳能力放大数倍 [6] - 只要通道费+损耗费低于受端燃煤标杆价差 绿电就能成交从而减少弃电 [6] - 机制能显著提高新能源利用率但需与储能 需求侧响应等灵活性资源协同发力 否则新能源装机增速超过系统调节能力时弃电仍会存在 [6] 机制可持续性保障要求 - 需配套灵活性资源建设包括抽水蓄能 电化学储能等长时储能布局 以及工业可中断负荷 空调负荷等需求侧响应资源 [7] - 要求跨区输电通道持续扩容 根据新能源开发进度规划十四五和十五五期间特高压外送通道 避免通道滞后于发电 [7] - 需政策与市场机制协同 建立跨区绿电交易与碳市场衔接机制 通过碳价信号引导东部企业优先购买绿电 同时完善辅助服务市场 [7] 跨区交易与灵活性资源协同 - 新能源波动性要求系统具备分钟级-小时级-日级多时间尺度调节能力 储能提供分钟级至小时级响应 需求侧响应提供小时级至日级调节 跨区交易实现日级至周级余缺互济 [8] - 当西部风电突然减少时 跨区交易可从其他区域调入电力 储能放电补充短时缺口 需求侧响应提高工业负荷弹性减少峰值需求 形成三级防御体系 [9] - 市场化定价反映不同区域不同时段绿电价值 引导资源向高价值区域流动 如东部高耗能企业愿付更高价格购买西部绿电 [9] 外送通道布局规划 - 闽粤联网工程完成全国首笔跨经营区绿电交易 连续22天将广西云南绿电送至上海 为全国绿电输送通道布局提供示范 [9] - 未来通道应优先在新能源富集区与负荷中心之间扩大联网规模 如西北-华东 西南-华南等通道 [10] - 具体布局包括三北地区新能源基地与中东部负荷中心直连通道 西南水电基地与华南华东互联通道 海上风电基地与沿海经济带连接通道 [10] 机制落地面临的挑战与解决方案 - 实操障碍包括各省电力市场规则不统一 省间输电费用分配机制不完善 新能源发电预测精度不足等 [10] - 需建立全国统一电力市场规则体系 明确跨区交易品种 价格形成机制和结算方式 [11] - 需完善省间输电费用分摊机制 按谁受益谁承担原则由发电方 用电方与电网企业按比例分摊过网费 并探索输电权交易 [11] - 需提升新能源预测技术 通过AI算法和气象大数据将功率预测误差控制在一定范围内 同时加强监管与政策引导 [11]

零碳园区标准出台 - 国家发改委、工信部、国家能源局联合发布《关于开展零碳园区建设的通知》，提出8方面重点任务，包括加快园区用能结构转型、节能降碳、产业结构调整等 [1] - 首次明确零碳园区建设标准：年综合能源消费量20万-100万吨标准煤的园区，单位能耗碳排放≤0.2吨/吨标准煤；≥100万吨标准煤的园区，单位能耗碳排放≤0.3吨/吨标准煤 [1] - 零碳园区定义为通过规划、技术等手段使园区二氧化碳排放降至"近零"水平，并具备"净零"条件的园区 [3] - 建设主体需为省级及以上开发区或新兴产业园区，建设范围可为整体园区或"园中园"，需具备能耗统计基础且3年内无重大事故 [3] 政策背景与目标 - 工业碳达峰是"双碳"目标的重要组成部分，2022年《工业领域碳达峰实施方案》明确提出打造绿色低碳工业园，2025年前形成可复制的碳达峰案例 [2] - 中央经济工作会议和政府工作报告均提出建立零碳园区，推动碳市场建设和碳标识认证制度 [2] - 政策创新采用"单位能耗碳排放"作为核心指标，并设置清洁能源占比、工业固废利用率等5项引导性指标 [3] 绿电消纳与能源转型 - 要求加强园区周边可再生能源开发，支持绿电直连、新能源就近接入增量配电网等模式，鼓励参与绿证绿电交易 [4] - 2024年一季度风电光伏新增装机7433万千瓦，累计装机14.82亿千瓦已超过火电，新能源消纳压力推动就地消纳新模式发展 [4][5] - 零碳园区建设将成为电力体制改革的"试验田"，绿电直供政策可激活市场活力并为新型电力系统建设提供实践经验 [5] 行业影响与战略意义 - 零碳园区建设将绿电资源与产业体系结合，最大限度消纳绿电，助力打造全球绿色工业体系 [6] - 标准明确后有望解决此前"挂羊头卖狗肉"乱象，实质性推动绿电消纳和能源结构转型 [1][6]

非水可再生能源消纳责任权重 - 2025年非水可再生能源消纳责任权重增幅较大 预计可支撑约4600亿度绿电消纳 对本年度绿电消纳形成较好支撑 [1] - 责任权重增幅分化较为明显 三北地区责任权重提升或停滞 进而影响差价结算机制电量 [1] 行业投资与装机增速 - 三北地区责任权重提升停滞或将推动当地装机增速放缓 行业投资回归理性 [1] 高耗能行业绿电消费考核 - 继电解铝后 钢铁 水泥 多晶硅等高耗能行业纳入绿电消费比例考核 [1] - 高耗能行业考核有望为绿电消纳再添保障 助力绿电&绿证市场发展 [1] 绿电直连模式发展 - 受益于沿海消纳增量空间较大且用户降碳需求增长 绿电直连模式有望快速发展 [1]