行业增长目标 - 到2026年传统电力装备年均营收增速保持6%左右 [1] - 新能源装备营收稳中有升且出口量实现增长 [1] - 电力装备领域国家先进制造业集群年均营收增速7%左右 [1] - 龙头企业年均营收增速10%左右 [1] 政策支持措施 - 供给侧实施产业基础再造和重大技术装备攻关突破标志性装备 [1] - 需求侧依托大型风电光伏基地等能源工程建设稳定国内需求 [2] - 环境侧落实首台套推广应用政策并通过标准提升带动设备更新 [2] - 新部署能源领域国家科技专项项目并提升装备智能化绿色化水平 [1] 行业发展背景 - 全球能源结构绿色低碳转型加速推进新型电力系统建设 [1] - 能源转型为电力装备行业带来旺盛需求 [1] - 行业整体稳增长形势良好 [1]

政策目标与规划 - 到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上 带动项目直接投资约2500亿元 [1][2] - 新型储能技术路线以锂离子电池为主 各类技术路线及应用场景进一步丰富 培育试点应用项目并打造典型应用场景 [2] - 2025—2026年传统电力装备年均营收增速保持6%左右 新能源装备营收稳中有升 [4] - 电力装备领域国家先进制造业集群年均营收增速7%左右 龙头企业年均营收增速10%左右 [4] 具体措施与方向 - 推动沙漠、戈壁、荒漠等新能源基地合理规划建设新型储能 建设系统友好型新能源电站 [2] - 研究煤电机组与电化学储能、飞轮储能、热储能等新型储能项目联合运行 [2] - 在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入等关键电网节点开展独立储能电站建设 [3] - 加快推进构网型储能在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网的示范应用 [3] - 推广配电网新型储能应用 鼓励在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替代型储能 [3] - 加快推进陆上大型风电光伏基地 推动海上风电规范有序建设 [1][4] - 积极推进风电和光伏发电分布式开发、水风光一体化开发 [1][4] - 稳步推进核电开发 积极安全有序推动一批沿海核电项目核准建设 [1][4] - 积极稳妥推动重大水电建设 积极有序开发建设抽水蓄能 [4] - 推进智能微电网建设和电源电网侧储能应用 [4] 应用场景与模式创新 - 聚焦工业园区、算力设施、商业综合体、光储充放一体化充电站、分布式光伏、通信基站等应用场景 [3] - 创新绿电直连、虚拟电厂、智能微电网、源网荷储一体化、车网互动等应用模式 [3] - 研究推广新型储能作为独立主体或通过负荷聚合商等形式参与需求响应 [3] 行业发展现状 - 全国新型储能装机规模达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时 较2024年底增长约29% [7] - 内蒙古、新疆装机规模超过1000万千瓦 山东、江苏、宁夏装机规模超过500万千瓦 [7] - 8月国内储能系统招标容量达到47.2GWh 同比增长2158% 环比增长1142% [7] - 前8月储能系统累计招标达到144.1GWh 同比增长约216% [7] - 陆上风电招标、交付持续高增 零部件环节量利齐增 主机环节单价和毛利率拐点迹象明显 [8] - 海上风电重点项目陆续开工 下半年交付有望进入高峰期 [8] 行业前景与优势 - 核电年发电利用小时数常年保持在7000小时以上 位居所有电源之首 [9] - 核电在生产过程中不排放二氧化硫、氮氧化物、烟尘和二氧化碳 [9] - 核电是最清洁、最安全、最高效、占地面积最小的能源形式之一 [9] - 核能未来将在海水淡化、核能制氢、医疗防护等方面发挥更大作用 [9] - 光伏行业已形成"提价"和"限产"两大基本路线 供给侧改革带动价格修复逻辑清晰 [8] 市场反应 - A股相关概念股集体异动 德明利、科华数据、太原重工、润建股份、嘉泽新能等10多只个股涨停 [1][7]

文章核心观点 - 工业和信息化部等部门联合印发《电力装备行业稳增长工作方案（2025-2026年）》，旨在通过提升供给质量、扩大内需、开拓国际市场等举措，推动电力装备行业实现质的有效提升和量的合理增长 [1][2] 总体要求与目标 - 总体要求以推动高质量发展和能源绿色低碳转型为核心，通过提升装备供给、扩大需求、开拓国际市场等举措夯实行业增长基础 [3] - 主要目标是2025-2026年传统电力装备年均营收增速保持6%左右，新能源装备营收稳中有升，新能源装备出口量实现增长 [4] - 电力装备领域国家先进制造业集群年均营收增速目标为7%左右，龙头企业年均营收增速目标为10%左右 [4] 提升装备供给质量 - 统筹实施产业基础再造和重大技术装备攻关，突破一批标志性装备以提升供给水平 [5] - 推动“锻长板”，加快风电等新能源装备高质量发展，实施新型储能技术创新行动 [5] - 加快“补短板”，依托国家科技专项推进关键零部件攻关，支持新能源、智能电网装备等领域关键核心产品创新项目 [5] 扩大国内有效需求 - 依托能源领域重大工程项目稳定需求，加快推进陆上大型风电光伏基地、海上风电规范建设 [5] - 继续实施煤电“三改联动”，推进新一代煤电改造，稳妥有序淘汰落后产能 [5] - 积极稳妥推动重大水电建设，有序开发抽水蓄能，稳步推进核电开发及沿海核电项目核准建设 [5] 开拓国际市场与装备应用 - 深化与新兴市场国家在风电、光伏、储能等领域全产业链合作，引导企业合理有序开展海外布局 [6] - 支持电力领域对外承包工程，鼓励能源开发企业、装备制造企业、金融机构组团出海 [6] - 加快电力装备领域创新产品推广应用，发挥首台（套）重大技术装备保险补偿政策作用 [6][7] 优化环境与标准引领 - 研究制定风电、光伏制造行业规范条件，引导产业优化布局和转型升级 [7] - 加快变压器、电机等技术标准升级，完善电线电缆等行业标准以强化质量要求 [7] - 加大回收循环利用标准供给，推进标准国际化，加强技术标准、检验检测等方面的国际互认 [7] 推动绿色智能转型与产业链协同 - 推动新一代信息技术与电力装备深度融合，引导企业加快全流程数字化转型 [8] - 提高电动机、变压器等能效水平，促进风电、光伏等新能源装备循环利用和再制造 [8] - 发挥先进制造业集群和链主企业作用，培育专精特新“小巨人”企业，促进大中小企业融通发展 [8] 保障措施 - 强化部门协同、央地联动，发挥龙头企业主体作用，形成政策合力稳住行业增长 [9] - 建立稳增长协调机制，加强重点领域数据监测，及时发现苗头性、趋势性问题 [9] - 落实研发费用加计扣除等税收优惠，利用超长期特别国债资金支持能源电力领域设备更新 [9][10]

文章核心观点 - 实现双碳目标需以能源革命为核心 电力转型是关键路径 构建新型电力系统和全国统一电力市场是主要途径 信用体系作为重要保障和支点支撑市场建设[1] 政策框架与实施路径 - 以能源法为根基衔接落实多项政策文件 包括中办国办推进社会信用体系建设意见 发改委能源局建设全国统一电力市场体系指导意见 能源局信用体系政策文件[2] - 结合2024年《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》实施路径系统推进信用体系建设 建设过程体现政府主导与多方协同共建共治[2] 市场建设目标与时间节点 - 2025年初步建成全国统一电力市场体系 2030年基本建成适应新型电力系统要求的市场体系[3] - 当前建设任务紧迫艰巨 需构建多层次市场架构和完备市场体系 建立绿色低碳转型机制 完善市场监管和信用体系[3] 信用体系建设内容 - 信用体系建设是电力市场关键基础环节和行业组成部分 涉及建立主体自律与社会监督机制 完善信用制度规范与评价体系 开展信用评价工作[3] - 加强信用分级分类监管 实现信用信息共享 健全激励惩戒机制 构建基于信用的新型监管机制 保护成员权益 深化信用应用 筑牢信用文化根基[3] 标准化工作进展 - 标准化是信用体系建设基础 能源行业涉电力信用评价标准化技术委员会2020年1月成立 截至2023年完成18项标准制修订（5项行标+13项团标）[4] - 2024年完成《电力企业信用体系建设导则》等3项行标和《电力企业信用风险防控规范》等两项团标编制 已报批待公布[4] - 2024年中启动全国统一电力市场信用体系标准体系框架建设 建议稿包含7个系列44项标准 涵盖信用术语 数据规范 评价标准 信息管理 激励惩戒 技术系统 风险管理[4]

政策背景与目标 - 新型储能发展受党中央和国务院高度重视 政府工作报告连续两年强调发展[3] - 新型储能是构建新型电力系统的客观需要 在双碳目标下应对新能源快速发展带来的系统调峰和电力保供压力[3] - 截至2024年底全国新型储能装机达7376万千瓦[4] - 2025-2027年目标新增装机容量超过1亿千瓦 2027年底达到1.8亿千瓦以上[4] - 三年规划将带动项目直接投资约2500亿元[4] 规模化建设举措 - 促进应用场景拓展 包括电源侧储能应用 电网侧储能应用和创新多场景应用模式[5] - 推动利用水平提升 包括调控方式创新 合理提升调用水平和提高调度适应能力[5] - 引领创新融合 包括大力推动技术创新 组织实施储能产业创新工程和推广试点项目应用[5] - 加强标准体系建设 包括加快完善标准体系 加强关键领域标准制修订和推进国际标准化工作[5] - 加快市场机制完善 包括鼓励全面参与电能量市场 引导参与辅助服务市场和加快价格机制建设[5] 应用场景规划 - 电源侧重点布局大基地配储 新能源配建储能和煤电机组配套储能[6] - 电网侧在关键节点和配电网应用 探索电网替代型储能设施建设[6] - 创新应用模式覆盖工业园区 算力设施 分布式光伏和通信基站等场景[6] 市场机制建设 - 推动新能源加储能作为联合报价主体一体化参与电能量市场交易[7] - 鼓励各地区探索爬坡 转动惯量等辅助服务品种[7] - 推动完善新型储能等调节资源容量电价机制[7] - 要求各地加快推进电力中长期和现货市场建设 完善市场价格形成机制[7]

技术突破 - 中国能建数科集团成功研发人工硐室成套技术 储气密封循环试验压力突破18兆帕 创下五项世界纪录和八大首创成果 [1] - 新技术实现压缩空气储能从理论构想到工程实践的重大跨越 推动行业规模化及产业化发展 [1] - 人工硐室实验室总投资近1亿元 地下空间达9000立方米 最大埋深110米 最高试验压力20兆帕 配备超9000个传感器测点 [4] 行业意义 - 人工硐室技术可扩展至氢气 天然气 氨气 石油等多种战略能源储备 实现多能并储 [1] - 压气储能特别适用于大规模长时储能场景 有效平抑风光发电波动性 提升电网可再生能源消纳能力 [2][3] - 技术突破拓展压缩空气储能电站选址范围 有望大幅降低人工硐室成本 [4] 政策与市场前景 - 国家发改委及能源局将压缩空气储能列为重点发展新型储能技术 要求推动百兆瓦级工程化应用 [5] - 2025年初湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站将实现全容量并网 为世界首个具备完整自主知识产权的大规模非补燃项目 [3] - 预计2030年中国压气储能装机规模达43GW 需从政策补偿 技术瓶颈突破及市场化交易规则三方面推进 [7] 企业战略与商业模式 - 数科集团打造"能储一号"系统解决方案 引领新型储能技术达世界领先水平 [3] - 科技成果已应用于全球首个采用人工硐室的300MW级甘肃酒泉压缩空气储能项目 [6] - 商业化推广存在共享储能 新能源+储能一体化 独立储能电站三种成熟模式 [6] 能源系统需求 - 全国风光电装机容量达16.73亿千瓦 最高用电负荷15.0亿千瓦 装机量与最大负荷比达1.1 波动性电源占比处于高位 [2] - 新型电力系统对长时储能需求强烈 是保障电网稳定及提升可再生能源消纳能力的关键支撑 [2][3] - 上半年中国新型储能装机规模约9500万千瓦 5年增长近30倍 [5]

记者丨雷椰 李德尚玉 实习生王怡茵 编辑丨李博 距离"十四五"规划收官已不足半年。 日前，国务院新闻办举行"高质量完成'十四五'规划"系列主题新闻发布会，国家能源局介绍了"十四五"时期能源高质量发展成就。"十四 五"期间，我国非化石能源消费目标将超额完成，终端用能电能比重已达30%左右，能源投资年破万亿元。 围绕"十四五"能源转型成果、"十五五"规划方向等热点话题，近日，国家气候变化专家委员会委员，国家"十四五"规划专家委员会委员， 中国能源研究会学术顾问、原副理事长，国家发展改革委能源研究所原所长周大地接受21世纪经济报道记者专访。 周大地表示，"十四五"时期我国能源转型已取得系统性突破，为碳达峰奠定坚实基底。面对"十五五"实现碳达峰目标的关键时期，出路是 大力发展新能源，需严格限制煤炭消费并大力发展非化石能源，通过风光核储等零碳电力发展全面替代化石能源增量。转型需政策与市场 协同发力，构建以高比例可再生能源为核心的新型电力系统，同时推动储能规模化应用，在条件成熟的终端用能推广电气化，确保能源结 构优化与系统安全稳定运行。 周大地。资料图 "十五五"我国有望提前碳达峰 《21世纪》："十四五"规划收官在即， ...

新能源电池指数表现 - 国证新能源电池指数上涨3.4% [1] - 储能电池ETF（159566）获1600万份净申购 [1] - 近一周资金净流入合计约7亿元 [1] 其他新能源相关指数表现 - 中证光伏产业指数上涨3.2% [1] - 中证新能源指数上涨2.3% [1] - 中证上海环交所碳中和指数上涨1.8% [1] 储能行业动态 - 8月国内储能系统招标容量47.2GWh 实现同比环比快速增长 [1] - 国内储能系统保持较高订单需求 [1] - 反映建设新型电力系统对储能的高度需求 [1] 指数估值数据 - 该指数滚动市销率2.3倍 [5] - 指数自发布以来估值46.39 [5]

"十四五"能源转型成果 - 建成全球最大电力基础设施体系，发电装机容量占全球三分之一，2024年全国发电量超10万亿千瓦时，国内能源生产总量折合约50亿吨标准煤[4] - 构建全球最大最快可再生能源体系，可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右，单位GDP能耗比"十三五"末下降11.6%[5] - 非化石能源消费比重目标为20%，2024年已达19.8%，预计将超额完成目标，终端用能电能比重达30%左右，能源投资年破万亿元[1][5] - "十四五"前四年能源消费增量达"十三五"五年增量的1.5倍，能源供应保障能力不再是制约因素[4] "十五五"能源规划方向 - 政策体系延续"双碳"目标核心思想，需在"十五五"期间实现能源领域碳达峰，核心是大力发展新能源[1][6] - 需严格限制煤炭消费增长，实现煤炭、石油、天然气梯次达峰，中长期持续大幅降低，通过风光核储等零碳电力全面替代化石能源增量[1][7] - 实施以强度控制为主、总量控制为辅的碳排放双控制度，建立碳达峰碳中和综合评价考核制度[5] - 推动消费方式绿色低碳，通过技术节能、能效提升和倡导合理消费应对数字经济与AI带来的电力需求增长[7] 非化石能源发展规模与路径 - 实现碳中和时年用电量预计达17-20万亿千瓦时，需开发近5亿千瓦水电、30亿千瓦以上风电、50亿千瓦以上光伏、3-5亿千瓦核电，风光装机总量达90-100亿千瓦[9] - 每年需新增风电1-2亿千瓦、光伏2-3亿千瓦，风光合计4亿千瓦以上，推动交通、建筑等重点领域电气化进程[9][10] - 交通运输电动化促使成品油消费量提前达峰，未来以绿氢和生物质能为基础的零碳合成化工将发展，预计2040年后逐步替代现有油气化工[9] - 民用能源转向高度电气化，城乡屋顶光伏发展潜力近30亿千瓦，建筑供热系统转向分散式电采暖和热泵采暖[10] 新型电力系统建设挑战 - 光伏和风电装机快速增加，每年新增数亿千瓦可再生能源并网需求使电网平衡调度面临巨大挑战，火电利用小时数下降[12] - 光伏发电具有波动性，现有电网系统难以完全消纳，依靠煤电机组灵活性改造会导致效率下降、成本上升[12] - 新型电力系统需以高比例可再生能源为核心，通过储能和电力电子技术将间歇性新能源转化为可调度电源[13] - 需构建多层次、相对分散化系统，通过发电权交易、分时电价等机制引导电源公平竞争，降低午高峰消纳压力[13] 电力市场改革与平衡 - 电力市场实现全额竞争上网，为"光风+储"与煤电竞争开辟新途径，需由价格信号引导资源配置[14] - "十五五"期间需使新增电力需求全部由非化石能源提供，保持存量化石能源发电量，煤电设备可有20年左右时间有序退出或作为备用[14] - 电网发展模式需调整，重点服务年增4亿千瓦以上风光新能源建设，构建新型电力运行和调度系统[15] - 需发电企业、电网公司、用户等各方共同承担责任，不能将消纳压力全部压给电网系统[15] 储能技术应用与发展 - "光风+储"可使风光发电稳定，截至今年上半年新型储能装机规模约9500万千瓦，5年增长近30倍[16] - 化学储能技术已具备规模化应用条件，用户侧储能通过分时电价差已展现经济性[16] - 需推动发电方为主的储能建设，鼓励新能源发电企业自建储能设施，改善输出稳定性和可调度性[16][17] - 未来需推动发电方配储，提高上网平稳性，消除中午过高发电高峰，分布式与集中式电源需分别制定上网电量和电价保障方案[17]

行业定位与战略意义 - 光热发电是能源革命的战略支点和新型电力系统建设的重要支撑 [1] - 具备清洁可再生、灵活可调、电网友好的三位一体独特价值 [2] - 作为风光规模化发展的压舱石和新型电力系统稳定器 对构建新型电力系统具有重要意义 [3] 政策支持与法律保障 - 2016年国家核定光热发电标杆上网示范电价为每千瓦时1.15元 并启动首批20个示范项目 [2] - 2023年国家能源局推动光热发电规模化发展 要求结合沙漠戈壁荒漠基地尽快落地项目 [2] - 2025年施行的《能源法》明确提出积极发展光热发电 从法律层面明确其定位和发展模式 [2][3] 装机规模与产业基础 - 截至2024年底中国建成光热发电累计装机容量838.2兆瓦 占全球总装机10.6% [2] - 产业链单位约44万家 其中国有企业1.4万家 民营企业42.1万家 [4] - 实现从技术追赶到自主创新的历史性跨越 形成完全自主知识产权的国产化产业链 [4][5] 技术创新突破 - 关键技术实现重大突破包括大开口熔盐介质槽式集热器系统、超临界二氧化碳光热发电机组、RT86大槽集热器等 [4] - 推出350MW三塔一机大规模独立光热电站方案和高低位熔盐储罐+短轴泵技术方案 [4] - 关键设备部件全部国产化 为大规模商业化应用奠定基础 [4] 成本目标与发展路径 - 当前平准化度电成本0.8-0.9元/千瓦时 目标在十五五期间实现0.4元/千瓦时电价 [1][7] - 需通过规模化效应提升经济性 构建技术-标准-市场生态推动平价上网 [7] - 建议采用政策补贴+碳市场双轨收益路径 通过CCER项目将环境收益纳入回报结构 [7] 发展机制与协作需求 - 呼吁政策协同机制 包括超长期国债支持、容量补偿机制等市场机制 [7] - 需引入优选机制支持技术先进性的大容量项目 避免劣币驱逐良币 [7] - 要求行业单位、科研院所、企业精诚协作解决关键科学问题和重大工程技术难题 [8]