整体仓位与板块配置 - 2025年第四季度主动偏股型基金整体权益仓位为86.45%，较第三季度下降0.97个百分点[4] - 主板仓位从58.6%降至58.4%，科创板仓位从17.4%降至16.4%，创业板仓位从23.6%升至24.8%[1][5] - 周期板块仓位从18.2%大幅上升至21.5%，增加3.3个百分点；成长板块仓位下降2.5个百分点至57.6%，消费板块下降1.6个百分点至14.7%[1][10] 行业持仓变动 - 持仓占比前五的行业为：电子(23.7%)、电力设备(11.4%)、通信(11.1%)、医药生物(8.1%)、有色金属(8.0%)[1][13] - 加仓幅度前五的行业为：有色金属(+2.2%)、通信(+1.8%)、非银金融(+1.0%)、基础化工(+0.8%)、机械设备(+0.7%)[13] - 减仓幅度前五的行业为：电子(-1.9%)、医药生物(-1.6%)、传媒(-1.2%)、计算机(-0.8%)、电力设备(-0.8%)[13] 持股集中度与个股动向 - 基金重仓股持股集中度提升，前5大、10大、30大、50大重仓股持仓占比分别环比上升1.3、0.8、0.6、0.2个百分点[1][20] - 加仓前二十个股以电力设备(5只)和有色金属(4只)居多，减仓前二十个股以电子(7只)和传媒(4只)居多[1][23] - 加仓比例前三的个股为中际旭创(+1.4%)、新易盛(+0.6%)、东山精密(+0.6%)；减仓比例前三为工业富联(-1.1%)、亿纬锂能(-0.6%)、宁德时代(-0.6%)[23][25] 未来展望与关注方向 - 预计成长、部分周期和消费行业一季度基金持仓可能回升或维持高位，驱动因素包括“十五五”规划预热、硬科技攻关、绿色周期建设及消费政策发力[27] - 从持仓数据和景气度看，TMT（特别是电子、计算机）、电新、医药生物及部分消费板块（如家用电器、食品饮料）值得关注[27][28]

电力行业发展成就与现状总结 - 截至2025年底，全国电力装机总规模达到38.9亿千瓦，其中新能源装机规模突破18亿千瓦，装机比重历史性超过火电 [2] - 特高压直流输电通道达到24回，“西电东送”输电能力达到3.4亿千瓦 [2] - 2025年全国用电量首次突破10万亿千瓦时，达到10.37万亿千瓦时，超过美国、德国、日本、印度的用电量总和，有效支撑了“十四五”期间年均5.4%的国民经济增长 [2] - 全国平均供电可靠率超过99.9% [2] - 2025年非化石能源消费比重超过20%，“十四五”以来新能源装机占比从24.3%提升到47.3%，新能源发电量占全社会用电量比重从9.7%提升到22.2% [3] - 建成“沙戈荒”大基地超1亿千瓦，新增跨省区输电通道绿电占比超50%，全国年绿电交易电量达到3200亿千瓦时以上 [3] - 充电基础设施数量突破2000万个，支撑了超4300万辆新能源汽车的充电需求 [3] - 新型储能装机规模超1.3亿千瓦 [3] 新型电力系统建设进展 - 系统友好型新能源电站启动建设，“华龙一号”、“国和一号”、高温气冷堆、小堆等核电技术全面突破 [3] - 新一代煤电引领传统电源转型升级，煤电“三改联动”超额完成任务目标 [3] - 高绿电占比的特高压输电通道支撑新能源规模化基地化开发消纳 [3] - 虚拟电厂、电动汽车充电网络蓬勃发展，绿电直连、智能微电网等新模式新业态不断涌现 [3] - 全国统一电力市场初步建成，新能源实现全面入市 [3] “十五五”及中长期电力发展战略方向 - 电力行业发展正处于从“量的积累”到“质的跃升”关键阶段，到本世纪中叶，电气化率预计超过60%，非化石能源消费比重预计超过70%，电力将成为主导型能源载体 [4] - “十五五”时期是构建新型电力系统的攻坚期，将以高质量发展为主题，以加快构建新型电力系统为主线，坚持电力先行 [5] - 坚持电力先行，以电力发展转型带动新型能源体系和能源强国建设 [4] “十五五”时期电力发展重点任务 - 加快形成绿色低碳电力供应格局：坚持风光水核等多能并举，大力发展新能源，分区分档设定差异化利用率目标，在可靠替代前提下推动新增用电需求主要由新能源满足 [5] - 构建主配微协同的新型电网平台：初步建成以主干电网和配电网为基础、智能微电网为补充的平台，优化全国电力流向，完善区域主网架，构建新型配电系统，建设新型电力调度体系 [5] - 促进用电侧供需协同发展：引导节能高效、绿色低碳用电方式，扩大绿电应用，提高终端电气化水平，以虚拟电厂、车网互动为重点激发用电侧调节资源 [6] - 提升电力系统调节能力：大力实施新一代煤电改造升级，推动煤电向调节性电源转型，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能 [7] - 夯实电力综合保障能力：建立电力供应充裕度监测预警机制，加强电力互补互济，提高新能源功率预测精度，加快建设系统友好型新能源电站，夯实煤电兜底保障基础 [7] - 提高服务国计民生水平：保障民生用电，推动由“用上电”向“用好电”“用绿电”转变，提升城乡居民供电水平，完善电动汽车充电设施网络 [7] 2026年电力行业重点工作部署 - 抓好电力规划发布：科学编制并发布新型电力系统建设“十五五”规划，明确发展路线图 [8] - 抓好电力供应保障：常态化做好电力供应充裕度监测预警，“一省一策”推进支撑性电源和重点电网工程建设，确保迎峰度夏、度冬电力供应平稳有序 [8] - 抓好重点项目实施：推动一批具备条件的特高压输电工程核准开工，推进“沙戈荒”大基地配套电源建设，加快电力互济工程建设，持续加大重大项目投资力度 [8] - 抓好重要政策落实和增量政策制定：推进《促进新能源消纳和调控的指导意见》等重大政策落实，组织开展新型电力系统第一批试点，研究制定源网荷储一体化等新业态管理规范、构网型技术应用、煤电节能降碳等增量政策 [9]

文章核心观点 - 电力行业在“十四五”期间取得显著成就，为能源强国建设奠定基础，当前正处于从“量的积累”到“质的跃升”关键阶段 [3][5] - “十五五”时期是构建新型电力系统的攻坚期，行业将以高质量发展为主题，坚持电力先行，以电力发展转型带动新型能源体系和能源强国建设 [5][6] - 2026年将聚焦规划发布、供应保障、项目实施、政策落实等方面，确保“十五五”电力发展开好局、起好步 [8][9] “十四五”电力行业发展成就总结 - **总体规模与目标**：截至2025年底，全国电力装机总规模达38.9亿千瓦，新能源装机规模突破18亿千瓦，装机比重历史性超过火电，特高压直流输电通道达24回，“西电东送”输电能力达3.4亿千瓦，“十四五”电力规划主要发展目标顺利完成 [3] - **电力供应保障**：建成世界最大清洁电力供应体系，保障了“十四五”期间年均6.6%的用电量增速，支撑了年均5.4%的国民经济增长，2025年全国用电量首次突破10万亿千瓦时，达10.37万亿千瓦时，超过美国、德国、日本、印度用电量总和，全国平均供电可靠率超99.9% [3] - **绿色转型进展**：2025年非化石能源消费比重超20%，“十四五”以来新能源装机占比从24.3%提升至47.3%，新能源发电量占全社会用电量比重从9.7%提升至22.2%，建成“沙戈荒”大基地超1亿千瓦，新增跨省区输电通道绿电占比超50%，全国年绿电交易电量达3200亿千瓦时以上，充电基础设施数量突破2000万个，支撑超4300万辆新能源汽车充电需求 [4] - **新型电力系统建设**：新型储能装机规模超1.3亿千瓦，煤电“三改联动”超额完成任务，虚拟电厂、电动汽车充电网络蓬勃发展，全国统一电力市场初步建成，新能源实现全面入市 [4] “十五五”及中长期电力发展战略方向 - **战略定位**：到本世纪中叶，电气化率预计超60%，非化石能源消费比重预计超70%，电力将成为主导型能源载体，新型电力系统建设成为能源强国的关键支撑 [5] - **发展主线**：以高质量发展为主题，以加快构建新型电力系统为主线，坚持电力先行，统筹发展和安全 [6] “十五五”电力发展重点任务 - **形成绿色低碳电力供应格局**：坚持风光水核等多能并举，大力发展新能源，分区分档设定差异化利用率目标，在实现新能源可靠替代前提下，推动新增用电需求主要由新能源发电满足 [6] - **构建新型电网平台**：初步建成以主干电网和配电网为基础、智能微电网为补充的主配微协同新型电网平台，优化全国电力流向，完善区域主网架，构建新型配电系统，加快智能电网和微电网建设 [6] - **促进用电侧供需协同**：扩大绿电应用，提高终端用能电气化水平，以虚拟电厂、车网互动为重点，激发用电侧调节资源，提高柔性用电水平 [7] - **提升电力系统调节能力**：大力实施新一代煤电改造升级，加快煤电向调节性电源转型，科学布局抽水蓄能电站，大力发展新型储能，提升储能调用水平 [7] - **夯实电力综合保障能力**：建立电力供应充裕度监测预警机制，加强电力互补互济，提高新能源功率预测精度，加快建设系统友好型新能源电站，优化天然气发电布局，夯实煤电兜底保障基础，推动新能源与煤电融合发展 [7] - **提高服务国计民生水平**：保障民生用电需求，推动由“用上电”向“用好电”“用绿电”转变，提升城乡居民供电水平，增强边远地区供电能力，完善电动汽车充电设施网络 [7] 2026年“十五五”开局重点工作部署 - **抓好电力规划发布**：科学编制并发布新型电力系统建设“十五五”规划，明确发展路线图，全面推进重点任务落地实施 [9] - **抓好电力供应保障**：常态化做好电力供应充裕度监测预警，“一省一策”指导推进支撑性电源和重点电网工程建设，确保迎峰度夏、度冬电力供应平稳有序 [9] - **抓好重点项目实施**：年内推动一批具备条件的特高压输电工程核准开工，着力推进“沙戈荒”大基地配套电源建设，加快电力互济工程建设，持续加大电力领域重大项目投资力度 [9] - **抓好重要政策落实和增量政策制定**：深入推进《促进新能源消纳和调控的指导意见》等重大政策落实，研究出台配套方案，组织开展新型电力系统第一批试点，研究制定源网荷储一体化等新业态项目管理规范、构网型技术应用、煤电节能降碳等增量政策 [9]

文章核心观点 - 电力行业需坚持电力先行 以高质量发展和加快构建新型电力系统为主线 为能源强国建设和“十五五”良好开局提供关键支撑 [2][5][6] “十四五”电力行业发展成就总结 - 截至2025年底 全国电力装机总规模达到38.9亿千瓦 其中新能源装机规模突破18亿千瓦 装机比重历史性超过火电 [4] - 特高压直流输电通道达到24回 “西电东送”输电能力达到3.4亿千瓦 “十四五”电力规划主要发展目标顺利完成 [4] - 建成世界最大的清洁电力供应体系 有效保障了“十四五”期间年均6.6%的用电量增速 有力支撑了年均5.4%的经济增长 [4] - 2025年全国用电量首次突破10万亿千瓦时 达到10.37万亿千瓦时 超过美国、德国、日本、印度的用电量总和 [4] - 全国平均供电可靠率超过99.9% [4] - 2025年非化石能源消费比重超过20% “十四五”以来新能源装机占比从24.3%提升到47.3% 新能源发电量占比从9.7%提升到22.2% [4] - 建成“沙戈荒”大基地超1亿千瓦 新增跨省区输电通道绿电占比超50% 全国年绿电交易电量达到3200亿千瓦时以上 [4] - 充电基础设施数量突破2000万个 支撑了超4300万辆新能源汽车的充电需求 [4] - 新型储能技术加快应用 装机规模超1.3亿千瓦 全国统一电力市场初步建成 新能源实现全面入市 [5] “十五五”及中长期电力行业发展方向与任务 - 到本世纪中叶 电气化率预计超过60% 非化石能源消费比重预计超过70% 电力将成为主导型能源载体 [5] - 坚持电力先行 以电力发展转型带动新型能源体系和能源强国建设 [5] - 加快形成绿色低碳的电力供应格局 坚持风光水核等多能并举 大力发展新能源 在实现新能源可靠替代前提下 推动新增用电需求主要由新能源发电满足 [6] - 构建主配微协同的新型电网平台 初步建成以主干电网和配电网为基础、智能微电网为补充的协同平台 建设新型电力调度体系 [6] - 促进用电侧供需协同发展 扩大绿电应用 提高终端电气化水平 以虚拟电厂、车网互动为重点激发用电侧调节资源 [7] - 提升电力系统调节能力 大力实施新一代煤电改造升级 加快煤电向调节性电源转型 科学布局抽水蓄能 大力发展新型储能 [7] - 夯实电力综合保障能力 建立电力供应充裕度监测预警机制 提高新能源功率预测精度 加快建设系统友好型新能源电站 夯实煤电兜底保障基础 [7] - 提高服务国计民生水平 保障民生用电 推动由“用上电”向“用好电”“用绿电”转变 完善电动汽车充电设施网络 [7] 2026年“十五五”开局重点工作部署 - 科学编制并发布新型电力系统建设“十五五”规划 明确发展路线图 [9] - 常态化做好电力供应充裕度监测预警 “一省一策”推进支撑性电源和重点电网工程建设 确保迎峰度夏、度冬电力供应平稳有序 [9] - 年内推动一批具备条件的特高压输电工程核准开工 着力推进“沙戈荒”大基地配套电源建设 加快电力互济工程建设 持续加大重大项目投资力度 [9] - 深入推进《促进新能源消纳和调控的指导意见》等重大政策落实 研究出台配套方案 组织开展新型电力系统第一批试点 [10] - 研究制定源网荷储一体化等新业态项目管理规范、加快构网型技术应用、煤电节能降碳等一批增量政策 [10]

公司股价与交易情况 - 2026年02月12日，公司股价上涨5.18%，报收15.22元/股，成交额25.50亿元，换手率为3.35%，总市值达到780.16亿元 [2] 公司高管与组织变动 - 2026年01月21日，公司董事马玎、沈志翔及副总经理余明星因工作原因辞职 [3] - 2026年01月23日，董事会决议将现有营销中心拆分为营销中心与国际营销中心，并调整子公司投资计划 [3] - 公司确认生产经营正常，但其滚动市盈率为68.18，高于行业均值 [3] 公司经营与产能状况 - 西安智慧产业园于2025年10月投产，设计年产值超过100亿元，覆盖特高压设备制造 [4] - 截至2025年第三季度，公司在手订单约84亿元，合同负债为50.66亿元，同比增长29% [4] 行业政策与前景 - 有研报指出，“十五五”期间全国电网投资规模可能达到4.1万亿元以上，年均增速预计在5%-6% [5] - 新型电力系统建设持续推进，可能为电力设备制造商带来发展机遇 [5]

行业政策与规划 - 根据国家顶层规划，“十五五”时期中国电力系统将围绕新型电力系统建设 [2] - 行业将聚焦技术突破与制度创新，加速能源结构深度调整 [2] 公司战略与行动 - 公司将持续关注行业需求变化和发展趋势，积极把握市场机遇 [2] - 公司将加大技术研发和市场开拓力度，推动公司内在价值不断提升 [2]

公司产能提升举措 - 公司为应对市场可能出现的强劲需求 持续推进产能提升与效率优化工作 [2] - 具体措施包括对现有产线实施智能化改造以提升实验效率 [2] - 具体措施包括有序推进项目建设与技术改造以扩大产能 [2] - 具体措施包括依托西北 东北 华东 华中 华南等多地产业布局 通过多地联动与资源整合优化试验资源配置 [2] - 公司目标是通过上述举措稳步提升特高压及其他试验产能 [2] 行业发展与市场前景 - 在“双碳”目标与新型电力系统建设推动下 特高压 新能源与智能化电网等领域持续快速发展 [2] - 上述发展为检测行业带来长期且确定的市场空间 [2] - 公司有望充分受益于行业扩容与技术迭代 [2]

能源治理现代化报告核心观点 - 绿色低碳理念已贯穿能源治理全过程，新型电力系统建设成为政策聚焦重点，电力市场改革持续走深走实 [1] - 新能源全量入市作为电力市场化改革的关键抓手，正释放多重转型红利，将重构“源网荷储”多元主体商业模式 [1] - 推动能源治理现代化需在能源资源配置市场化方面做透文章，纵深推动全国能源统一大市场，并将其与国家区域协调发展战略有机融合 [2] 战略规划与政策实践 - 报告系统梳理了2024~2025年能源治理政策实践，并聚焦战略规划、科技创新、市场机制等核心领域提出发展建议 [1] - 报告站在全国统一电力市场初步建成和油气“全国一张网”初步建成的新起点，提出未来发展路径 [2] 电力市场改革与机制建设 - 新能源全量入市通过推动新能源交易、绿电交易、绿证交易的价值衔接，将完善科学价格发现机制，为多层次全国统一电力市场体系筑牢基础 [1] - 此举将推动电力市场从单向发用电模式向多主体互动格局转变 [1] - 亟须建立感知电能价格的算力市场机制，以整合算力侧特征与电力侧运行信号，疏导算电协同可能引发的潜在服务质量风险 [2] 行业主体转型与商业模式 - 火电行业正向灵活性调节资源转型 [1] - 新能源电站通过“新能源+储能”模式优化运营 [1] - 感知电能价格的算力市场机制将引导算力用户根据电网运行状态动态优化任务提交时序，同时支撑数据中心放宽服务质量约束，优化算力任务执行时间与位置 [2] - 通过技术创新与商业运营模式创新双轮驱动，拓宽数据中心运行灵活性空间，为其发挥用电负荷时空灵活性提供关键实施手段 [2]

电话会议纪要关键要点总结 一、 涉及的行业与公司 * 涉及的行业：**新型电力系统**、**电力市场化改革**、**新能源（风电/光伏）**、**储能（抽水蓄能/新型储能）**、**虚拟电厂**、**碳交易** [2][3][6][9][12][60] * 涉及的公司：**国能日新** [1][2][13] 二、 核心政策背景与行业趋势 * **政策密集出台，改革加速**：2025年是关键年份，年初的“136号文”、年底前的“15021710”文件以及近期的“114号文”（容量电价政策）等政策出台频次加快，标志着新型电力系统建设和电力市场化交易进入新时代[2][3][5] * **电力管理的“不可能三角”**：政策核心围绕**绿色**（新能源占比提升）、**安全**（电网安全）和**经济**（市场化机制）三个目标展开[6][7] * **容量电价政策（114号文）的核心目的**：在保障电网安全和绿色转型的基础上，完善市场机制，对**煤电、气电、抽水蓄能、新型储能**等可调节性资源给予明确的容量补偿，以平抑新能源波动性[7][8][9] * **政策带来的行业逻辑转变**：从过去的**增量逻辑**转向**增质逻辑**，可调节资源获得保底收入后，**运营能力**成为获取超额收益（通过调频、市场化交易）的关键[10] * **电力市场化交易进展迅速**：从长周期结算省份试点到2025年预计所有省份进入试运行，个别省份已取消峰谷电价，市场建设不断加快[11][12] 三、 国能日新的业务影响与战略布局 * **战略方向得到进一步确认**：电力市场化改革加速，确认了公司以**电力交易业务**作为第二增长曲线的战略方向[13][14] * **主营业务（功率预测）稳健增长**：功率预测业务采用订阅模式，持续增长；去年向分布式市场开放后，业务边际出现积极变化[13][14] * **对2027年业绩信心增强**：基于功率预测装机持续、分布式存量市场潜力以及电力交易业务带来的商业模式变化，公司对2027年业绩开始建立信心[17][18] 四、 电力交易业务的最新进展 * **商业模式三级演进**：从**数据型服务**（“电力万得”，工具包约10万元/年）、**策略型服务**（投资顾问，约15-20万元/年）向**交易托管型服务**（“下场做基金经理”）升级[19][20][21][26] * **托管业务模式**：采用**基础服务费+超额收益分成**模式，单客价值显著提升。例如，独立储能项目基础服务费可达每年100万到200万元[26] * **订单与客户类型多元化**： * 原有策略服务案例：在广东、山西、山东等地为电站提供服务，曾实现单日大几十万、单月几百万的超额收益，或使交易电价高出全省平均电价10%-20%[24] * 新增托管订单：涵盖**售电公司**（如山东）、**独立储能资产持有方**（如宁夏、河南、内蒙古项目），以及与产业方（如东方电气）成立合资公司[24][25][26] * **超额收益案例**：2025年1月，为一个客户提供测算回溯服务，收取100多万服务费，当月已为其创造100多万超额收益[27] * **2026年业务重点**：计划在**储能交易托管**方面重点发力，因为独立储能是双边交易资产，更依赖电力交易能力[28][29] 五、 公司的核心竞争优势与护城河 * **独特的市场卡位**：公司兼具**软件商**（系统建设）、**服务商**（交易团队建设）和**科技公司**（AI算法、大数据）三重属性，在第三方服务商中覆盖全面[35][36] * **核心数据优势**：拥有**功率预测业务**带来的新能源波动性基础数据，能更准确地判断电价变化方向[36][38] * **技术与模型能力**：自研“矿明模型”已升级至第三版，2025年计划再升级两版，专注于市场化交易。在山东的测试中，将电价方向判断准确率从人为主观的51%-52%提升至55%-60%[38][39][40] * **行业认知与战略定力**：对行业认知清晰，新业务探索（如电力交易）是沿着主营业务（功率预测）的核心能力自然延伸，而非追逐热点[42] * **综合实力**：作为上市公司，在财务、融资能力、研发投入上具备优势，团队规模和能力建设处于行业前列[38] 六、 收购萨纳斯的战略意义 * **满足客户一体化需求**：客户希望运营和运维由单一服务商负责，以避免扯皮并最大化资产收益。收购运维公司萨纳斯，补足了**运营+运维+数据服务**的一体化能力[43][45][46] * **收购标的资质**：萨纳斯拥有约**8 GW运维资产规模**和超过**10 GW的数字化资产管理规模**，并非传统运维公司，具备数字化管理平台[48] * **交易合理性**：收购采取“先参后控”模式，降低不确定性；收购估值（基于未来三年动态PE）相较于市场同类交易（如另一上市公司以不超过12倍PE收购运维公司）较为合理[47][49] * **战略转型支撑**：此次收购是公司从**数据服务商**向**运营商**角色转变的关键一步，旨在提升资产运营能力[49] 七、 公司投资并购逻辑 * **股权投资核心**：全部围绕**提升主营业务**发展，包括功率预测、控制类产品、电力交易、虚拟电厂产品及出海渠道的补强[50][51] * **资产投资逻辑**：通过**日新宏盛**平台进行，目的是**“买场景、买数据”**，获取节点数据反哺技术能力，同时提升资产收益和改善资产负债表[51] * **投资风格专注**：公司认为当前阶段专注主业、发展第二增长曲线尤为重要，对跨界标的关注度较低[53][55] 八、 对后续政策与市场的展望 * **政策出台高频化**：2025年政策出台频率极高，几乎每周都有相关政策发布[56] * **关注省级细则落地**：国家层面纲要性政策出台后，各省在考核规则、市场化细则、主体补偿机制等方面的差异和落实细节将是关键，对资产收益的边际影响巨大[57][58] * **未来政策空间广阔**：围绕市场化交易，**虚拟电厂**参与规则、**零碳园区**政策、与国际接轨的**碳交易**（如CEA、CER）等领域仍有大量政策待细化或填补空白[60] * **独立储能系统费用**：“114号文”提及的独立储能系统运营费用分摊问题，各省细则将直接影响储能项目的成本和收益模型[58][59]

2026年1月中国储能招中标市场核心观点 - 储能中标市场整体活跃度环比下降，但储能系统中标能量规模环比反弹回升，EPC（含PC）中标规模同比维持高速增长，显示新型电力系统建设与独立储能项目驱动下的结构性高景气[4][5] - 中标价格呈现分化态势，2小时储能系统均价环比上涨，4小时均价环比下跌，EPC项目价格区间放宽，反映不同技术规格与项目条件对成本的影响显著[6][12][14] - 从应用场景与区域分布看，电网侧是EPC项目的主力，新疆地区EPC中标规模全国领先且环比增幅巨大，新能源配储是重要应用方向[8][10] 中标市场整体概况 - 2026年1月，追踪到储能中标标段186条，同比减少25.3%，环比减少46.2%[4] - 储能系统标段共65条，同比减少58.3%，环比减少25.3%[4] 中标规模分析 - **储能系统**：中标规模为1.6GW/13.9GWh，同比分别下降51.2%和59.4%，环比功率规模下降44.7%，但能量规模增长13.7%[5] - **EPC（含PC）**：中标规模达10.4GW/32.8GWh，同比分别大幅增长135.7%和189.8%，环比分别下降45.9%和31.9%[5] - **规模驱动因素**：储能系统中标能量规模的环比反弹主要由央企集采项目驱动，中国绿发集团的磷酸铁锂储能系统集中采购项目单标段容量近10GWh[5] - **EPC高景气原因**：受益于国内新型电力系统建设加速和独立储能项目的逐步建设，包括乌兰察布的大型压缩空气储能项目和新疆地区多个GWh级独立储能项目[5] 应用场景分布 - **储能系统**：电网侧中标规模3.3GWh，同比减少12.5%，环比减少49.9%，占储能系统中标总规模的23.9%[8] - **储能系统集采**：占比69%，主要包括中国绿发集团的大型集采项目[8] - **EPC**：电网侧中标规模28.8GWh，同比增长180.9%，环比减少33.1%，占EPC中标总规模的87.8%[8] 区域分布 - **新疆领先**：2026年1月新疆地区EPC中标规模7.2GWh，位列全国第一，较2025年12月增加350%[10] - **重大项目**：新疆中标项目包括克拉玛依市2GWh独立新型储能项目、库车市1.2GWh项目、昆玉市1.2GWh项目等多个GWh级别大项目[10] - **新能源配储**：新疆地区1月EPC中标的新能源配储项目占比27.8%，包括新疆和田地区2GWh储能+光伏大型项目[10] 中标价格分析 - **储能系统价格**： - 2小时系统：中标均价530.9元/kWh，同比下降8.9%，环比上涨5.8%，价格区间为489.0元/kWh - 615.2元/kWh[6][12] - 4小时系统：中标均价507.5元/kWh，同比上涨7.9%，环比下跌12.8%，价格区间为420.0元/kWh - 595.1元/kWh[12] - **价格变动原因**：4小时均价环比下跌主要因2025年12月有多个构网型项目中标，而2026年1月此类项目显著减少[12] - **EPC（不含PC）价格**： - 2小时项目：中标均价1167.3元/kWh，同比上涨13.6%，环比上涨8.4%，价格区间宽泛，为580.0元/kWh - 2047.6元/kWh[6][14] - 4小时项目：中标均价898.4元/kWh，同比下降17.9%，环比下降12.4%，价格区间为747.0元/kWh - 998.0元/kWh[14] - **价格极端案例**：2小时EPC最低价低于590元/kWh（宁夏电投项目，无新建升压站与送出线路，建设成本低），最高价达2047.6元/kWh（桂林独立储能电站项目，包含220kV送出线路及对侧间隔扩建改造工程）[14] - **4小时EPC低价项目**：甘肃凉州区九墩滩两个200MW/800MWh项目中标均价已低于760元/kWh[14]