全球及中国新型储能装机规模 - 2024年全球新增投运新型储能项目装机规模达74.1GW/177.8GWh，同比增长62.5%/61.9% [1][3] - 全球储能市场高度集中，2024年中国、美国、欧洲三地新增装机占比超过90% [1][3] - 截至2025年上半年末，中国新型储能装机规模达94.91GW/222GWh，较2024年底增长近29%，占全球总量的40%以上 [1][3] 中国新型储能行业发展驱动因素 - 行业从政策驱动迈入市场驱动新阶段，政策体系持续完善 [2] - 2024年政府工作报告连续两年强调发展新型储能，多项支持政策陆续出台 [2] - 2025年2月明确取消新能源项目强制配储政策 [2] 中国新型储能应用场景分布 - 电网侧储能是新增装机主力，2024年占比达60.0%，其中独立储能占57.6% [3][4] - 电源侧储能占比32.3%，其中光伏及风电配储合计占比30.9% [3][4] - 用户侧储能占比7.7%，工厂配储是核心场景，园区配储、光储充等应用逐步拓展 [3][4] - 2025年9月发布专项行动方案，旨在促进电源侧和电网侧储能应用，并创新多场景应用模式 [4] 中国新型储能行业主要参与者 - 下游应用领域代表性企业包括电网企业（国家电网、南方电网）、发电集团（国家能源集团、国家电投集团等）及专业储能运营商（宁德时代等） [4] 河南省新型储能发展案例 - 设定明确装机目标：2025年超过500万千瓦，2030年达1500万千瓦以上 [5] - 支持力度位于全国前列，印发系列文件完善容量租赁、交易及调度机制 [5] - 发展重点包括在新能源消纳压力大及负荷中心布局电网侧储能，推动独立储能项目建设，拓展用户侧应用 [5] - 省内代表性及相关公司包括豫能控股、易成新能、多氟多及各发电集团河南分公司等 [5]

政策核心与市场阶段 - 广东省发布两项关键规则，标志着新能源电力交易进入“全电量、全方式、全周期”新阶段 [1] - 新能源项目可单独、聚合为虚拟电厂或作为价格接受者参与现货市场与中长期交易 [1] - 建立“新能源项目可持续发展价格结算机制”，新能源上网电价全面由市场形成 [1][4] 新能源装机规模与市场进程 - 截至2025年9月底，广东省风电、光伏新能源装机容量达7743万千瓦，同比增长50.5% [2] - 2025年4月起，广东风电、光伏新能源装机规模已超越煤电，成为省内最大电源类型 [2] - 新能源市场化进程自2022年12月启动试点，至2025年11月1日起实现全省新能源项目上网电量全部进入市场 [2] 电网支持与服务体系 - 广东电网通过数字化并网服务体系优化服务，简化流程并推广线上便捷服务 [3] - 公司创新构建“省级集中核算+地市分散复核”购电结算模式，打通全链条数据线上化交互 [3] - 下一步将完善新型储能及虚拟电厂参与市场机制，提升系统调节能力 [3] 价格结算机制细节 - 机制区分存量与增量项目进行差价结算，存量项目机制电价为0.453元/千瓦时 [4] - 增量项目通过竞价获取差价结算资格，价低者得 [4] - 海上风电和分布式光伏项目中标可锁定14年或12年机制电价 [4] 市场参与与初期动态 - 电力用户可选择的绿电项目数量增多，绿证核发同步推动形成全生命周期管理 [5] - 广东电力交易中心竞价登记系统已开放，截至国庆假期后第三天已有5444个增量项目完成登记 [5]

政策核心内容 - 广东省发布新能源价格结算机制竞价规则和差价结算规则，标志着新能源电力交易进入“全电量、全方式、全周期”新阶段 [1] - 建立“新能源项目可持续发展价格结算机制”，新能源上网电价全面由市场形成 [1][4] - 规则允许新能源项目单独、聚合为虚拟电厂或作为价格接受者参与现货市场与中长期交易 [1] 新能源装机与市场发展进程 - 截至2025年9月底，广东省风、光新能源装机容量达7743万千瓦，同比增长50.5%，规模已超越煤电成为省内最大电源类型 [2] - 新能源市场化进程自2022年12月启动试点，至2025年11月1日起全省新能源项目上网电量将全部进入电力市场 [2] - 2025年10月1日广东电力交易中心竞价登记系统开放，截至国庆假期后第三天已有5444个增量新能源项目完成登记 [5] 价格结算机制细则 - 机制区分存量与增量项目进行差价结算，存量项目机制电价为0.453元/千瓦时 [4] - 增量项目通过竞价获取差价结算资格，海上风电和分布式光伏项目中标者可分别锁定14年及12年的机制电价 [4] - 结算价格将受市场波动影响，与机制电价存在差异，机制电价作为收益“锚点”以保障存量回报和激励增量竞争 [4] 电网支持与服务体系 - 广东电网通过数字化并网服务体系优化服务，推广光伏电量日历线上查看、光伏账单远程推送等便捷服务 [3] - 创新构建“省级集中核算+地市分散复核”购电结算模式，打通全链条数据线上化交互以提升电费结算效率 [3] - 下一步将完善新型储能及虚拟电厂参与市场机制，提升系统调节能力，推动构建新型电力系统 [3] 绿电消费与市场配套 - 绿证核发、交易、应用、核销的全生命周期闭环管理同步推动，丰富了电力用户可选择的绿电项目数量 [5] - 10月将进行首轮增量项目竞价，标志着“新能源电量排位赛”正式开始 [5]

核心改革方案概述 - 天津市发布新能源上网电价市场化改革方案，明确自2026年1月1日起新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成[2][33] - 建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量实行差价结算，市场价低于机制电价时补偿差价，高于时扣除差价，结算费用由全体工商业用户分摊或分享[13][37] - 区分存量与增量项目实施差异化政策，存量项目指2025年6月1日前投产的项目，增量项目指2025年6月1日起投产的项目[14][37] 存量项目政策要点 - 机制电量规模与现行保障性电量规模衔接，单个项目年度机制电量比例默认为其投产年份至2025年底各年非绿电交易电量占全部结算电量比例的最低值[3][38] - 机制电价按现行非市场化电量价格政策执行，基本保持在每千瓦时0.3655元水平[4][38] - 执行期限从2026年1月1日开始，截止时间以项目全生命周期合理利用小时数或投产满20年较早者为准，光伏为26000小时、陆上风电为36000小时、海上风电为52000小时[4][16][39] 增量项目政策要点 - 机制电量通过竞价方式确定，单个项目申报电量规模不高于其预计年上网电量的80%[5][56] - 竞价上限暂定为0.32元/千瓦时，按价格优先原则边际出清，不设置竞价下限[6][59][61] - 执行期限暂按10年执行，起始时间一般为竞价次年1月1日[7][60] 市场参与与交易机制 - 新能源项目全面入市后可选择报量报价直接参与市场或作为价格接受者参与，分布式项目可通过聚合方式参与[12][34] - 现货市场运行前，市场交易均价按中长期市场同类项目加权平均价格确定；现货市场运行后，按实时市场加权平均价格确定[11][43] - 将加快电力市场建设，健全中长期市场，推动分时交易，完善绿电交易规则，绿电交易中电能量价格和绿证价格分别明确[36] 增量项目竞价实施细则 - 竞价工作由市发展改革委、市工信局牵头，国网天津电力公司具体实施，风电和光伏同场竞价，不分类竞价[21][53] - 建立竞价电量总规模调整机制，若申报总电量未达到预设比例（首年按125%），自动调整总规模；对实际投产容量不足核准容量95%的项目，按比例缩减机制电量规模[23][57] - 竞价流程包括资质审核、公示、报量报价、出清结果公示及签订差价协议，首年于2025年10月下旬开展，11月完成[21][65][68] 政策衔接与保障措施 - 纳入可持续发展价格结算机制的电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益[45] - 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网的前置条件，项目可自愿配置储能以提升市场竞争力[45] - 电网企业需在系统运行费中增加"新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用"，并修订代理购电实施细则[45]

宏观经济组 - 2025年前三季度中国GDP同比增长5.2%，较2024年回升0.2个百分点，其中三季度GDP同比增长4.8%，与市场预期持平，但较二季度回落0.4个百分点 [3] - 分产业看，前三季度第一产业增加值同比增长4.0%，第二产业增长4.2%，第三产业增长5.4%，其中三季度第三产业对GDP的贡献率达到60.8%，创两年以来新高 [3][5] - 9月工业增加值同比增速为6.5%，远高于5.2%的市场预期，较8月回升1.3个百分点，主要因今年9月工作日较去年同期多2天 [3] - 前三季度固定资产投资同比增速为-0.5%，今年以来首次由正转负，其中制造业投资为4%，基建投资（不含电力）为1.1%，房地产投资为-13.9% [4] - 9月社会消费品零售总额同比名义增长3%，低于市场预期，前三季度累计同比增速为4.5%，较上半年低0.5个百分点 [4] - 前三季度最终消费支出对经济增长贡献率为53.5%，其中三季度为56.6%，较上半年高4.7个百分点 [5] - 9月全国城镇调查失业率为5.2%，较8月回落0.1个百分点，前三季度平均值为5.2%，与上半年持平 [5] 产业综合组 - 大族数控2025年前三季度实现营业收入39亿元，同比增长67%，归属于上市公司股东的净利润4.92亿元，同比增长142.2%，第三季度单季营收15.21亿元，同比增长95.19%，净利润2.28亿元，同比增长281.94% [10] - AI算力推动高多层板及高多层HDI板市场规模增长及技术难度提升，PCB行业大扩产高度层板的趋势已经开始，看好整个PCB产业链的景气度提升 [10] - 鼎通科技2025年前三季度实现营业收入11.6亿元，同比增长64.5%，归属于上市公司股东的净利润1.76亿元，同比增长125.4%，第三季度单季营收3.7亿元，同比增长48.1%，净利润6117万元，同比增长110.7% [11] - 公司是莫仕、安费诺最大的通讯I/O连接器供应商，营业收入和利润增长主要系通讯连接器业务增长所致，液冷散热设备也将进入交付周期，在AI数据中心建设持续高增长的前提下，业绩有望持续高增长 [11] 先进制造组 - 2025年11月1日起，纳税人销售自产的利用海上风力生产的电力产品，增值税即征即退50%，陆上风电被剔除出优惠政策，该政策对风电行业构成结构性利空，对陆上风电构成实质性利空，对海上风电形成明确利好 [13] - 核电政策将2008年版本的15年，75%/70%/55%三段式优惠调整为10年内按已入库税款的50%先征后退，存量基本不变，在途适度收紧，增量明显收紧，行业受到的整体影响中性偏负 [13] - 容百科技2025年前三季度实现营业收入27.37亿元，同比下降38.29%，归母净利润为-1.35亿元，同比下降227.45%，业绩下降主因是地缘政治冲击导致的市场不确定性增加及市场竞争加剧 [14] - 宁德时代2025年前三季度实现营业收入1041.86亿元，同比增长12.90%，归母净利润185.49亿元，同比增长41.21%，第三季度出货约180GWh，其中储能占比约20%，公司在济宁、瑞庆等基地加速扩产，明确指向2026年前储能产能大幅释放 [14] 消费组 - 燕京啤酒2025年前三季度实现总营业收入134.33亿元，同比增长4.57%，实现归母净利润17.70亿元，同比增长37.45%，第三季度实现总营业收入48.75亿元，同比增长1.55%，实现归母净利润6.68亿元，同比增长26.00% [16] - 业绩增长的核心驱动力来自U8大单品放量，其在2025年上半年销量占比已超20%，较2024年末的17.4%有明显提升，有力拉动了中高端产品收入持续增长 [16] - 公司受益于大麦、包材等原材料价格下行，以及生产端效率提升，成本整体下行，进一步提升了利润率，通过结构性升级与费用管控，推动盈利能力持续突破历史高位 [16]

风电行业发展规模与目标 - 中国风电装机规模已连续15年稳居世界第一 进入年均新增装机1亿千瓦以上的新时代 [1] - 截至目前 全国风电新增并网容量超5784万千瓦 累计并网容量5.8亿千瓦 占全国发电装机容量的15.7% 规模以上企业风电发电量占全社会用电量的10.1% [1] - 目标到2035年 风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上 力争突破36亿千瓦 [1] - 十五五期间年新增装机容量目标不低于1.2亿千瓦 确保2030年累计装机容量达到13亿千瓦 到2060年累计装机达到50亿千瓦 [7] 风能资源潜力与分布 - 三北地区陆上风能资源经济技术开发量超过75亿千瓦 可提供最低成本的电力供应 [3] - 中东南部陆上风能资源经济技术开发量超过25亿千瓦 因地制宜集约发展空间广阔 [3] - 离岸300公里范围内海上风能资源经济技术开发量超过27亿千瓦 已进入大规模商业化开发阶段 [3] 风电技术智能化创新 - 行业推出AI融合的风电创新装备 交易型风机可根据电价波动灵活发电 电价高时多发电 电价低时少发电 [8] - 该智能风机设计使用寿命延长5年 综合测算收益率能提升2%—2.5% [8] - 全球首个AI风储一体机结合气象大模型和能源大模型 能够使风电场收益提升20%以上 [10] - 智能算法参与电力交易全流程 实现分钟级响应 有效破解新能源发电不稳定和电价波动双重不确定性的行业性难题 [14] 风电产业国际化与区域发展 - 风电整机企业加快走出去步伐 已实现对全球六大洲57个国家的机组出口 7家整机商已在海外建厂或正在推进建厂计划 [5] - 辽宁阜新借助风电产业链发展转型 被定位为全省唯一的陆上风电装备产业集群 [14][18] - 阜新风电装备产业链已覆盖风机整机 塔筒 电机 零部件 材料 电气设备等核心部件 [18]

政策核心与实施安排 - 广东省正式印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的实施方案》，标志着新能源可持续发展价格结算机制进入实施阶段 [1] - 首轮新能源机制电量竞价将于2025年10月下旬开展，由广东电力交易中心组织 [1][10] - 该机制是为保障新能源企业合理稳定收益而在市场外建立的一种差价结算机制，对纳入机制的电量实行“多退少补” [26][42] 项目参与资格与分类 - 增量项目定义为2025年6月1日起投产且未纳入过机制电价的新能源项目，不含此前通过竞争性配置确定业主的海上风电项目 [5][27] - 集中式光伏和陆上风电项目不参与本次竞价 [7] - 参与主体需为具有独立法人资格、独立财务核算、信用良好的经济实体，或个人用户及个体工商户 [8] 竞价交易流程 - 项目投资方需通过广东电力市场交易系统完成信息登记、账号注册、授权及承诺书签订等步骤 [9][10] - 交易申报设置两个序列：序列一（海上风电）申报价格上限0.453元/千瓦时，下限0.35元/千瓦时；序列二（光伏）申报价格上限0.4元/千瓦时，下限0.2元/千瓦时 [12] - 交易出清原则为价格低者优先，价格相同时申报时间早者优先，出清价格按入选项目最高报价确定 [15] 机制电量与电价设定 - 机制电量指纳入差价结算机制的电量，增量项目的机制电量比例通过竞价确定 [29] - 存量项目机制电价为固定值0.453元/千瓦时，增量项目机制电价通过竞价确定 [28] - 机制电价执行期限：增量项目中海上风电为14年，光伏为12年；存量项目按20年或全生命周期合理利用小时数确定 [30] 市场参与方式与结算调整 - 新能源参与电力市场主要有三种方式：报量报价参与现货市场、聚合为虚拟电厂报量报价、作为价格接受者参与现货市场 [33] - 结算电费由市场化收益与机制电量差价电费两部分构成，差价电费 = 实际上网电量 × 机制电量比例 × (机制电价 - 市场均价) [42][44] - 对报量报价参与市场的新能源交易单元，阻塞分配机制进行调整，暂按当月实际上网电量的70%计算阻塞分配电量 [38] 竞价结果与执行条件 - 初步交易结果于竞价结束后1个工作日内公示，公示期5个工作日，无异议后报政府主管部门审定发布 [17][18] - 增量项目竞价成功后，必须满足“四可”（可观、可测、可调、可控）条件且已投产，方能开始执行机制电价差价结算 [39] - 若项目实际投产时间较申报时间延迟6个月以内，可保留竞价结果；延迟6个月及以上，则竞价结果作废并取消三年内竞价资格 [22][23]

政策核心方向 - 国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，明确了新一轮电价改革的方向和具体措施[1] 居民与农业用电 - 改革对居民和农业用户的电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策[3] - 许多地方推出了针对多人口家庭的阶梯电价优惠政策，例如一户家庭人口满5人的家庭可申请每户每月增加100度阶梯电量基数[4] - 超出5人的家庭，阶梯电量基数按30度/人·月递增，使多人口家庭能保持在较低的电价档次[4] - 江苏省放宽申请条件，同一设区市内“人户分离”家庭也可办理“一户多人口”用电业务[5] 工商业用电 - 改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降[3] - 工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动[3] - 湖南省实施分时电价体系，峰谷价差拉大，高峰、平段、低谷电价比调整为1.6:1:0.4，尖峰时段在高峰基础上再上浮20%[5] - 煤电容量电价机制建立，煤电机组按发电量收费外，还能按装机容量收取固定费用，相关成本由工商业用户按用电量比例分摊[6] - 2024-2025年多数地方煤电容量电价水平为每年每千瓦100元，部分地方为每年每千瓦165元，2026年起将普遍提升至不低于每年每千瓦165元[6] 新能源发展 - 截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机[5] - 分布式光伏获得独立市场主体资格，可自主或聚合参与交易[8] - 新能源资源丰富地区出现“绿电直连”模式，企业可直接购买价格较低的绿色电力[8] - 一个5千瓦的家庭光伏系统，年均可以省电2800元左右[8] 行业影响与机遇 - 煤电角色向支撑性、调节性电源转变，为新能源大规模并网提供调节支撑[6] - 企业可通过调整生产时间避开高峰用电时段以降低整体用电成本[5] - 户用光伏迎来发展黄金期[8] - 随着能源转型深入推进，电力市场化机制将更完善，新能源价格优势更明显[10]

文章核心观点 - 广东电力交易中心发布两项新规则，旨在通过市场化竞价机制确定新能源增量项目的上网电价和电量比例，以促进新能源高质量发展 [2][13] - 新规则明确了竞价交易的组织流程、参与主体资格、申报方式、结算机制及执行期限，标志着广东新能源上网电价市场化改革进入具体实施阶段 [2][4][13] 竞价规则核心内容 - 首次竞价交易将于2025年第四季度组织开展，此后每年底组织一次，面向已投产及未来12个月内投产的新能源项目 [2][14] - 竞价主体范围为2025年6月1日（含）后投产或承诺未来12个月内投产、且完成政府核准或备案的新能源项目，集中式光伏和陆上风电项目不参与竞价 [3][14][19] - 项目申报信息包括机制电量比例和机制电价，110千伏以下电压等级项目的竞价电量申报比例上限为80% [4][19] - 采用价格优先、时间优先的集中竞价出清机制，机制电价按入选项目的最高报价统一确定 [20][24] - 增量项目机制电价执行期限为海上风电14年、光伏12年，到期后不再执行 [4][22] 结算规则核心内容 - 新能源机制电价差价费用以自然月为周期进行结算，电网企业负责电费结算，交易机构负责提供月度分类型实时市场均价 [4][29][31] - 月度发电侧实时市场电源加权平均价格分为海上风电、其他风电和光伏三类，按其分时上网电量加权计算 [5][32][33] - 机制电量差价电费计算公式为：机制电量 × (机制电价 - 月度发电侧实时市场同类型电源加权平均价格) [39] - 存量项目机制电价执行期限按20年或全生命周期利用小时数等效年份（海上风电23年、陆风19年、光伏21年）的较早者确定 [6] 实施流程与保障措施 - 竞价流程包括项目登记、发布通知、交易申报、统一出清、结果公示和签订差价协议等环节 [23][24][25][26] - 对未按时投产项目设有考核机制，实际投产时间较申报时间延迟6个月及以上则取消竞价结果及三年内竞价资格 [27] - 建立信用管理和竞价秩序管理机制，对操纵市场、串通报价等违规行为进行处罚 [28]

改革核心内容 - 实施深化新能源上网电价市场化改革 建立新能源可持续发展价格结算机制 [1] - 改革措施明确区分存量和增量项目 在电量规模、机制电价和执行期限上分别规定 [1] 存量项目规定 - 存量项目执行范围为2025年6月1日（不含）以前投产的新能源项目 [1] - 单个项目每年纳入机制电量规模原则上不得高于上一年水平 [1] - 存量项目机制电价为0.3749元/千瓦时 [1] - 执行期限按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应月份与投产满20年对应月份较早者确定 [1] 增量项目规定 - 增量项目执行范围为2025年6月1日起投产的新能源项目 [1] - 纳入机制的电量规模每年根据非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素动态调整 [1] - 方案实施后第一年新增纳入机制的电量与2025年新能源非市场化比例妥善衔接 [1] 政策文件发布 - 省发展改革委发布《关于新能源存量项目有关事项的通知》和《辽宁省新能源增量项目竞价方案》 [1] - 文件明确存量项目和增量项目的认定原则、结算（竞价）机制、电价水平、执行期限等内容 [1]