行业投资评级 - 看好 [1] 核心观点 - 山东新能源机制电价竞价结果显示风电表现优于光伏 风电机制电价为0.319元/千瓦时(较煤电标杆电价低19%) 机制电量比例70% 光伏机制电价0.225元/千瓦时(较煤电标杆低43%) 机制电量比例80% [5][9][10] - 国家发改委发布新能源就近消纳电价新机制 明确"谁受益、谁负担"原则 要求项目界面清晰、计量准确 新能源项目可为供电可靠性付费 [5][11][12] - 全球天然气价格呈现分化走势 美国Henry Hub现货价格周跌3.61%至2.94美元/mmBtu 欧洲TTF现货周涨1.27%至32欧元/MWh 英国NBP现货周涨2.13%至79便士/therm 东北亚LNG现货周涨1.77%至11.50美元/mmBtu [5][15][16] 电力行业 - 山东机制电价竞价中风电项目规模达3.5911GW 机制电量59.67亿千瓦时 光伏项目规模1.265GW 机制电量12.48亿千瓦时 [9] - 风电优势源于其出力曲线与负荷曲线更匹配 山东计划优化光伏与风电装机比例 从3.2:1调整为2.6:1 [10] - 就近消纳新机制通过差异化的付费设计 引导新能源项目提升自身平衡能力 减轻系统调节压力 [12][13] - 投资建议关注水电(国投电力、川投能源、长江电力)、绿电(新天绿色能源、龙源电力等)、核电(中国核电、中国广核)、火电(华电国际、建投能源)及电源装备(东方电气、哈尔滨电气) [5][14] 燃气行业 - 美国天然气产量9月上半月达1074亿立方英尺/日 虽较8月高点回落但仍处历史高位 LNG出口终端检修导致原料气需求下降 [15][17] - 欧洲天然气库存水平为79.37% 约903.52太瓦时 较五年均值高92.0% 挪威管道检修及气温偏冷导致供需趋紧 [20][26] - 东北亚LNG需求疲软但受地缘政治风险溢价影响价格逆势上涨 随着高温消散价格有望回落 [15][28] - 投资建议关注城燃企业(昆仑能源、新奥能源等)和天然气贸易商(新奥股份、九丰能源等) [5][32] 市场表现 - 报告期内燃气板块相对沪深300跑赢 公用事业、电力、电力设备及环保板块跑输 [36]

行业投资评级 - 增持（维持）[2] 核心观点 - 新能源就近消纳价格新政平衡成本分摊 绿电直连有望迎发展新机[5][10] - 储能政策频出 容量补偿机制尚有完善空间 重视调节性电源价值[5][10] - AI+能源高质量发展实施意见发布 重视电力+AI投资机会[5][10] 本周行情回顾 - 上证指数报收3,870.60点 上涨1.52%[1][55] - 沪深300指数报收4,522.00点 上涨1.38%[1][55] - 中信电力及公用事业指数报收3077.52点 上涨0.90% 跑输沪深300指数0.49个百分点 位列30个中信一级板块涨跌幅榜第19位[1][55] - 电力及公用事业板块上市公司超半数上涨[1][55] 新能源就近消纳政策 - 国家发展改革委 国家能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 2025年10月1日起实施[5][10] - 就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧[5][10] - 新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35%[5][10] - 按照"谁受益 谁负担"原则 就近消纳项目公平承担输配电费 系统运行费等费用[5][10] - 项目实行按容（需）量缴纳输配电费 下网电量不再缴纳系统备用费 输配环节的电量电费[5][10] - 项目使用公共电网时视同工商业用户 暂按下网电量缴纳系统运行费 逐步向按占用容量等方式缴费过渡[5][10] - 暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益[5][10] - 未接入公共电网的项目 不缴纳稳定供应保障费用[5][10] 储能政策发展 - 国家发展改革委 国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》[5][10] - 2025-2027年全国新型储能新增装机容量超过1亿千瓦 2027年底达到1.8亿千瓦以上[5][10] - 带动项目直接投资约2500亿元[5][10] - 《电力现货连续运行地区市场建设指引》提出研究建立可靠容量补偿机制[5][10] - 要求综合考虑发电机组类型 出力特性 厂用电率 检修停机等因素 科学评估各类型机组及新型储能的容量系数[5][10] AI+能源发展 - 国家发展改革委 国家能源局印发《关于推进"人工智能+"能源高质量发展的实施意见》[5][10] - 到2027年 算力与电力协同发展根基不断夯实[5][10] - 到2030年 算力电力协同机制进一步完善 建立绿色 经济 安全 高效的算力用能模式[5][10] - 电力领域包括电网与水电各5项 火电与新能源各4项 核电3项典型场景建设路径[5][10] 行业数据表现 - 火电煤价下跌至681元/吨[11] - 9月12日三峡入库流量同比上升33.59%[8][30] - 9月12日三峡出库流量同比上升198.15%[8][30] - 硅料价格上升至50元/KG 主流硅片价格上升至1.45元/PC[40] - 全国碳市场交易价格较上周下跌6.21%[48] - 周成交量176.47万吨 周成交额1.08亿元[48] - 最高成交价66.14元/吨 最低成交价61.95元/吨[48] - 本周最后一个交易日收盘价为62.07元/吨[48] - 大宗协议交易周成交量356.34万吨 周成交额2.25亿元[48] - 截至2025年9月12日 全国碳市场碳排放配额累计成交量7.09亿吨 累计成交额487.01亿元[48] 投资建议 - 推荐布局低估绿电板块 推荐优先关注低估港股绿电以及风电运营商[6] - 建议关注新天绿色能源（H） 龙源电力 中闽能源 吉电股份等[6] - 建议关注火电板块：华能国际 华电国际 宝新能源 申能股份 建投能源 浙能电力[6] - 建议关注火电灵活性改造龙头：青达环保 华光环能[6] - 建议关注水核防御：长江电力 国投电力 川投能源 华能水电[6] - 建议关注核电板块：中国核电和中国广核[6] 重点公司业绩预测 - 浙能电力2024A EPS 0.58元 2025E EPS 0.51元 2024A PE 8.90 2025E PE 10.06[7] - 皖能电力2024A EPS 0.91元 2025E EPS 0.94元 2024A PE 8.00 2025E PE 7.81[7] - 国电电力2024A EPS 0.55元 2025E EPS 0.42元 2024A PE 8.20 2025E PE 12.16[7] - 华能国际2024A EPS 0.65元 2025E EPS 0.81元 2024A PE 10.90 2025E PE 9.57[7] - 新集能源2024A EPS 0.92元 2025E EPS 0.93元 2024A PE 7.00 2025E PE 6.81[7] - 青达环保2024A EPS 0.75元 2025E EPS 1.71元 2024A PE 42.80 2025E PE 16.99[7] - 新天绿能2024A EPS 0.40元 2025E EPS 0.55元 2024A PE 20.00 2025E PE 14.53[7] - 华光环能2024A EPS 0.74元 2025E EPS 0.81元 2024A PE 29.70 2025E PE 19.99[7]

政策背景与目标 - 国家发展改革委和国家能源局于2025年9月12日联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，旨在通过市场手段解决新能源消纳难题，为项目投资者提供可行性评估核心依据和制度保障 [1] - 政策从参数要求、费用承担、市场路径三大维度对就近消纳项目给出清晰规范，促进新能源高质量发展和规模化落地 [1] 项目建设技术要求 - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，以厘清权责边界并减少对大电网的安全隐患 [2] - 新能源年自发自用电量需满足双重比例要求：占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 以年用电量1000万千瓦时的工业用户为例，需确保光伏年发电量中至少600万千瓦时（60%）被用户自用，且自用电量占用户总用电量300万千瓦时（30%）以上 [3] 项目经济性评估 - 电能量电费方面，需对比公共电网购电成本与自发自用成本：若新能源发电成本小于购电费用，则项目具有经济性优势 [4] - 输配电费改革从"与电量挂钩"转为"按容（需）量缴纳"，计算公式为：容（需）量电费=按现行政策容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [5] - 负荷率差异直接影响成本：若项目负荷率低于全省110千伏及以上工商业平均水平，输配电成本增加；反之则形成成本节约优势 [5] - 系统运行费暂按下网电量缴纳，自发自用电量无需缴费，但需预判未来按占用容量缴费的过渡方案带来的成本变化 [6] 市场参与路径 - 在现货市场连续运行地区，项目可通过余量上网获取收益，但需应对价格波动风险：高峰时段可能获得高额电价，低谷时段可能面临亏损甚至负电价 [7] - 在现货市场未连续运行地区，原则上不允许反向送电，投资者需通过优化发电与用电曲线匹配度提升自发自用比例（不低于60%）来实现收益 [8] 行业影响 - 政策为新能源就近消纳项目提供制度化保障，有效破解发展难题，促进新能源消纳并减轻电力系统压力 [1][8] - 高自发自用比例要求（60%以上）引导资源向真实用电场景倾斜，减少公共电网输送压力 [3] - 输配电费改革和系统运行费过渡方案要求投资者精准规划容量配置和长期成本结构 [5][6]

政策框架 - 国家发展改革委与国家能源局联合发布通知 旨在通过完善价格机制促进新能源发电就近消纳 推动风能太阳能等新能源资源开发利用 助力能源绿色低碳转型及碳达峰碳中和目标实现 [1] 项目运营要求 - 就近消纳项目需形成清晰物理界面和安全责任界面 新能源发电应作为主要电源 电源接入需位于用户和公共电网产权分界点的用户侧 [1] - 项目新能源年自发自用电量需占总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目比例提升至不低于35% [1] - 项目需具备分表计量条件 电网企业需在发电/厂用电/并网/自发自用/储能等关口安装计量装置以准确计量各环节电量数据 [1] 费用承担机制 - 按照"谁受益、谁负担"原则 就近消纳项目需公平承担输配电费和系统运行费 未接入公共电网的项目无需缴纳稳定供应保障费用 [2] - 输配电费采用按容(需)量缴纳方式 下网电量免除系统备用费及输配环节电量电费 月度容(需)量电费计算包含现行政策容(需)量电费加所在电压等级电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [2] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 未来逐步向按占用容量方式过渡 暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益 [2] 市场参与规则 - 就近消纳项目与其他发电企业及电力用户具有平等市场地位 原则上作为统一整体参与电力市场 [3] - 现货市场连续运行地区按市场规则执行上网电量交易和价格结算 未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电且不开展送电结算 [3] - 项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制 用电时需直接参与市场交易且不得由电网企业代理购电 按下网电量承担上网环节线损费用 [3] 实施安排 - 省级价格主管部门需加强跟踪监测和政策解读 项目业主单位需向地方主管部门备案后向电网企业提出接网申请 自主确定接入电网容量并签订相关协议 [3] - 电网企业需严格审核并提供结算服务 每月向省级价格主管部门报告项目输配电费及系统运行费情况 [3] - 通知明确自2025年10月1日起实施 已接网项目由各地价格主管部门做好统筹衔接 [3]

政策核心内容 - 国家发展改革委和国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 旨在明确新能源就近消纳项目的边界 保供责任和经济责任 推动其加快发展 [1] - 政策按照"谁受益 谁负担"原则 要求就近消纳项目公平承担输配电费和系统运行费等稳定供应保障费用 未接入公共电网的项目不缴纳相关费用 [1][3] - 完善后的价格机制将有效促进新能源消纳利用 通过价格引导项目提升自平衡能力 减轻系统调节压力 [7] 项目边界条件 - 就近消纳项目需具备清晰物理界面和安全责任界面 电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 并安装计量装置准确计量各环节电量 [2] - 项目的新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60% 占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35% [2] - 公共电网对符合条件的项目按规定提供接网和供电服务 并按接网容量保证可靠供电 [2] 费用缴纳机制 - 输配电费实行按容(需)量缴纳 下网电量不再缴纳系统备用费和输配电量电费 高可靠性用户可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费 [3][5] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量等方式过渡 自发自用电量暂免缴纳政策性交叉补贴新增损益 [4][6] - 月度容(需)量电费计算包含按现行政策缴纳的容(需)量电费加上所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [7] 价格机制影响 - 新机制将输配电价中电量电价标准按平均负荷率 月均730小时和接入容量折算为容量电价 负荷率暂按110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行 [8] - 项目实际负荷率高于平均负荷率时 输配电价折算度电水平降低 可获得政策红利 激励项目提升自平衡能力和负荷率 [8] - 新机制鼓励项目减少报装接网容量 提升接网设施利用效率 有利于控制电力系统成本增长 [8] 行业发展前景 - 政策有望破解新能源就近消纳模式发展难题 推动分布式发电和用户侧储能融合发展 形成新的投资建设运营模式 [6][9] - 就近消纳项目通过使用自发新能源电量和合理减少接网容量节约成本 加之价格机制支持 具有较好经济优势 [7] - 市场化价格引导将促进分布式储能发展 推动新能源就近消纳项目加快发展 助力构建新型电力系统 [9]

政策核心内容 - 国家发展改革委和国家能源局印发通知 部署推动新能源实现更高水平的就近消纳 [1] - 通知明确公共电网提供稳定供应保障服务 [1] - 就近消纳项目需公平承担稳定供应保障费用 按照"谁受益、谁负担"原则 [1] 就近消纳项目技术要求 - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面 以新能源发电为主要电源 [1] - 项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [1] - 新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60% [1] - 新能源年自发自用电量占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35% [1] 费用承担机制 - 就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用 [1] - 未接入公共电网的项目 不缴纳稳定供应保障费用 [1]

政策框架 - 公共电网为新能源就近消纳项目提供可靠供电服务 保障安全稳定用电 [1][3] - 就近消纳项目需形成清晰物理界面和安全责任界面 以新能源发电为主要电源 [1][3] - 项目电源应接入用户侧产权分界点 新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60% [1][3] 技术标准 - 项目需具备分表计量条件 电网企业需在发电/厂用电/并网/自发自用/储能等关口安装计量装置 [1][3] - 新能源自发自用电量占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目提高至35% [1][3] - 接入公共电网容量定义为项目同时使用的受电变压器容量及高压电动机容量之和 [4] 费用机制 - 按"谁受益谁负担"原则 项目需承担输配电费和系统运行费 [4] - 输配电费采用容(需)量计费模式 计算公式包含现行容(需)量电费加电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入容量 [4] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量方式过渡 自发自用电量暂免政策性交叉补贴新增损益 [4] 市场参与 - 项目作为统一整体平等参与电力市场 现货市场连续运行地区按市场规则结算上网电量 [5] - 现货市场未连续运行地区不得向公共电网反向送电 项目用电需直接参与市场交易 [5] - 新能源上网电量不纳入可持续发展价格结算机制 下网电量需承担上网环节线损费用 [5] 实施安排 - 省级价格主管部门负责跟踪监测和政策解读 项目业主需向地方主管部门备案后申请接网 [6] - 电网企业需严格审核并提供结算服务 每月向省级价格主管部门报告费用情况 [6] - 政策自2025年10月1日起实施 已接网项目由各地价格主管部门统筹衔接 [6][7]

绿电直连定义与分类 - 绿电直连指电源不接入公共电网，通过专用线路向单一用户供电，电量可物理溯源[2] - 电源类型包括风能、太阳能、生物质能等新能源，涵盖新建和存量项目[2] - 分为并网型（接入用户侧后整体联入公共电网）和离网型（完全独立运行）两类[2] 政策出台背景 - 解决新能源消纳压力，探索就近消纳模式，提高资源利用效率[3] - 应对国际绿色贸易壁垒，满足高载能行业绿色转型需求[3] - 为用户提供降低用电成本的新选择，鼓励自主申报并网容量[3] 政策核心内容框架 - 第一部分明确项目定义、分类及安全优先等建设原则[4] - 第二部分要求加强规划引导，强调源荷匹配与模式创新[4] - 第三部分规定运行管理细则，涉及安全责任界面和系统友好性[4] - 第四部分建立交易与价格机制，推动项目整体参与电力市场[4] - 第五部分部署组织保障，明确各部门职责分工[4] 投资建设规定 - 支持民营企业等非电网主体投资，省级能源主管部门需配合[5] - 允许用户、新能源企业或合资公司投资电源，专线由用户或电源主体投资[6] - 不同投资主体间需签订长期购电协议，明确产权划分与违约责任[6] 新能源消纳与转型要求 - 要求新能源年自发自用电量占比不低于60%，2030年用电量占比提升至35%[7] - 通过配置储能、挖掘用户调节潜力提升自发自用比例[7] 电网安全与运行管理 - 并网型项目需与公共电网明确安全责任界面，自主承担供电中断责任[8] - 项目需纳入地方能源规划，经第三方评审并符合涉网技术标准[9] - 运行阶段由用户主责，接入调度系统接受统一管理[9] 经济性与公平性机制 - 项目需缴纳输配电费等费用，禁止地方违规减免[10] - 允许通过优化发用电曲线参与电力市场交易获取收益[11] 政策落地实施 - 国家层面将加强指导评估，派出机构负责监测执行[12] - 地方需细化要求，组织第三方评审并听取电网意见[12] - 电网企业和市场运营机构需提升技术支持与服务能力[12]