报告行业投资评级 - 看好 [2] 报告的核心观点 - 两部委发文力推绿电直连，蒙东发布全国首个正式136号文细则，4月全国天然气表观消费量下降2%，建议关注电力、天然气、环保、氢能等领域投资机会 [3] 根据相关目录分别进行总结 电力：绿电直连加速推进 蒙东增量项目暂不安排新增纳入机制电量 - 两部委联合印发《通知》，提出探索创新新能源生产和消费融合发展模式，明确绿电“以荷定源”，采用自发自用为主、余电上网为辅的上网方式，新能源年自发自用电量占比有要求，余电上网比例上限由省级能源部门确定 [3][6][7] - 蒙东发布方案，明确存量项目纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基准价，增量项目暂不安排新增纳入机制的电量，推动全部新能源电量参与现货市场中的实时市场，申报价格上限、下限暂定为1.5、 - 0.05元/千瓦时 [3][7][11] - 投资分析意见推荐水电、绿电、核电、火电相关企业 [3][12] 天然气：欧美气价回落 4月全国天然气消费下降2% - 全球天然气需求偏弱，欧美气价回落，美国天然气价格低位震荡，欧洲气价再度回落，东北亚LNG进口价格持平，LNG全国出厂价环比下跌 [13][17][20][28][30] - 4月全国天然气表观消费量下降2%，产量同比增长8.1%，需求侧景气度较弱，主要原因是冬季气温偏暖、上游管道气价格偏高，未来天然气综合成本有望下降，城燃行业量利回升值得期待 [3][13][34] - 建议关注港股城燃企业和天然气贸易商两条投资主线 [35] 一周行情回顾 - 本期电力板块、公用事业板块、环保板块、燃气板块相对沪深300跑赢，电力设备板块相对沪深300跑输 [37] 公司及行业动态 - 我国天然气输送量突破1万亿立方米，正推进城镇燃气管道更新改造及智能化升级工作，计划到2025年底前基本完成城市燃气管道等老化更新改造任务 [42] - 多地发布相关政策文件，包括绿证绿电交易工作细则、煤电机组灵活性改造验收规范、分布式光伏高质量发展实施方案等 [42][46] - 泰国风力发电企业计划投资扩张，2025年6月全国各地公布电网企业代理购电价格，国家能源局核发绿证数量及交易情况 [47][48][52] - 多家公司发布公告，涉及债券发行、项目终止、专利取得、股东减持等事项 [56] 重点公司估值表 - 展示公用事业重点公司和环保及电力设备重点公司的估值表，包括板块、代码、简称、评级、收盘价、EPS、PE、PB(lf)等信息 [60][62]

新能源装机与消纳挑战 - 2024年6月底风电和光伏合计装机容量达11.8亿千瓦 首次超越煤电装机[1] - 年均新增新能源装机规模突破2亿千瓦 "十五五"时期预计延续快速增长 大幅增加系统消纳压力[1] - 新能源发电具有间歇性、波动性和随机性特点 发电出力难以精准预测和控制 对电力系统安全稳定运行带来巨大挑战[2] - 部分地区新能源规划未充分考虑电网承载能力和消纳空间 导致装机规模与消纳能力不匹配[2] 电网侧制约因素 - 电网发展存在区域不平衡问题 新能源富集地区电网建设滞后 输电通道容量不足[2] - 配电网作为电力系统"最后一公里" 在接纳分布式新能源方面能力有限 难以适应高比例分布式新能源接入[2] - 电网投资侧重点已向配电网倾斜[3] 配电网投资与政策支持 - 国家电网"十四五"配电网建设投资超1.2万亿元 占电网建设总投资60%以上[4] - 南方电网配电网可靠性提升工程投资比重达14.66%[4] - 南方电网预计到2025年配电网达5000万千瓦分布式光伏和250万台充电桩接入水平 2027年基本实现柔性化、智能化和数字化转型[4] - 政策鼓励多元主体投资配电网 创新投资方式 吸引社会资本进入 优化投资管理提高效益[4] - 2024年下发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》和《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》两份文件[2] 新型电力系统转型 - 分布式新能源与储能大量接入推动电力系统从"源随荷动"向"源荷互动"转变[4] - 电能替代带来巨量电动汽车、集群空调、电供暖等负荷增量及不确定性加剧[4] - 配电网环节关键技术运行特性发生深刻变化[5] 配电设备技术需求与发展 - 新型电力系统转型对配电设备可靠性、柔性能力和绿色化能力提出新要求[5] - 提升数智化能力是破解新能源消纳难题的关键[5] - 通过互联互通产品、边缘控制以及应用分析与服务三层架构实现完整数字化协同 支持主动运维和预防性运维[5] - 配电网架构中出现越来越多直流微网方案 电网复杂程度进一步提高[5] - 中压直流开关产品创新针对未来电网交直流混网状态[5] - 全矩阵产品具有绿色环保特点 供应链端到端净零碳排放实现真正节能减排[5]

绿电直连政策核心观点 - 政策旨在通过风电、太阳能发电、生物质发电等新能源直连单一电力用户的模式，实现绿电物理溯源和就近消纳，满足企业绿色用能需求[2] - 明确绿电直连分为并网型和离网型两类，并网型需与公共电网形成清晰责任界面，分布式光伏按现有政策执行[2] - 要求项目按安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设，公平承担安全、经济和社会责任[2] 规划引导 - 新增负荷可配套建设新能源项目，存量负荷需在清缴可再生能源基金后通过压减自备电厂实现清洁替代[3] - 省级能源部门需统筹规划项目，将风电和太阳能规模纳入省级开发方案，直连线路按电压等级纳入国土空间规划[4] - 项目接入电压原则上不超过220/330千伏，超限需专项安全评估，要求整体化方案统一建设并同步投产[4] 模式创新与投资主体 - 允许民营企业等非电网主体投资绿电直连项目，电源可由负荷方、发电企业或合资公司投资，直连专线原则上由负荷/电源主体投资[5] - 非同一投资主体需签订多年购电协议或合同能源管理协议，明确电力设施建设、运维等权责[5] - 新能源发电项目豁免电力业务许可（另有规定除外）[5] 源荷匹配要求 - 并网型项目需按"以荷定源"确定电源类型和规模，现货市场连续运行地区可自发自用为主（余电上网为辅），非连续运行地区禁止反送电[6] - 要求新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量的60%、总用电量的30%，2030年前自发自用比例提升至35%[6] - 上网电量占比上限由省级部门确定，一般不超过20%[6] 运行管理规范 - 项目需配置继电保护等二次系统，电网企业需公平提供接入服务，竣工验收报告需报送省级部门和能源局派出机构[7][8] - 并网型项目需接受调度机构管理，内部资源需做到可观、可测、可调、可控，并符合网络安全防护规定[8][9] - 明确项目与公共电网的安全责任界面，自行承担供电中断责任，需自主申报并网容量并与电网协商供电责任[9] 交易与价格机制 - 并网型项目需作为整体参与电力市场交易，负荷不得由电网代理购电，非同一投资主体可分别注册以聚合形式交易[11] - 项目需缴纳输配电费、系统运行费用等，禁止地方违规减免费用[12] - 结算以接入点为参考点，需安装双向计量装置，非同一投资主体间交易电量按绿证和绿电交易规定执行[13] 组织保障措施 - 国家发改委、能源局将加强模式指导和成效评估，省级部门需细化消纳距离、上网比例等要求，避免新能源消纳不及预期[14] - 鼓励向民营企业推介项目，支持民资参与投资建设，要求电网和电力市场机构提升技术支持能力[14]

绿电直连定义与分类 - 绿电直连指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不接入公共电网，通过专用线路直接向单一用户供电，实现电量物理溯源[3] - 直连线路为电源与用户直接连接的专用电力线路[3] - 分为并网型（接入公共电网）和离网型两类，并网型需在用户与电网产权分界点接入[4] 投资主体与模式创新 - 项目主责单位为负荷方，民营企业等非电网主体可参与投资[5] - 电源可由负荷、发电企业或合资公司投资，直连专线由负荷/电源主体投资[5] - 非同一投资主体需签订多年购电协议或合同能源管理协议，明确建设、运维等权责[5] - 新能源发电项目豁免电力业务许可（特殊规定除外）[5] 源荷匹配要求 - 并网型项目需按"以荷定源"原则确定电源类型与规模[6] - 现货市场连续运行地区可采用自发自用为主、余电上网模式，非连续运行地区禁止反送电[6] - 新能源年自发自用电量占比需≥60%（总发电量）和≥30%（总用电量），2030年前自用比例提升至≥35%[6] - 上网电量占比上限通常≤20%，由省级部门核定[6] 调度运行与储能配置 - 并网型项目需按电压等级和容量接受调度管理，内部资源需实现可观、可测、可调、可控[8] - 需配置储能或挖掘负荷调节潜力，降低系统调节压力[9] - 项目与公共电网交换功率峰谷差率不得高于规划值，新能源消纳困难时段禁止反送电[9] 交易与价格机制 - 并网型项目应整体参与电力市场交易，按交换功率结算，负荷不得由电网代理购电[10][11] - 非同一投资主体可分别注册，以聚合形式参与交易，交易电量执行绿证和绿电交易规定[12] - 需缴纳输配电费、系统运行费用等，禁止违规减免费用[22] - 结算以项目接入点为参考，内部需安装双向计量装置[22] 规划与建设规范 - 新增负荷可配套新能源项目，存量负荷需清缴可再生能源基金后开展绿电直连[14] - 省级部门需统筹规划，项目规模纳入省级新能源开发方案，直连线路纳入国土空间规划[15] - 接入电压等级通常≤220(330)千伏，超限需专项安全评估[15]

新能源装机与结构 - 截至2025年4月底，湖北省风电、光伏装机容量达5066.06万千瓦，占该省电源总装机容量的39.00% [1] - 其中，光伏装机容量为4040.29万千瓦，首次超过水电装机容量 [1] 新能源调度系统 - 国网湖北电力创新上线新能源调度系统，实现“源网荷储”一体化协同发展，以增强新能源就地就近消纳能力并支持新型电力系统建设 [1] - 该系统通过云计算技术对海量可控资源进行精细化智能调度控制，自动生成最优调控策略，解决资源聚合监测、预测、分析和调度难题 [1] - 系统实现新能源并网需求下的“自动监测、自动预测、自动分析、自动决策” [1] - 系统通过智能化预测技术，能够提前30分钟精准识别设备超重载风险，实现从“被动响应”到“主动预防”的调度模式转变 [2] - 该系统有效解决了传统调度中因断面越限导致的新能源出力受限问题，显著提高了新能源消纳水平 [2] - 系统对15万户10千伏至500千伏电压等级的新能源发电站进行实时监测和大数据计算，每15分钟对未来4小时电网运行情况进行一次自动校核 [2] - 新能源调度系统已在襄阳、随州、孝感等地市上线应用，接入鄂北地区378座新能源场站，涵盖10千伏及以上风电、光伏、储能等多种类型 [2] 系统应用实例 - 4月12日上午11时43分，襄阳地区新能源发电最大出力突破280万千瓦，其中风电出力81万千瓦、光伏出力199万千瓦 [1] - 系统预测襄阳电网220千伏河牛断面负荷将达到44万千瓦并存在越限风险后，自动生成控制策略：220千伏龚家桥光储电站和110千伏公铺储能电站开启充电模式，220千伏丹江水电厂关停一台机组 [1] 电网基础设施投资 - 国网湖北电力推进“三优六补”网架优化补强工程，通过实施广济变电站主变扩建、编钟变电站主变扩建、荆门东变电站建设等500千伏输变电工程 [2] - 上述工程将有效提升黄冈、随州、孝感、荆门等地区新能源消纳能力500万千瓦以上 [2] 储能与调节资源 - 国网湖北电力规模化利用电化学储能、抽水蓄能等调节资源，以提升电网调节韧性，平抑新能源波动，增强电网调峰调频能力 [3] - 公司共服务42座新型储能电站并网，成功并网的新型储能容量达241.63万千瓦 [3] - 同时还有2座抽水蓄能电站在运营，总容量为127万千瓦，用于支撑新能源消纳和电力保供 [3]

新能源消纳与储能发展 - 山东推动新能源高水平消纳成为能源绿色低碳转型示范区的关键任务，提出2025年新型储能规模突破1000万千瓦的目标 [1] - 山东将新型储能列为"八大行动"之一，探索"以储调绿"的能源转型路径 [1] - 山东计划年内新增压缩空气储能100万千瓦左右，电化学储能200万千瓦以上，支持钠离子电池、飞轮储能等新技术应用 [3] 盐穴储能发展 - 泰安市肥城市中电建2×300兆瓦盐穴压缩空气储能项目入选国家绿色低碳先进技术示范项目，年发电量可达4.2亿千瓦时，相当于节约标煤12万吨 [2] - 泰安市探索"前端采盐建穴、中端储能储气、后端建网延链"的链式发展路径，预计2030年盐穴储能装机突破350万千瓦 [2][3] - 中储国能300兆瓦先进压缩空气储能国家示范电站并网，中能建350兆瓦等项目已开工建设 [3] 新型储能市场 - 截至2024年底全国新型储能项目累计装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，较2023年底增长130%，约为"十三五"末的20倍 [4] - 新型储能行业以电化学储能为主要形式，千亿级市场逐步打开 [4] - 山东将加快完善电力市场机制，拉大储能充放电价差，提升储能电能量市场收益 [6] 储能行业挑战 - 电化学储能度电成本约0.6-0.8元/千瓦时，抽水蓄能约0.4元/千瓦时，高于山东峰谷价差(约0.4元/千瓦时) [5] - 钠离子电池、飞轮储能等新技术尚处商业化初期，银行融资存在顾虑 [5] - 储能项目初始成本较高，电池成本高企导致投资回报周期拉长 [6] 政策支持措施 - 山东明确独立储能向电网送电的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，提升盈利能力 [6] - 要求存量新能源场站继续执行配储政策，稳定存量储能容量租赁收益 [6] - 国家发展改革委、国家能源局联合发文推动新型储能进入以市场引导为主、政策驱动为辅的新发展阶段 [5] 未来发展规划 - 山东将推进源网荷储一体化、绿电产业园、可再生能源制氢、车网互动等新模式建设 [7] - 年内谋划10个左右绿电产业园，建成25座"车网互动"充换电示范站 [7] - 通过电动汽车低谷充电、尖峰放电实现削峰填谷，促进新能源就地消纳 [7]

外贸优品购物季 - 山东在16地市同步启动"2025外贸优品购物季"，省委书记、省长出席济南会场，近400家外贸企业参与，推动外贸转内销 [2] - 2025年前4个月山东进出口1.13万亿元（同比增长7.6%），出口6791.8亿元（+6.2%），进口4489.7亿元（+9.7%），增速居全国前五大外贸省市首位 [2] - 商务厅计划5月中旬至6月下旬举办5期专题促消费活动，覆盖纺织服装、机电等7大品类，组织千余家外贸企业与5000家采购商对接 [2] 跨国公司合作 - 山东2769家规上工业外资企业以7%的数量贡献14.2%营业收入、22.6%利润和14.9%就业 [4] - "十四五"期间累计实际使用外资772.6亿美元，目前外资企业1.9万余家，世界500强企业投资943个项目 [4][5] 人工智能政策 - 山东发布《推进方案》和《政策措施》，聚焦13个重点领域推出28条措施，每年布局150项以上AI基础研究项目 [6] - 政策覆盖化工、铝业、医疗等领域，支持多模态智能等前沿理论研究，实施芯片和软件奖补 [6] 品牌建设 - 第四批"好品山东"品牌新增100个，含78个制造业品牌、14个服务业品牌 [8] - 商务厅将整合财政、金融等资源推出"政策包"，通过电商直播和线下展销同步提升品牌影响力 [8] 新能源发展 - 山东新能源装机1.25亿千瓦（占比51%），光伏8514万千瓦（全国第一），风电2669万千瓦（全国第五） [9] - 实施"八大行动"推动储能建设，目标2025年底新型储能规模突破1000万千瓦 [9]

报告行业投资评级 - 维持“推荐”评级 [8] 报告的核心观点 - 本周电力板块走势弱于大盘，公用事业和电力子板块涨幅低，各子板块表现有差异，火电受益煤价下跌业绩或改善，大水电业绩稳定 [1][10][22] - 广东将组织新能源项目竞价交易，机制电量比例申报上限不高于 90% [2][26] - 东北电力辅助服务规则升级，全国电力辅助服务费用增长，促进新能源消纳 [3][30] - 甘肃推广新能源就近就地消纳模式，力争新能源装机和发电量目标 [33] 每周观点 本周行情回顾 - 行业指数表现：本周电力板块弱于大盘，公用事业和电力子板块涨幅低，近 1 年电力板块表现不及沪深 300 及创业板指数 [1][10][12] - 个股表现：本周电力板块涨幅前五和跌幅前五个股明确，各子板块涨跌幅榜前两名公司也有列出 [19][21] - 投资建议：火电受益煤价下跌业绩或改善，大水电业绩稳定，给出多类标的推荐和关注建议 [22] 本周专题 - 广东省机制电价出炉：2025 年中期组织首次竞价交易，范围为特定新能源项目，机制电量比例申报上限不高于 90% [26] - 东北电力辅助服务新规：7 月 1 日正式启动试运行，规则升级，全国电力辅助服务费用增长，促进新能源消纳 [30] - 甘肃推广新能源消纳模式：推广多种模式，力争新能源装机和发电量目标 [33] 行业数据跟踪 煤炭价格跟踪 - 05 月 14 日环渤海动力煤等价格有周环比变化 [35] 石油价格跟踪 - 05 月 16 日国内柴油、WTI 原油、Brent 原油现货价格有周环比变化 [37] 天然气价格跟踪 - 05 月 15 日国内 LNG 出厂价格指数和中国 LNG 到岸价有周环比变化 [40] 光伏行业价格跟踪 - 05 月 14 日多晶硅致密料等光伏产品价格有周环比变化 [42] 长江三峡水情 - 05 月 16 日长江三峡入库和出库流量、库水位有周环比变化 [51] 风电行业价格跟踪 - 05 月 16 日聚氯乙烯等风电相关产品价格有周环比变化 [56] 电力市场 - 05 月 13 日广东省燃煤、燃气日前现货成交电均价有周环比变化 [59] 碳市场 - 05 月 16 日全国碳市场碳排放配额成交量、开盘价和收盘价有周环比变化 [60] 行业动态跟踪 电力公用行业重点事件 - 多地发布电力相关政策，涉及建筑能源消费、负荷管理、电网监管、光伏发展等 [64] 上市公司重要公告 - 多家上市公司发布发电量、融资融券、项目公告、关联交易等公告 [65][66]

新能源消纳行动方案 - 山东省能源局印发《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》，提出实施"八大行动"提升新能源消纳能力 [1] - 截至当前全省新能源和可再生能源装机1.25亿千瓦，占比超过51%，其中光伏装机8514万千瓦居全国首位，风电装机2669万千瓦居全国第五 [1] - 2024年山东风电利用率96.4%，光伏利用率98.5%，分别高于全国平均值0.5、1.7个百分点 [2] 新能源结构优化 - 山东将优化新能源装机结构，到年底光伏、风电总装机比例由3.2：1优化到2.6：1 [2] - 大力推进风电规模化开发，年内建成华能半岛北L、山东能源渤中G一期等海上风电项目和济南国瑞等陆上风电项目 [2] - 合理有序发展光伏，缓解光伏发电"午间高峰、夜间低谷"问题 [2] 新型储能发展 - 全省新型储能在运规模808.5万千瓦，较2022年底翻两番 [2] - 年内将新增压缩空气储能100万千瓦左右，新增电化学储能200万千瓦以上 [2] - 力争到年底全省新型储能规模突破1000万千瓦 [2] 电网支撑与消纳创新 - 加快推进源网荷储一体化、绿电产业园、可再生能源制氢、车网互动等新模式建设 [3] - 年内谋划10个左右绿电产业园，建设30个源网荷储一体化试点 [3] - 累计建成30家虚拟电厂，推动调节能力年内突破百万千瓦 [3] - 建成25座"车网互动"充换电示范站，实现市级全覆盖 [3] 电力市场化改革 - 加快制订新能源上网电价市场化改革实施方案 [3] - 推动新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [3]

新能源消纳行动方案 - 山东省印发《山东省2025年新能源高水平消纳行动方案》，实施"八大行动"包括新能源结构优化、火电调峰增强、新型储能提振、电网支撑强化、绿电消费促进、消纳模式创新、电力市场化改革深化、用户侧响应能力提升 [1] - "八大行动"坚持"发、调、储、用"各环节协同发力，明确保障新能源消纳的具体目标和重点工作 [2] 新能源装机规模 - 山东省新能源和可再生能源装机1.25亿千瓦，占比超过51% [1] - 光伏装机8514万千瓦，居中国首位 [1] - 风电装机2669万千瓦，居中国第五 [1] 新能源消纳水平 - 2024年山东省风电利用率96.4%，光伏利用率98.5%，分别高于中国平均值0.5、1.7个百分点 [1] 新能源发展措施 - 科学设定新能源发展目标，评估新能源入市对光伏行业的影响，发挥风光互补特性 [2] - 加快推进源网荷储一体化、绿电产业园、可再生能源制氢、车网互动等新模式建设，年内谋划10个左右绿电产业园 [2] 煤电改造 - 山东统筹大型煤电机组建设和存量煤电机组升级改造，预计今年完成煤电机组"三改联动"2000万千瓦左右 [2] 用户侧参与 - 持续优化峰谷分时电价机制、大力发展虚拟电厂，推动电力用户深度参与电网调峰和新能源消纳 [2]