报告行业投资评级 - 领先大市（维持） [2] 报告核心观点 - 国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制，首次为新型储能确权“容量价值”，标志着储能从辅助服务市场走向系统核心保障功能的制度性确认 [5] - 新型储能成为本次政策调整的最大受益方，其深度嵌入“源网荷储”体系的价值得到充分认可，多省补偿政策已率先落地，将有效解决调节电源市场化收益不足的问题，助推投资者加速布局 [5] - 政策设立清晰的行业门槛，呈现出“扶强”特征，旨在倒逼行业从“拼装机”转向“拼系统价值”，头部企业有望实现“容量电价+辅助服务+现货套利=稳定现金流”的稳健模式 [5] - 短期行业将进入加速建设周期，中期行业分化将加剧，清单制管理和严格考核将利好央国企、地方平台及具备一体化服务能力的龙头企业 [5][6] 政策核心内容总结 - **政策发布**：国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）[5] - **机制覆盖范围**：将煤电、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能四类电源纳入统一框架 [5] - **煤电成本回收**：煤电固定成本回收比例提升至不低于50%，对应全国均值约165元/千瓦·年 [5] - **新型储能定位**：首次在国家层面确权“容量价值”，获得正式的“系统角色身份证”，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [5] - **未来方向**：为未来容量市场预留接口，明确电力现货市场连续运行后，逐步由“容量电价”过渡到可靠容量补偿机制 [5] 地方政策实践总结 - **江苏**：通过“用户电价承受能力测算”，将0.5元/千瓦时的调峰补贴分摊至用电企业 [5] - **广东**：调频补偿费用由发电机组按装机比例承担 [5] - **内蒙古**：从现货市场交易手续费中提取资金用于补偿 [5] - **地方政策逻辑**：体现“谁受益、谁承担”的市场化逻辑，让储能的“容量价值”不再依赖财政输血，而是嵌入电力系统成本传导链条 [5] 行业影响与门槛总结 - **行业门槛一（清单制）**：电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [5] - **行业门槛二（考核绑定）**：结合对各类机组管理要求完善容量电费考核办法，未来可能出现“有容量资格，但收益被考核”的情况 [5] - **行业门槛三（市场风险）**：收益获取依赖于对复杂市场环境的驾驭能力，现货市场风险不容忽视 [5] - **政策意图**：用价格机制，倒逼行业从“拼装机”转向“拼系统价值” [5] - **头部企业优势**：凭借资源、技术和运营优势，有望实现“容量电价+辅助服务+现货套利=稳定现金流”的稳健模式 [5] 投资建议总结 - **短期关注**：政策明确了新型储能的容量价值，叠加多省已落地的补偿政策，行业将进入加速建设周期，建议重点关注具备技术优势、项目储备丰富的头部新型储能企业，尤其是在长时储能、构网型技术等有所布局的标的 [5][6] - **中期关注**：行业分化将加剧，清单制管理和严格考核将利好央国企、地方平台及具备一体化服务能力的龙头企业 [6] - **建议关注公司**：阳光电源、海博思创、宁德时代、亿纬锂能、南网能源、四方股份、双杰电气、金盘科技、禾望电气、智光电气、新风光、国能日新等 [6] 行业市场表现总结 - **相对收益**：近1个月为1.68%，近3个月为-0.55%，近12个月为25.5% [4] - **绝对收益**：近1个月为3.33%，近3个月为0.86%，近12个月为48.8% [4]

报告行业投资评级 未提及 报告核心观点 - 2026年1月30日印发的《通知》与十五五规划形成政策协同，我国新型储能步入规模化发展新阶段，未来5年将稳步推进至642GW，年均增速4.2%，将拉动碳酸锂需求量增长接近100万吨 [3] - 短期仍将继续支持碳酸锂价格上行 [4] 根据相关目录总结 《通知》核心内容总结 - 《通知》构建“分类完善+统一补偿+配套优化”体系，填补电网侧独立新型储能容量电价空白 [9] - 分类容量电价机制：煤电容量电价回收固定成本比例≥50%；气电可建立容量电价；抽水蓄能存量项目维持政府定价，增量项目实行“统一容量电价+市场收益分享”模式；电网侧独立新型储能可给予容量电价，按煤电容量电价标准结合顶峰能力折算，实行清单制管理 [9][10] - 可靠容量补偿：现货市场连续运行后，建立统一补偿机制，覆盖煤电、气电、符合条件的电网侧独立新型储能等 [9] - 配套优化：调整煤电中长期交易价格下限，规范储能充放电电费结算，优化区域抽水蓄能费用分摊 [9] 《通知》对储能产业的核心影响 - 政策协同：《通知》容量电价政策激活储能市场，叠加十五五规划，推动新型储能从“补充角色”走向“主体支撑”，加速向300GW目标迈进 [11] - 技术导向：聚焦长时储能，推动锂电转型、非锂电长时储能及钠电稳步规模化，改变锂电“一枝独秀”格局 [11] - 市场扩容：十五五规划明确2030年新型储能装机达300GW，《通知》破解盈利痛点，推动储能装机稳步提速 [11] - 产业联动：带动储能产业链及上游原材料需求增长，推动钠电、非锂电长时储能技术迭代，优化技术结构 [11] 新型储能带动下碳酸锂需求量测算 核心假设 - 技术路线占比：2025年锂电占比96.1%，钠电及其他技术占比3.9%；预计2030年钠电占比达15%、其他10%，两者逐年递增，锂电占比同步回落 [14] - 消耗标准：锂电储能平均649吨/GWh，钠电及其他储能0吨/GWh [14] - 换算标准：2030年1GW储能=4GWh电量 [14] 碳酸锂需求测算 | 年份 | 新型储能新增装机（GW） | 技术路线占比（锂电/钠电/其他） | 配储时长（小时） | 锂电储能电量（GWh） | 碳酸锂需求量（万吨） | 碳酸锂同比增速（%） | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 2025 | 66.43 | 96%/2%/2% | 3 | 189.48 | 12.30 | — | | 2026 | 89.67 | 92%/5%/3% | 3.2 | 263.98 | 17.13 | 39.3 | | 2027 | 105.72 | 87%/8%/5% | 3.4 | 312.71 | 20.30 | 10.8 | | 2028 | 115.34 | 82%/10%/8% | 3.6 | 340.48 | 22.10 | 2.2 | | 2029 | 121.80 | 78%/12%/10% | 3.8 | 361.01 | 23.43 | 1.1 | | 2030 | 65.04 | 75%/15%/10% | 4 | 195.12 | 12.66 | -49.0 | [15] 测算总结 - 未来5年新型储能新增装机累计接近500GW，年均增速约4.2%，累计装机从144.7GW增至642GW，翻倍达成十五五规划目标 [16] - 2026 - 2029年为稳步推进期，增速逐年放缓，2030年为收尾达标年，新增装机回落 [12][16] - 钠电、其他技术路线按平缓节奏渗透，2030年长时储能逐步成为绝对主流，优化锂电主导的技术结构 [12][16]

报告行业投资评级 - 报告未明确给出整体行业的投资评级 [1] 报告核心观点 - 国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，旨在通过完善容量电价机制，引导调节电源投资，稳定其收益，以应对新能源转型中的供需错配问题，为新型电力系统建设扫清制度障碍 [1] - 政策的核心在于通过“精准定价+稳定补偿”，为煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源构建可预期的收益框架，强化电力行业的公用事业属性，推动行业从“周期博弈”向“价值稳定”切换 [1] - 机制的关键突破在于建立以“机组顶峰时段持续供电能力”为核心的统一可靠容量补偿标尺，未来各类调节电源将按此统一标准获得补偿，公平反映实际贡献，引导投资理性化，优化电力系统资源配置效率 [1] 调节性电源机制优化要点 - **应对转型痛点**：完善机制的底层动因源于新能源已成为第一大装机电源类型，但其随机性、波动性强，必须依赖调节性电源“兜底保供”，而这类电源“备而不用”的容量价值此前未得到充分保障 [1] - **解决现行机制问题**：现行机制存在三大问题：部分地区煤电利用小时数快速下降，原有容量电价对固定成本覆盖不足；抽水蓄能定价缺乏成本约束；气电、新型储能容量电价机制各省不统一 [1] - **煤电机制**：明确“通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%”，折合每年每千瓦165元，直接增厚保供电源收益 [1] - **气电机制**：国家明确可参照煤电建立容量电价机制，填补了此前的政策空白，广东已率先落地按机组类型与调节能力分档的差异化定价 [1] - **抽水蓄能机制**：采用“新老划断”策略，对633号文件后开工的电站实行“一省一价”，按弥补平均成本原则制定统一容量电价，电站自主参与市场，收益与用户分享，以倒逼降本增效 [1] - **新型储能机制**：首次在国家层面明确电网侧独立新型储能的容量电价机制，各地可结合当地煤电容量电价标准、储能放电时长、顶峰贡献等因素核定价格，精准锚定其调节价值 [1] 统一补偿机制与行业影响 - **统一补偿标尺**：提出建立“发电侧可靠容量补偿机制”，以“机组顶峰时段持续供电能力”为核心标尺，未来电力现货市场连续运行后，无论煤电、气电、抽蓄或储能，均按此统一标准获得补偿，不再按电源类型单独制定 [1] - **引导理性投资**：统一标尺使顶峰能力相当的机组获得同等补偿，公平反映对系统的实际贡献，避免了盲目布局低效调节资源，推动行业从粗放投资转向理性 [1] - **强化公用事业属性**：通过“精准定价+稳定补偿”为发电主体构建可预期的收益框架，不同发电类型通过容量电价获得稳定“保底收益”，再叠加市场化电能量收益，降低盈利波动性，推动电力行业向“价值稳定”的公用事业属性切换 [1] 投资分析意见与重点公司 - **煤电板块**：推荐煤电一体化带来稳定盈利空间的**国电电力**、**内蒙华电**、**建投能源**，电力端全产业链布局的**广州发展**，以及大机组占比高的**华能国际电力**、**华电国际电力** [1] - **水电板块**：在大水电梯级联调的增发效益下，水电有望量利双增，分红稳定强化红利属性，推荐**长江电力**、**国投电力**、**川投能源**、**华能水电**、**桂冠电力** [1] - **估值数据参考**：报告附有公用事业重点公司估值表，包含火电、新能源、核电、水电等多个板块公司的收盘价及2025-2027年预测每股收益（EPS）和市盈率（PE）数据 [2]

行业投资评级 * 报告未明确给出统一的行业投资评级，但对具体子板块和公司给出了投资建议 [4] 核心观点 * 报告核心观点认为，国家完善发电侧容量电价机制，将推动火电商业模式从发电为主转向容量和辅助服务，火电行业或迎来容量电价超额上涨，其公用事业属性增强，业绩稳定性成为重要观测点 [2][3] * 政策将分类完善煤电、气电、抽蓄容量电价机制，并首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价机制 [2] * 火电盈利模型变革明确，区域差异将逐步扩大，需关注容量供需紧张地区容量电价的上涨，以及市场化交易对电量电价的弥补情况 [3] * 火电商业模型中，容量和辅助服务的权重增加，带动行业从关注度电利润走向关注单位装机利润（类ROE），从发电资产走向调节资源 [3] 政策关键要素总结 * **火电**：因部分地区煤电利用小时数快速下降，将补偿固定成本比例提升至不低于**50%**，并可进一步提升；煤电市场化交易电价下限不再统一执行**20%**，由各地合理确定；放宽长协签约比例要求，鼓励电价与成本变化结合 [2] * **抽水蓄能**：对**633号文**出台后开工的电站，实行弥补平均成本的一省一价的统一容量电价，电站可自主参与市场交易 [2] * **电网侧独立新型储能**：以煤电容量电价为基础，根据满功率连续放电时长/全年最长净负荷高峰持续时长确定折算比例，预计各省差异较大，例如甘肃省将最长净负荷高峰持续时长设置为**6小时** [2] * **可靠容量补偿**：在现货市场连续运行后，对本省机组可靠容量按统一原则补偿 [2] * **项目管控**：对于可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱地区，严控新增调节性电源项目 [2] 投资建议与关注方向总结 * **整体板块**：关注板块部分权重龙头企稳，立足基本面进行布局 [4] * **关注方向一（央国企）**：关注央国企市值管理和资本运作诉求下对市值的诉求，尤其是相关计划较为明晰的公司 [4] * **关注方向二（火电）**：关注火电**Q1**业绩预期差带来的红利资产逻辑演绎；关注市值管理驱动叠加商业模式转型的火电公司，如华能国际电力股份、国电电力、华电国际电力股份、大唐发电**H**、内蒙华电、申能股份、建投能源、京能电力等 [4] * **关注方向三（水电）**：关注水电未来进入主汛期后，在低基数下的业绩改善和估值修复；报告指出长江电力股息率本周再创新高；可关注长江电力、国投电力、川投能源 [4] * **关注方向四（绿电与煤炭）**：双碳政策值得期待，绿电板块可关注年报一季报业绩发布后的补贴发放进程；若煤价在上半年电量同比低基数下有抬升，或逐步扭转电价单边向下的悲观预期，也可改善公用事业板块利润展望，建议关注煤炭行情演绎 [4] * **具体公司**：建议关注受益于煤制气及商业航天的九丰能源、水文超预期且拟收购集团资产的桂冠电力 [4]

行业投资评级 - 评级：增持 [5] 报告核心观点 - 年度长协电价有所下移，但容量电价机制提供盈利托底，继续看好北方煤电盈利的长期趋势 [2][6] - 更看好北方电厂，因其电力供需格局更好，电价优势、产业投资及跨区外送支撑需求，且新能源占比高使得火电调峰保供价值更易在尖峰时段被定价 [6] 行业现状与政策分析 - **2026年长协电价整体承压**：广东年度成交均价约372.14厘/千瓦时（同比约-5.03%），安徽年度双边协商成交均价约371.32元/兆瓦时（同比约-10.09%），江苏年度交易加权均价约344.19元/兆瓦时（同比约-16.55%），浙江年度均价约344.85元/兆瓦时（同比约-16.4%） [6] - **北方电价跌幅小于预期**：含容量电价后，北方电厂电价跌幅在1分左右，南方在2-4分，且当前秦港煤价同比仍有近60元/跌幅，北方电厂盈利可覆盖价格下跌，预计北方四家电力公司2026年盈利仍可能上涨 [6] - **容量电价机制完善**：发改委、能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，核心是“保供与可靠”，为调峰机组不亏损提供机制保障 [6] - **煤电容量电价**：将回收固定成本比例提升至不低于50%，对应容量电价约165元/千瓦·年 [6] - **可靠容量补偿**：对“现货市场连续运行”地区，建立市场化容量价值付费框架 [6] - **独立新型储能**：按“当地煤电容量电价标准×顶峰贡献折算”确定收益，商业模式更清晰 [6] - **交易机制调整**：适当调整煤电中长期交易价格下限、放宽签约比例，鼓励更灵活价格机制 [6] - **电源结构变化**：截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，其中水电、火电、风电、光伏、核电同比分别增长2.9%、6.3%、22.9%、35.4%、2.7% [6] - **区域电力特征**：风光高增推动电源结构变化，在“三北”等新能源占比更高地区，出力波动显著，火电的调峰与保供价值在晚高峰和极端天气时段更易被定价 [6] 区域与公司观点 - **看好北方电厂原因**： 1. 北方电力供需格局相对更好，电价优势和新增产能、绿色产能优势拉动了产业投资，用电需求较好 [6] 2. 北方跨区外送通道使得电量在区域间流动 [6] 3. 新能源较多，尖峰时段电力的稀缺性价格体现会更明显，北方电厂更具获取尖峰收益的条件 [6] - **区域电价预期**：预计内蒙古、甘肃地区的电价在算上容量电价后可能不会跌甚至还略有增长 [6] - **沿海省份压力**：沿海省份长协电价压力更大 [6]

行业投资评级 - 行业评级为“买入”，前次评级亦为“买入” [2] 报告核心观点 - 全国性容量电价机制出台，补齐了电力市场化的最后一块拼图，将引导调节性电源平稳有序建设，保障电力系统安全稳定运行，助力能源绿色低碳转型 [1][5] - 容量电价机制旨在分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能的容量电价机制，标志着调节性电源迎来发展东风 [1][5] 政策机制定位与演进方向 - 横向看，完善的电力市场需体现“能量、调节、容量”三类价值，本次容量电价机制出台后，已构建电能量（中长期+现货）+辅助服务+容量三类市场，补齐了最后一块拼图 [5] - 纵向看，容量电价定价将逐步市场化，当前机制中一系列定价参数仍由政府确定，未来有望逐步向容量市场演进，从“半市场化”走向“全面市场化” [5] 对不同电源主体的具体影响 - **煤电**：延续此前政策要求，将通过容量电价回收煤电机组固定成本的比例提升至不低于50%，并可结合当地市场建设、煤电利用小时数等实际情况进一步提高 [5] - **天然气发电**：放权给省级能源和价格主管部门，参照煤电，按照回收气电机组一定比例固定成本的方式确定容量电价 [5] - **抽水蓄能**：实行新老划断，以《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）为界，此前开工项目继续按原文件政府定价，此后开工项目创新推出“以省为单位、3-5年为周期”的标杆容量电价机制，以倒逼新建机组控制投运成本，推动集约化发展 [5] - **新型储能**：首次建立全国统一的容量电价补偿标准，要点包括：1）未参与配储的电网侧独立新型储能电站可给予容量电价；2）容量电价水平与当地煤电容量电价、折算顶峰能力（储能满功率连续放电时长/系统净负荷高峰时长）等因素挂钩；3）为避免过度建设，电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [5] 投资建议 - 电力市场化拼图补齐，电力交易将迎来大发展，建议关注国能日新、朗新科技等 [5] - 新型储能政策地位显著提升，电网侧独立新型储能加快市场化发展，建议关注海博思创、阳光电源、南网科技、科陆电子等 [5] - 容量电价增加储能收入，电池及材料涨价压力有望向下游传导，建议关注宁德时代、鹏辉能源、湖南裕能、富临精工等 [5] - 火电、抽蓄固定成本回收支持力度增强，亦值得关注 [5] 重点公司估值摘要 - **海博思创 (688411.SH)**：最新收盘价238.52元，预计2025年EPS为4.94元，对应PE为48.28倍；预计2026年EPS为6.32元，对应PE为37.74倍 [6] - **南网科技 (688248.SH)**：最新收盘价51.96元，合理价值63.80元/股，预计2025年EPS为0.90元，对应PE为57.73倍；预计2026年EPS为1.16元，对应PE为44.79倍 [6] - **宁德时代 (300750.SZ)**：最新收盘价350.00元，合理价值488.14元/股，预计2025年EPS为15.04元，对应PE为23.27倍；预计2026年EPS为19.53元，对应PE为17.92倍 [6] - **富临精工 (300432.SZ)**：最新收盘价16.96元，合理价值24.11元/股，预计2025年EPS为0.96元，对应PE为17.67倍；预计2026年EPS为1.27元，对应PE为13.35倍 [6]

政策核心内容 - 国家发改委与国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，首次在国家层面明确建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [1] - 容量电价机制与电力市场交易、价格机制密切相关，《通知》在完善容量电价机制的同时，对电力市场交易和价格机制作了相应优化完善 [1][2] 电网侧独立新型储能容量电价机制 - 对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可给予容量电价 [1] - 容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长净负荷高峰持续时长，最高不超过1 [2] - 各地可根据当地煤电容量电价标准，结合放电时长和顶峰时贡献等因素，建立电网侧独立新型储能容量电价机制 [1] - 电网侧独立新型储能电站实行清单制管理，项目具体清单由省级能源主管部门会同价格主管部门制定 [2] 电力市场交易与价格机制优化 - **推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场**：加快实现抽水蓄能、新型储能公平入市，特别是《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》出台后开工建设的抽水蓄能电站应自主参与电力市场 [2] - **优化煤电中长期市场交易价格下限**：各地可适当调整省内煤电中长期市场交易价格下限，不再统一执行基准价下浮20%的下限，由各地根据电力市场供需、参与市场的所有机组变动成本等情况合理确定下限 [3] - **鼓励供需双方签订灵活价格机制**：鼓励供需双方在中长期合同中签订随市场供需、发电成本变化的灵活价格机制，各地不得强制要求签订固定价，可要求年度中长期合同中约定一定比例电量实行反映实时供需的灵活价格 [3] 政策出台背景与目的 - 近年来，中国新能源大规模发展，已成为第一大装机电源类型，但新能源随机性、波动性强，必须配套建设一定规模的调节性电源 [4] - 为引导调节性电源合理建设、支持其更好发挥调节作用，“十四五”期间国家陆续建立煤电、抽水蓄能容量电价机制，部分省份探索建立了气电、新型储能容量电价机制 [4] - 通过发放“保底工资”的制度性安排，推动相关电源顶峰时发电保供、平时为新能源让路，保障电力系统安全平稳运行，促进新能源消纳利用 [4] - 随着新型电力系统建设发展，现行容量电价机制遇到新情况新问题，需适应新要求，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，适时建立发电侧可靠容量补偿机制 [5]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》[1] - 政策旨在适应新型电力系统和电力市场体系建设需要[1] - 政策核心为分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制[1] 煤电与气电容量电价机制 - 各地将结合实际提高煤电容量电价标准[1] - 可参照煤电建立气电容量电价机制[1] 抽水蓄能容量电价机制 - 对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价[1] 新型储能容量电价机制 - 建立电网侧独立新型储能容量电价机制[1] - 容量电价标准将结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定[1]

整体观点 - 电网政策关注度较高 国家电网预计“十五五”固定资产投资达到4万亿元 较“十四五”期间投资增长40% 年均复合增速有望达7% 略超预期 [4] - 逆周期调节是重点考虑因素 特高压 主配网 智能化 重点工程（雅下水电 电力+算力 清洁能源大基地类）等均受益 [4] - 从资金来源看 国网提升负债或调整输配电价是大概率事件 [4] - 2025年国内储能全年（系统+EPC+PC）项目招标规模447GWh 其中非集采类372GWh 中标规模382GWh 其中非集采类278GWh [4] - 当前市场对未来容量电价机制讨论较多 基于现阶段各省过渡方案 河南 甘肃等省较为科学 补贴水平约0.075-0.15元/kWh [4] 氢氨醇 - “十五五”期间 基于中国未来产业 26年欧盟碳关税双重利好加持下 看好氢氨醇统筹 规模化 超前建设 [5] - 目前上海市进展较快 明确30年建成国际绿色燃料加注中心和交易中心 绿色甲醇及生物燃料加注达到百万吨级 [5] AIDC电源 - 看好国内AIDC建设 亦可配合AI应用形成板块轮动 [5] - 海外层面HVDC方案放量 SST技术合作进展有望兑现 [5] - 北美数据中心27年资本开支情况需等待美股年报时段再进行判断 [5] 电网 - 将形成海外 国内共振的格局 海外电网 国内电网投资预期兑现较好 预期也较高 [5] - 雅下水电电网建设 电力+算力等 预期较低需要重点跟踪 [5] 锂电/储能 - 锂电需求端整体博弈国内储能2026年招标 储能 车端数据仍需跟踪 尚难证实或证伪 [5] - 海外储能跟随北美算力与缺电逻辑 国内储能则跟随政策预期与锂电材料涨价节奏 [5] - 当前锂电行业较为景气 但涨价预期阶段性兑现后 主链方向股价可能缺乏一定上涨动力 阶段性可重点关注新技术如固态电池 [5]

行业投资评级 - 电力设备新能源行业评级为买入（维持）[1] - 环保行业评级为买入（维持）[1] 核心观点 - 国家电网预计“十五五”固定资产投资达4万亿元，较“十四五”期间投资增长40%，年均复合增速有望达7% [3] - 逆周期调节是重点考虑因素，特高压、主配网、智能化、重点工程（雅下水电站、电力+算力、清洁能源大基地类）等均受益 [3] - 从资金来源看，国家电网提升负债或调整输配电价是大概率事件 [3] - 投资应关注氢氨醇、AIDC电源、电网、锂电/储能等方向 [4][5] 电网投资与储能 - 2025年国内储能全年（系统+EPC+PC）项目招标规模447GWh，其中非集采类372GWh；中标规模382GWh，其中非集采类278GWh [3] - 市场对未来容量电价机制讨论较多，基于现阶段各省过渡方案，河南、甘肃等省补贴水平约0.075-0.15元/kWh [3] - 上周招中标数据持续景气，GWh级别招标项目有国能信控2.2GWh储能电池框采、新疆500MW/2GWh独立储能EPC招标 [8] - GWh级别中标项目有中冶京诚中标新疆0.5GW/2GWh独立储能EPC、中国能建中标宁夏0.5GW/2GWh共享储能电站EPC [8] - 根据兰木达电力现货数据，1月5日-1月11日，蒙西周平均价差约为0.21元/kWh，较上周有所收窄 [9] 风电行业数据 - 2024年我国陆风新增装机容量75.8GW，同比增长9.68%，海风新增装机容量4.0GW，同比减少40.85% [10] - 2025年Q1-Q3陆风和海风新增装机容量分别为57.6GW和3.5GW [10] - 2025年1-11月国内风电新增装机量为82.50GW，同比增长59.42%；其中11月新增12.49GW，同比增长109.92%，环比增长40.02% [10] - 2024年国内风电机组公开招标容量164.1GW，同比增长90%；其中陆风152.8GW、海风11.3GW [16] - 2025年1-9月国内风电机组公开招标容量102.1GW，其中陆风97.1GW、海风5.0GW [16] - 2025年12月国内陆风机组（含塔筒）、陆风机组（不含塔筒）中标均价分别为1946、2011元/kW，海风机组中标均价为3057元/kW [16] 风电投资建议 - 重点关注欧洲海风及整机方向 [23] - 欧洲海风行业景气度高，各国项目招标陆续批量释放，26-30年装机有望实现跃升 [23] - 本周英国AR7竞配结果落地，海风项目容量为8.4GW，包括8.2GW固定式、0.2GW漂浮式，体量略超预期 [23] - 风电整机盈利修复趋势尚未结束，26年仍将是盈利修复大年 [24] - 整机盈利修复叠加氢氨醇概念，有望形成共振 [24] 锂电产业链动态 - 2026年1月中国锂电（储能+动力+消费）市场排产总量约210GWh，环比减4.5% [27] - 据乘联分会数据，2026年1月1-11日全国乘用车新能源市场零售11.7万辆，同比2025年1月同期下降38%，较2025年12月同期下降67% [27] - 2026年1月1-11日全国乘用车厂商新能源批发16.7万辆，同比2025年1月同期下降30%，较2025年12月同期下降51% [27] - 2026年1月1-11日，全国乘用车新能源零售渗透率35.5%，批发渗透率43.9% [27] - 头部电池厂材料谈价落地情况符合预期，铁锂、6F、隔膜、铜铝箔均落地预期涨幅 [28] - 固态电池产线月底有望招标，卡位及验证反馈较好的企业有望中标 [28] - 锂电投资逻辑主要博弈长单价格和国内储能2026年排产需求预期 [28] - 供给端关注供给变数较大的锂矿及盈利尚不支持扩产隔膜、铜铝箔的投资机会，推荐排序：碳酸锂>6F>铝箔>隔膜>铜箔>负极 [28] 光伏产业链情况 - 本周产业链电池和组件价格有小幅提升 [38] - 头部企业减产背景下预计2026Q1硅料月度产量将降至7~9万吨区间 [38] - 电池环节在银价再创新高背景下电池片价格持续上调，一线电池厂普遍报价0.42元/W以上 [38] - 根据梳理截至2026年1月14日除硅料外各环节仍无经营利润，行业持续面临经营压力 [38] - N型TOPCon 210R产品，截至1月14日，硅料单瓦净利0.023元/W，硅片单瓦净利-0.03元/W，电池片单瓦净利-0.07元/W，组件单瓦净利-0.11元/W [39] 其他原材料价格 - 本周（2026/1/16）中厚板价格为3405元/吨；螺纹钢价格为3359元/吨；铁矿石价格为753元/吨；轴承钢价格为4845元/吨；齿轮钢价格为4072元/吨 [18] 重点投资方向与关注公司 - 氢氨醇方向：基于中国未来产业、26年欧盟碳关税双重利好，看好氢氨醇统筹、规模化、超前建设 [4] - 上海市进展较快，明确30年建成国际绿色燃料加注中心和交易中心，绿色甲醇及生物燃料加注达到百万吨级 [4] - 建议关注：吉电股份、中国天楹、嘉泽新能、金风科技 [4] - AIDC电源方向：看好国内AIDC建设，海外层面HVDC方案放量、SST技术合作进展有望兑现 [4] - 建议关注：盛弘股份、四方股份、金盘科技、阳光电源、中恒电气 [4] - 电网方向：将形成海外、国内共振的格局，雅下水电站电网建设、电力+算力等预期较低需要重点跟踪 [4] - 建议关注：特变电工、平高电气、四方股份、许继电气、思源电气等 [4] - 锂电/储能方向：当前锂电行业较为景气，但涨价预期阶段性兑现后，主链方向股价可能缺乏上涨动力，阶段性可重点关注新技术如固态电池 [5] - 建议关注：厦钨新能、上海洗霸、宏工科技、纳科诺尔、联赢激光、博苑股份、宁德时代等 [5]