行业投资评级 - 维持推荐评级 [5] 核心观点 - 风光储网行业整体呈现复苏态势 光伏板块业绩触底回升 风电储能板块景气度上行 [1] - 行业供需格局持续优化 整治"内卷式"竞争政策进入落地阶段 产能扩张节奏显著放缓 [1][2] - 行业估值处于历史中低位 风电板块PB-LF分位数35.9% 光伏板块PB-LF分位数37.8% [33] 行业整体表现 - 2025年上半年电力设备行业营业收入7275.1亿元(同比+2.9%)和9066.0亿元(同比+6.1%) 归母净利润286.5亿元(同比-13.2%)和396.7亿元(同比+25.9%) [15] - 行业盈利能力触底回升 2025年2季度毛利率17.9% 净利率0.5% 为2023年3季度以来首次转正 [19] - 在建工程占比从2023年3季度的6.5%回落至2025年2季度的4.8% 产能扩张明显放缓 [26] 光伏板块 - 2025年2季度营收3087亿元(同比-5%) 归母净利润33亿元(同比+60%) 主产业链环节明显修复 [34] - 逆变器板块表现突出 2025年1-2季度营收同比增长43%/25% 归母净利润同比增长79%/25% [21][48] - 多晶硅价格较2024年底上涨28.2% 硅片价格上涨23.8% 产品价格企稳反弹 [45] - 2025年1-7月国内新增光伏装机223.3GW 其中5月单月新增92.9GW创历史新高 [51] 风电板块 - 2025年2季度营收1583亿元(同比+19%) 归母净利润126亿元(同比-0.7%) 复苏态势明显 [61] - 塔筒管桩环节营收同比增长75% 归母净利润同比增长79% 轴承环节营收同比增长148% 归母净利润同比增长639% [21][68] - 风机价格从2024年中1400元/kW提升至2025年6月1600元/kW 招标市场持续景气 [72] - 2025年1-7月国内新增风电装机53.7GW(同比+79%) 7月单月新增26.3GW(同比+801%) [75] 电网设备板块 - 2025年2季度营收2152亿元(同比+11%) 归母净利润136亿元(同比+17%) 保持稳定增长 [81] - 输变电设备归母净利润同比增长34% 配电设备归母净利润同比增长23% [89] - 2024年电网投资完成额6083亿元(同比+15%) 2025年1-7月投资完成额3315亿元(同比+12%) [93] - 变压器出口金额2024年67亿美元(同比+26%) 2025年1-8月56亿美元(同比+38%) [94] 储能板块 - 大储板块2025年2季度营收同比增长30% 归母净利润同比增长35% [21] - 温控板块2025年2季度营收同比增长56% 归母净利润同比增长67% [21] - 受益于136号文落地后独立储能占比提升及海外市场需求增长 [21]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 工业硅虽开工降低但整体供应过剩局面暂未改善，下游需求持平，当前行业库存仍处高位，库存消化有压力，今日工业硅继续回落但整体上升态势未变，操作上建议逢低布局多单 [2] 根据相关目录分别进行总结 期货市场 - 主力合约收盘价8925元/吨，环比 - 25；主力合约持仓量273696手，环比 - 11794；前20名净持仓 - 67515手，环比224；广期所仓单49963手，环比161；12月合约收盘价 - 400元/吨，环比 - 5；11 - 12月合约工业硅 - 400，环比 - 5 [2] 现货市场 - 通氧553硅平均价9500元/吨，环比0；421硅平均价9700元/吨，环比0；Si主力合约基差575元/吨，环比25；DMC现货价11060元/吨，环比0 [2] 上游情况 - 硅石平均价410元/吨，环比0；石油焦平均价1860元/吨，环比0；精煤平均价1850元/吨，环比0；木片平均价490元/吨，环比0；石墨电极(400mm)出场价12250元/吨，环比0 [2] 产业情况 - 工业硅产量366800吨，环比33600；工业硅社会库存55.2万吨，环比1；工业硅进口量1337.59吨，环比1220.14；工业硅出口量76642.01吨，环比2635.83 [2] 下游情况 - 有机硅DMC当周产量4.49万吨，环比0.07；海外光伏级多晶硅市场价15.75美元/千克，环比0.09；长江现货铝合金ADC12平均价20800元/吨，环比0；光伏级多晶硅周平均现货价4154.82美元/千克；未锻轧铝合金出口数量29063.7吨；有机硅DMC当周开工率71.12%，环比 - 1.59；铝合金产量163.5万吨，环比9.9；铝合金出口量29063.7吨，环比4154.82 [2] 行业消息 - 9月15日，宁夏发展改革委、国家能源局西北监管局印发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案》，推动新能源上网电量参与市场交易 [2] 观点总结 - 供应端，工业硅本期开工率33.12%，环比下降1.91%，西南地区有减产预期，部分企业因亏损减产，多数厂家开工到10月底后暂无复产计划，西北地区有电价优势，厂家开工稳定，伊犁地区大厂有复产预期，整体供应过剩局面未改善；需求端，下游集中在有机硅、多晶硅和铝合金领域，有机硅市场下行、利润减少、增产预期下滑，对工业硅需求带动为负，多晶硅行业库存和开工率上行，对工业硅需求增加，但光伏行业需求预计收缩或限制其对工业硅需求增长，铝合金库存上升、价格走平、开工稳定、需求一般，对工业硅拉动有限，三大下游行业对工业硅总需求持平 [2]

AIDC电力设备板块表现 - 近两周AIDC电力设备板块普遍上涨 涨幅前三分别为不间断电源UPS(+21.0%) 高压直流HVDC(+20.7%) 电池后备电源BBU(+15.9%) [1] - 建议关注四大方向：变压器/开关柜环节 UPS/HVDC环节 有源滤波器APF环节 服务器电源环节 [1] - 建议关注金盘科技 明阳电气 禾望电气 盛弘股份 蔚蓝锂芯 [1] 电网投资数据 - 2025年7月全国电源工程投资完成额653亿元 同比-8.9% 1-7月累计投资额4288亿元 同比+3.1% [1] - 2025年7月全国电网工程投资完成额404亿元 同比-0.7% 1-7月累计投资额3315亿元 同比+12.5% [1] - 建议关注三大方向：下半年特高压订单与交付景气 虚拟电厂与电力交易 电力设备出海 [1] 风电行业数据 - 2025年7月新增风电装机2.28GW 同比-44.0% 1-7月新增装机53.67GW 同比+79.4% [1] - 截至2025年7月末累计风电装机574.87GW 占发电装机总容量15.7% [1] - 近两周风电板块普遍上涨 涨幅前三为轴承(+14.9%) 整机(+12.5%) 叶片(+11.7%) [1] 海风发展前景 - 2025年上半年江苏 广东海风重大项目陆续开工 二季度进入交付旺季 [2] - 2025年是国管海风开发元年 规划 竞配 招标 政策下半年有望落地 [2] - "十五五"期间年均海风装机有望超20GW 远超"十四五"水平 [2] 陆风行业趋势 - 2025年陆风行业装机有望达100GW创历史新高 [2] - 年初以来零部件企业量价齐增 全年业绩有望大幅增长 [2] - 主机企业国内制造盈利磨底 三季度交付端将迎来单价和毛利率双重修复 [2] 风电投资方向 - 建议关注出口布局领先的管桩 海缆龙头 [2] - 建议关注国内盈利筑底 出口加速的整机龙头 [2] - 建议关注零部件企业2025年量利齐增机会 [2] 发电量数据 - 2025年8月规上工业发电量9363亿千瓦时 同比+1.6% [2] - 2025年1-8月规上工业发电量64193亿千瓦时 同比+1.5% [2] - 8月份规上工业风电增速加快 水电降幅扩大 火电 核电 太阳能发电增速放缓 [2] 广东新能源电价政策 - 广东省发布新能源上网电价市场化改革实施方案 [3] - 存量项目机制电价按0.453元/千瓦时执行 [3] - 增量项目分为海上风电 其他风电和光伏三类 海上风电和光伏项目分别组织竞价 [3]

文章核心观点 - 广东省发布新能源上网电价市场化改革方案 推动风电 光伏等新能源电量全面参与电力市场交易 建立可持续发展价格结算机制 区分存量和增量项目分类施策 确保2025年底前实现新能源上网电价全面市场化[1][15] 新能源上网电价市场化改革 - 2025年11月1日起全省新能源项目上网电量全部进入电力市场 上网电价通过市场交易形成[1][18] - 鼓励10千伏及以下新能源聚合后报量报价参与市场交易 其余接受市场形成的价格[1][18] - 现货市场交易出清价格上限为1.8元/kWh 申报 出清价格下限为-0.05元/kWh[2][19] - 完善适应新能源出力特点的中长期交易机制 允许供需双方自主确定中长期合同的量价 曲线等内容 不对中长期签约比例进行限制[18] 存量项目政策 - 存量项目范围为2025年6月1日前已投产的新能源项目[21] - 110千伏以下电压等级项目机制电量比例上限取100% 2025年1月1日起新增并网的110千伏及以上电压等级集中式光伏项目机制电量比例上限取50% 其他项目机制电量比例上限取70%[3][21] - 存量项目机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行[4][21] - 执行期限按照20年或全生命周期合理利用小时数扣减截至2025年5月31日的累计投产时间较早者确定 到期后不再执行机制电价[5][21] 增量项目政策 - 增量项目范围为2025年6月1日起投产且未纳入过机制电价的新能源项目[22] - 每年新增纳入机制的电量规模由广东省发展改革委 广东省能源局按照相关规定确定 并在竞价前予以公布[6][22] - 集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电量竞价 110千伏以下电压等级项目的竞价电量申报比例上限取80% 其他项目的竞价电量申报比例上限原则上与存量项目机制电量比例上限保持一致[6][22] - 海上风电项目竞价上限0.453元/千瓦时 竞价下限0.35元/千瓦时 光伏项目竞价上限0.40元/千瓦时 竞价下限0.20元/千瓦时[7][22][30] - 竞价时按报价从低到高确定入选项目 机制电价原则上按入选项目最高报价确定 但不得高于竞价上限[7][22] - 海上风电项目执行期限14年 光伏项目12年 到期后不再执行机制电价[8][22] 储能配置政策 - 鼓励新能源企业自愿按一定比例配建或租赁储能设施 提高新能源利用率[2][24] - 配置储能不再作为新建新能源项目核准 并网 上网等的前置条件[2][24] - 对2025年6月1日前已并网的新能源存量项目 继续执行配置储能政策[2][24] 政策协同机制 - 完善绿电交易规则 申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格[24] - 纳入可持续发展价格结算机制的电量 不重复获得绿证收益[24] - 研究探索多年期绿电交易机制 引导新能源企业与用户签订多年期绿电交易合同[24] 实施时间表 - 方案自2025年11月1日起执行[27] - 2025年暂按现有参数执行 后续视情况调整[30]

新能源上网电价市场化改革 - 山东于9月11日公示2025年新能源机制电价竞价结果 成为全国首个落实136号文的省份 标志着新能源上网电价市场化改革正式落地[1] - 改革方案明确存量新能源项目按国家政策上限执行 增量项目引入市场化竞价规则[1] - 改革使新能源发电从固定上网电价模式转向市场化 不再是稳赚不赔的生意[1] 负电价现象与影响 - 山东是国内首个出现负电价的省份 2024年“五一”假期负电价时长超过40小时 而2023年同期为19小时[3] - 负电价出现的原因是电力供大于求 尤其在用电负荷低、风光出力高的时段 新能源装机快速增长是主因 山东光伏发电累计并网容量达9118万千瓦 位居全国第一[3] - 负电价是成熟电力市场的常见现象 可作为市场灵活调节的手段 激励用户从“按需用电”转向“按价用电”以促进新能源消纳[4] 车网互动（V2G）的发展与潜力 - 车网互动（V2G）被视为下一代重要的柔性资源 具备分布广、响应快、易调度等特点 能使电动汽车成为“移动储能”单元 实现与电网的能量双向流动[5] - 全国新能源汽车保有量已达3140万辆 较“十三五”末增长超过五倍 充电终端达1610万个 山东省2024年新能源汽车销量达88.93万辆 同比增长67.8% 占家用汽车总销量近一半[6] - 政策支持力度加大 2024年文件提出力争2025年底前建成5个以上示范城市及50个以上双向充放电示范项目 山东有4个项目入选首批试点[6] 车网互动面临的挑战 - 车网互动规模化面临多重障碍 包括技术标准不统一、商业模式不成熟、多方利益协调复杂及用户参与意愿不足[8] - 核心问题在于利益协调机制不明确 私家车主向电网放电的收益机制（上网电价）不清晰 峰谷价差有限 收益模式单一 难以形成足够经济激励[9] - 电力系统整体规划尚未充分纳入车网互动 跨部门协同不足 居民端缺乏差异化分时电价 限制了用户参与积极性[11] 山东在车网互动领域的实践 - 山东推出多项改革措施推动车网互动与电力现货市场衔接 2024年1月6日发布通知 允许充电设施运营单位自愿参与价格机制改革试点[10] - 山东电力组织了国内首个面向电力现货市场的大规模车网互动充放电验证活动 涉及多城市、多品牌新能源汽车车主[10] - 在验证活动中 山东电力采用“现货电价+阶梯容量补偿电价”模式 放电电价最高时段（18-19点）达每千瓦时3.71元 最低时段（10-13点）为每千瓦时1.42元 以提供充分激励[11]

政策核心内容 - 宁夏推动新能源上网电价全面由市场形成，建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 [1] - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成 [1] - 分布式（分散式）新能源项目参与市场交易的方式有直接参与、通过聚合方式参与和作为价格接受者参与三种 [1] 市场交易与价格形成机制 - 电力现货市场未连续运行时，市场交易均价根据同类项目月度中长期交易加权平均价格确定 [2] - 电力现货市场连续运行时，市场交易均价根据同类项目实时市场月度加权平均价格确定 [2] - 市场交易均价不按单个项目确定，用于差价结算的市场交易均价取所有同类项目月度加权交易均价，初期按风电、光伏两类区分 [2] - 增量新能源项目机制电价通过统一竞价形成，竞价上限暂设为0.2595元/千瓦时，下限为0.18元/千瓦时 [2] 可持续发展价格结算机制 - 在市场外建立差价结算机制，对市场交易均价低于或高于机制电价的部分，纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享 [1] - 机制电价为宁夏燃煤发电基准价0.2595元/千瓦时 [1] - 2025年6月1日前投产的新能源存量项目，分布式（分散式）项目上网电量全部纳入机制电量，集中式补贴项目机制电量比例为10% [1] - 2024年6月1日前投产的集中式平价项目机制电量比例为30%，2024年6月1日起投产的集中式平价项目机制电量比例为10% [1] 政策实施与后续安排 - 《实施方案》于2025年10月1日实施后，新能源项目不再执行2025年优先发电计划 [2] - 新能源项目投资主体变更时，原电量规模、机制电价继续执行 [2] - 在项目纳入机制的电量规模范围内，每年自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年 [2] - 执行期限内可自愿申请退出，执行到期或自愿退出的，均不再纳入机制执行范围 [2] - 宁夏随后将印发竞价相关细则，首次竞价工作初步确定于10月份开展 [3]

改革核心与方向 - 推动风电和太阳能发电上网电量全面进入电力市场 通过市场交易形成价格 [1] - 坚持市场化改革方向 完善适应新能源发展的市场交易和价格机制 [1] - 区分存量项目和增量项目分类施策 建立可持续发展价格结算机制 [1] 市场交易机制设计 - 竞价机制设置申报充足率下限以引导行业竞争 [1] - 每年10月组织已投产及未来12个月内投产的项目自愿参与竞价形成机制电价 [1] - 风电和太阳能发电分类组织竞价 在缺乏有效竞争时统一合并竞价 [1] 中长期市场交易安排 - 缩短交易周期 提高交易频次至周、多日、逐日开市 [2] - 允许供需双方结合新能源出力特点灵活确定中长期合同的量价、曲线及结算参考点 [2] - 省内绿电交易开展双边协商和挂牌交易 电能量价格与绿证价格分别明确 [2]

公司上市与融资计划 - 中电建新能源集团股份有限公司（电建新能）于9月11日获得上交所主板上市申请受理，计划募资90亿元[1] - 公司是央企中国电力建设股份有限公司在境内唯一的新能源投资运营主体[1] - 此次IPO旨在拓宽融资渠道，改善资本结构[4] 业务与市场地位 - 公司主营风力及太阳能发电项目的开发、投资、运营和管理[2] - 截至一季度末，控股发电项目装机容量为2124.61万千瓦，其中风力发电989.09万千瓦（全国市场份额1.85%），太阳能发电1135.52万千瓦（全国市场份额1.20%）[4] - 风力发电业务占营收约70%，太阳能发电业务占约30%[4] 财务表现与资本结构 - 2025年上半年营业收入54.72亿元，同比增长超过8%；归母净利润11.27亿元，同比下滑16%[7] - 公司资产负债率有所上升，行业属重资产行业，资金壁垒高，前期投入大且回收周期长[4] - 现有存续债余额54亿元，银行借款124.86亿元，银行授信剩余107.80亿元，另有其他融资7亿元[4] - 2024年9月发行两期可续期公司债，2025年9月发行一期20亿元超短期融资券，募集资金均用于偿还有息负债[5] 经营挑战 - 平价上网装机占比增大及电价竞争导致盈利能力削弱，2025年一季度风力发电平均上网电价0.39元/千瓦时，太阳能发电0.29元/千瓦时，电价降幅大于成本降幅[7] - 2024年风电机组平均利用小时数1982小时，光伏机组1103小时，均低于全国平均水平（风电2127小时，光伏1142小时）[8] - 2023年一季度弃风率5.02%，弃光率6.57%，呈上升趋势，主因电网配套建设及用电负荷增长慢于电源装机增长[8] 政策与市场环境 - 2025年1月出台的136号文标志着新能源参与电力市场的分水岭，增量项目电价需通过市场化竞价确定，引入经营不确定性[1][7] - 公司计划通过募投项目中的就地消纳负荷中心项目应对消纳问题，在负荷中心就近满足用电需求[8] 行业趋势 - 2025年A股IPO恢复常态化，多家央企新能源子公司加速上市，如华润新能源募资245亿元，南网数字募资25.5446亿元[9] - 华电新能于2025年7月上市，为国内最大新能源企业，业务覆盖多种新能源项目类型[10]

又一央企新能源子公司奔赴资本市场。 电建新能是中国电力建设股份有限公司（"中国电建"）体系境内唯一的新能源投资运营主体，近年来公司新能源装机规模持续上升。不过，平价上网装机占 比增大削弱了公司盈利能力，今年上半年出现利润下滑，消纳问题也尚待解决。 今年初136号文落地，并成为新能源参与电力市场的分水岭。电力市场化改革对电建新能而言，同样意味着变数。电建新能在招股书中表示，增量新能源项 目的机制电价需要通过市场化竞价方式确定，各地竞价政策将陆续出台，后续竞价结果的不确定性为公司的经营业绩引入不确定性。 业务版图扩大，电建新能忙发债 电建新能从事中国境内风力及太阳能发电项目的开发、投资、运营和管理。截至一季度末，中国电建合计控制电建新能79.975%股份。 股权结构 来源/公司招股书 电建新能主要产品是电力，风力发电业务占据电建新能营收的约70%，太阳能发电业务占约30%。 招股书显示，目前电建新能控股发电项目装机容量为2124.61万千瓦，其中风力发电项目989.09万千瓦，占全国市场份额为1.85%；太阳能发电项目1135.52万 千瓦，占全国市场份额为1.20%。 中电建新能源集团股份有限公司（"电建新能" ...

IPO基本信息 - 中电建新能源集团股份有限公司在上交所主板IPO申请获得受理，拟募资金额90亿元，主要用于风力发电和太阳能发电项目建设，计划带动484.81亿元的风光电项目总投资，预计新增装机规模846万千瓦 [1] - 在A股排队等待IPO审核的电力企业中，电建新能源的募资金额排名第二，排名第一的是拟募资245亿元的华润新能源 [1] - 电建新能源的控股股东为中国电建，直接和间接合计持股79.975%，实控人为中国电力建设集团有限公司，合计控制公司80%的股份 [1] 公司业务与财务表现 - 电建新能源是中国电建集团旗下唯一从事国内新能源投资与运营的发电企业，主营业务收入中风电占比70.37%，太阳能发电占比28.38% [2] - 公司2022-2024年及2025年一季度营收分别为83.82亿元、87.28亿元、98.10亿元和26.61亿元，归母净利分别为17.68亿元、23.29亿元、25.89亿元和5.11亿元 [2] - 截至2025年3月末，公司总资产为1324.35亿元，与同行业可比公司相比，收入和资产规模都较低 [2][3] 行业竞争格局与市场地位 - 中国新能源发电行业市场集中度较低，主要大型国有能源企业共计拥有50%左右的市场份额 [3] - 截至2025年3月末，电建新能源风电和太阳能发电控股装机容量合计2124.61万千瓦，占全国市场份额为1.43% [3] - 作为对比，截至2024年末，华电新能风光发电装机6861.71万千瓦，龙源电力4110.71万千瓦，三峡能源4669.77万千瓦，华润新能源控股风光装机3310.42万千瓦 [3] 电价市场化改革影响 - 2025年国家发改委、能源局推动新能源上网电量全面进入电力市场，未来上网电价波动性将增加 [4] - 2022-2025年一季度，电建新能源风电平均上网电价由0.46元/千瓦时下降至0.39元/千瓦时，太阳能发电平均上网电价由0.65元/千瓦时减少至0.29元/千瓦时 [5] 太阳能发电业务分析 - 2025年一季度公司太阳能发电业务毛利率为30%，远低于2024年度该业务51%的毛利率，主要受季节性光照不足影响，利用小时数下降导致单位发电成本上升 [5] - 2022-2025年一季度，公司太阳能发电上网电量从19.01亿千瓦时增长至25.84亿千瓦时（2025年一季度），单位发电成本从0.341元/千瓦时下降至0.203元/千瓦时（2025年一季度） [6] 运营挑战与财务风险 - 公司弃风弃光率持续上升，2022-2025年一季度弃风率从3.49%升至5.02%，弃光率从2.03%升至6.57% [7] - 应收可再生能源补贴款规模较大且回款周期较长，2022-2025年一季度应收款净额从49.56亿元增至108.17亿元 [8] - 受上述因素影响，公司应收账款周转率呈逐年下降趋势，报告期内分别为1.47、1.32、1.08、0.96 [9]