行业地位与成就 - 中国在新能源汽车、风电光伏、水电及智能电网等领域实现多项重大技术突破，电池技术、光伏转换效率、风电机组容量等关键技术均达到世界领先水平 [4] - 中国新能源产业在装机规模、技术水平、制造能力等方面居世界前列，构建了全球最大、发展最快的可再生能源体系，建成全球最大、最完整的、具备国际竞争力优势的新能源产业链 [4] - 2025年全球新能源企业前10强中，中国企业占7席，且占据前4席，这些企业不仅在国内市场表现出色，更在全球范围内布局供应链、服务当地市场 [5] - 截至今年7月底，中国可再生能源装机总量达到21.71亿千瓦，占全国总装机容量的近六成，其中风光累计装机16.8亿千瓦、占全国总装机容量的46%，已历史性超过火电装机 [4] - 到2060年，中国所需风光装机将达到50亿千瓦以上，新能源装机规模仍有巨大成长空间 [5] 当前挑战与行业痛点 - 随着风光等清洁能源装机量不断增长，消纳逐渐成为制约新能源发展的主要矛盾，行业发展由政策规模驱动变为终端应用驱动 [7] - 行业竞争模式由此前的新能源与传统能源竞争变为新能源之间的竞争，内卷式竞争导致企业市场规模越大失血越多，陷入增产不增收的怪圈 [7][8] - 低于边际成本的低价竞争使企业陷入巨大困境，不仅损害企业利益，长远看更会削弱行业创新动力，形成恶性循环 [8] - 零碳园区建设必须满足园区资格、新能源资源、电网接入等多重要求，但并非所有园区都具备建设条件，反映出新能源发展正从铺摊子转向精耕细作 [7] - 3C电子产品和电动汽车火灾事故频发，不仅造成生命财产损失，更可能影响公众对新能源技术的信任 [7] - 国际贸易环境变化使中国新能源产品出口承压，加剧国内市场竞争 [8] 未来发展路径与战略方向 - 科技创新被视为穿越周期的第一动力，要坚持以科技创新推动能源低碳转型，把能源技术及其关联产业培育成带动产业升级的新增长点 [9] - 产业协同是提升韧性的关键，建议构建开放、合作、共赢的产业生态，形成在合作中竞争、在竞争中共赢的新型竞合关系 [9] - 短期要完善市场定价+政策调节的过渡机制、用好机制电价，确保新能源企业在参与市场的同时有合理收益 [9] - 长期要创造更多绿色电力应用场景，让新能源的绿色属性得到市场价格体现，促进更多围绕绿电的新需求、新业态、新模式加速形成 [9] - 要加强产学研用金深度融合，打通创新链与产业链，积极探索新能源与物联网、人工智能、大数据等新兴技术的跨界融合 [9] - 坚定不移深化国际交流与合作，加强在标准共通、技术互助、市场联动等方面的互联互通，构建全球绿色能源发展共同体 [9] - 到2035年，中国非化石能源消费占能源消费总量的比重达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦 [9]

行业投资评级 - 全面看好大储板块 投资建议首推宁德时代、阳光电源、海博思创、亿纬锂能 其次为阿特斯、比亚迪、中创新航、欣旺达、派能科技、上能电气、科华数据 关注鹏辉能源、瑞浦兰钧、英维克、伊戈尔等 [2] 核心观点 - 国内由强制配储向独立储能转变 电力市场化改革改变储能项目收益模型 驱动IRR抬升 [2][8] - 地方政府密集出台储能容量电价补偿政策 建立市场化收益机制 项目IRR普遍在8–12%区间 高价值省份可达15%以上 [2][18] - 上修国内储能需求预测 预计25年国内储能装机149GWh 同比+35% 26年装机194GWh 同比+30% 到30年预计装机340GWh 同比+12% [2][82] - 储能电芯供不应求持续至26H2 全行业产能利用率80-90% 一二线持续满产 低价订单价格上涨1-3分/wh 厂商盈利大幅改善 [2] - 独立储能对储能电池和系统质量要求提高 采用龙头电池的储能电站年稳定运行天数高20% 对应IRR高30%+ 国内竞争格局有望集中 [2] 容量电价与商业模式 - 136号文后强制配储正式退出 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件 [6][8] - 现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行 电力市场化改革将改变储能项目收益模型 [2][12] - 独立储能作为独立主体接入电力市场 具备多元化收益来源 包括容量电价/补偿、现货市场套利、容量租赁和辅助服务 [10][11] - 内蒙古储能政策补贴力度全国最强 0.35元/kWh放电补偿下项目IRR可达10–20% [2][21] - 甘肃率先落地"火储同补"容量电价机制 执行标准为330元/kW·年 项目IRR约9–12% [24][25] - 宁夏容量电价逐步上调 26年上调至165元/kW·年 IRR测算6–8% [28][29] - 河北容量电价机制+充放电价格政策并行 享受100元/kW·年容量电价 IRR约6–8% [32][33] - 新疆容量补偿逐年递减 25年标准为0.128元/kWh 若按此标准延续IRR测算6–8% [37][38] 需求预测与装机情况 - 25年1-8月国内新型储能装机75.9GWh 同比+42% 1-8月储能EPC招标116GWh 同比增约40% [2][71] - 分省份看 25-26年新疆和内蒙是装机主力 贡献70GWh 贡献40-50%装机 [2][83] - 25H1国内独立储能占比58% 累计装机规模127GWh 7月储能招标中独立储能占比已达到92% [60][62] - 国内算力发展对储能拉动明显 预计2030年数据中心储能需求120GWh 占总体储能需求1/3 [2][78] - 25年储能电池需求197GWh 同比+42% 对应储能系统和电芯均价分别为0.48、0.28元/wh 市场空间分别为945/551亿元 [85][86] 产业链与竞争格局 - 预计25/26年全球储能电池需求521/710GWh 同比增长60%/36% [2][115] - 全球储能系统竞争格局整体分散 24年CR5合计49% 25年前五名为阳光电源、特斯拉、比亚迪、中国中车、海博思创 [89][90] - 国内储能系统竞争格局更加分散 24年CR5合计约30-35% [93][94] - 独立储能趋势下代建代运营成为创新型商业模式 具备电芯-PCS-EMS一体化设计能力的厂商有望脱颖而出 [100][105] - 25年宁德时代储能电芯市占率约30% 全球CR3份额超50% 国内市场CR3份额45-50% [106][107]

"政策明确了绿电直连的合理与合法性，有利于新能源消纳和满足欧盟碳关税的相关要求，这是基于650 号文的重大突破。" 在日前召开的绿电直连与地方行动研讨会上，国网能源研究院有限公司研究员田士君在解读《关于完善 价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（下称"1192号文"）时表示。 "新价格机制比先前友好很多。线损只针对下网电量部分收取，自发自用部分不交系统运行费，交叉补 贴包含在输配电价中也不用交。"中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏认为，1192号文通过减 少系统运行、线损等费用，为新能源投资方谋得合理的价差空间。 落地难点 虽然前景广阔，但绿电直连在操作层面缺乏明确路径，导致相关文件出台后市场暂未出现"一石激起千 层浪"的反应。 首先是投资与规划的矛盾。北京计科能源新技术有限公司研究主管车阳表示，绿电直连项目要专线建 设，把电网排除在投资主体外，意味着电源与负荷企业得承担巨大的资金压力，还要面对线路走廊设 计、国土规划审批等问题。更重要的是供需双方生命周期错配或将影响项目投资收益。 今年5月，国家发改委等部门发布650号文（即《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》），鼓励 民营企业等经营主体投资绿 ...

论坛现场 每经记者 周逸斐 摄 每经记者｜周逸斐 每经编辑｜陈旭 每经河北崇礼9月25日电（记者周逸斐）9月22日至26日，中国电力企业联合会主办的2025新型电力系统发展（崇礼）论坛在河北崇礼举办。 一位不愿具名的电力交易机构负责人接受《每日经济新闻》记者现场采访时表示，《通知》主要是配合近期发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的 通知》等政策，明确界定了各方主体应向电网支付的具体费用金额。同时文件中还包含了一些优惠减免措施，有利于推动绿电直连以及源网荷储等相关项目 的开展。 《每日经济新闻》记者在现场注意到，电力现货市场以及新能源全面入市等方面的最新成果与挑战，成为政府部门、企业及学术界探讨的重点。 上述负责人表示，国际上对绿电直连的认可度相对较高，而很多出口企业又面临着碳考核。随着新能源成本的下降，一些企业也开始考虑通过采用绿电直连 的方式，在一定程度上降低成本、提升效率。 今年，我国发布《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》，提出将推动新能源上网电价全面由市场形成。北京电力交易中心 副总经理李竹在大会上透露，今年1~8月，新能源参与市场化交易电量已经接近6500亿千瓦时， ...

建议加快输配电价、电力市场化改革，尽快出台各省落地方案。 "政策明确了绿电直连的合理与合法性，有利于新能源消纳和满足欧盟碳关税的相关要求，这是基于650号文的重大突破。" 在日前召开的绿电直连与地方行动研讨会上，国网能源研究院有限公司研究员田士君在解读《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（下 称"1192号文"）时表示。 今年5月，国家发改委等部门发布650号文（即《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》），鼓励民营企业等经营主体投资绿电直连项目；后于9月 发布1192号文，明确新能源就近消纳的输配电价缴费机制，被视为对650号文价格机制的重要补充。 降本减碳 绿电直连即风能、太阳能、生物质等新能源电源不接入公共电网，而是通过专用线路与单一电力用户直接连接。行业人士认为，缓解发电端新能源消纳压 力、降低负荷侧用电成本、帮助出口企业应对碳足迹管理和国际绿色贸易新规要求，是其三大主要目标。 "通过物理专线确保企业真正用上看得见的清洁电。"博众智合能源转型中国区总裁涂建军指出，绿电直连不但会降低用电成本，更会帮助企业应对欧盟 CBAM等相关挑战，为出口型企业提供绿色竞争力。 业内认为绿电直连项目的另一 ...

涉及的行业与公司 * 行业为数据中心供电架构领域，特别是面向人工智能数据中心的高压直流供电技术[1][2] * 核心公司为固态变压器技术提供商，包括全球厂商伊顿、台达，以及国内厂商四方股份、中国西电、金盘科技、阳光电源、特瑞德等[3][11][13] 核心观点与论据 技术优势与应用前景 * 固态变压器具备高效率优势，全链路效率相比传统方案可提升4-5个百分点，以10兆瓦数据中心为例每年可节省约200万度电[1][5] * 固态变压器采用高度集成设计，占地面积仅为传统方案的1/3至1/2，模块化设计使安装调试周期减少约75%，建设周期小于90天[1][5] * 技术适配未来需求，支持光伏储能等直流供电，满足源网荷储一体化要求，并集成无功补偿、谐波治理等功能[5] * 典型架构采用三级能量转换结构，主流拓扑基于输入端串联输出端并联的ISOP架构，设计成熟且拓展方便[1][8] 市场驱动与政策环境 * 北美市场因传统变压器供应紧张产生巨大需求，自2019年以来单位成本上升超77%，交付周期长达46周，固态变压器的快速部署特性更适配当地AIDC建设需求[1][4] * 国内市场政策利好频出，如绿电直连政策和新型电力系统建设试点，强调算力与电力协同，为固态变压器推广带来市场机会[1][6] 成本与经济效益 * 尽管固态变压器初始投资成本较高，但通过精简中间环节和紧凑设计，其全生命周期总成本低于传统ACPPS模块，且技术成熟后仍有较大降本空间[1][7] 其他重要内容 技术细节与挑战 * 通过冗余备用模块可提高系统可靠性，中高频隔离环节常见拓扑包括双有源桥和谐振变换器[9] * 碳化硅技术应用的关键难点在于高频隔离变压器设计，涉及磁芯材料选择、散热和绝缘设计，非晶与纳米晶合金材料表现优异但成本较高[10] 厂商进展与布局 * 国内厂商技术快速进步，例如四方股份的SSC整机效率提升至98.5%，DCDC效率超过99%；中国西电为东数西算数据中心提供2.4兆瓦固态变压器并即将量产800伏DC架构产品[12] * 产业链相关公司如云路股份（非晶材料头部公司）的纳米晶材料在固态变压器领域有强应用前景[12] * 阳光电源研制出35千伏中压直挂光伏逆变器适配数据中心供电系统，并成立AIDC事业部；特瑞德利用充电桩业务的技术共通性加速研发全套解决方案[13]

文章核心观点 - 固态变压器(SST)凭借效率高、体积小、灵活性高、预制化设计等优点，有望成为未来AI数据中心(AIDC)供电架构的优选方案，特别是在800V HVDC架构升级和绿电直连需求背景下迎来发展机遇 [2][6][12] AI算力中心建设与供电架构升级 - 头部云厂商上调资本开支预期，Meta将2025年资本开支指引上调至660-720亿美元（原640-720亿美元），谷歌上调至850亿美元（原750亿美元），微软预计3Q25资本开支超300亿美元 [8] - 国内阿里2Q25资本开支达386亿元，同比增长约220%，世纪互联预计全年资本开支100-120亿元（同比翻倍） [8] - 英伟达规划2027年全面部署800V HVDC架构，以支持1MW及以上机架功率需求，较传统54V系统端到端效率提升可达5%，铜用量减少约45%，维护成本降低可达70% [10][12] SST技术优势与性能表现 - 全链路效率较传统UPS提升3%以上，占地面积减少60%以上，安装调试周期缩短75%，适配绿电接入 [3][16] - 以10MW数据中心为例（负载率90%），SST每年可节省约236.52万度电 [16] - 系统效率达98%，全链路效率91.1%，显著高于传统HVDC（88.3%）和AC UPS（86.6%） [22] - 采用模块化设计，建设周期可缩短至90天以内，支持即插即用部署 [20][22] 北美市场供需与SST应用潜力 - 北美传统变压器供需失衡，自2019年以来单位成本上涨77%以上，2Q25交期长达约46周 [12][14] - SST采用功率半导体器件替代传统变压器，具备体积小、重量轻、效率高等特点，成本仍有较大下降潜力 [12] 中国政策推动与绿电直连机遇 - 2025年5月国家发布首个绿电直连政策，明确算力与电力协同为新型电力系统试点方向，要求考核"直供绿电电量占比" [14][16] - SST适配"光储直柔"场景，支持光伏、储能直流接入，提升绿电消纳能力 [16][22] SST技术架构与核心部件 - 典型拓扑采用三级能量转换架构：输入级（AC/DC）、隔离级（高频DC/DC）、输出级（DC/AC或DC/DC） [23] - 高频变压器是核心难点，磁芯材料中非晶和纳米晶合金适用于中频大功率场景，但纳米晶工艺仍不成熟且价格较高 [24][27] - 研发需突破磁芯材料、结构设计、散热及绝缘四大关键技术 [24][32] 国内外厂商布局情况 - 全球头部厂商如伊顿、台达较早布局SST技术 [3] - 国内厂商分三类切入：传统电力设备企业（中压侧技术优势）、AI服务器电源企业（数据中心项目经验）、光储充企业（电力电子技术迁移） [28][31][33] - 中国西电已有SST产品应用于数据中心项目 [3]

绿电直连政策 - 国家发改委和能源局联合出台首个国家层面绿电直连政策许可及规范 旨在探索创新新能源生产和消费融合发展模式 促进新能源就近就地消纳 更好满足企业绿色用能需求 [1] - 政策有助于优化电网调配机制 推动新能源发电和数据中心直接对接 为垃圾焚烧发电与数据中心进行用能与节能协同提供政策支撑 [1] - 政策兼顾效率与公平 直连项目需承担输配电费及系统运行费用 但可通过减少并网容量需求等方式降低项目运行成本 [1] - 绿电直连项目电源和负荷可由不同投资方实施建设 对绿电源网荷储、垃圾发电+AIDC等需求释放带来极大助力 [1] 垃圾发电行业表现 - 行业2025上半年收入降幅缩窄 业绩企稳回升 运营端和非运营端均呈现持续改善趋势 [2] - 2025年1-8月可再生能源补贴资金达2020年以来高点 垃圾发电企业利润和现金流不匹配问题有望解决 [2] - 行业分红信号转向积极 2025上半年回报力度提升值得期待 [2] - 低估值的垃圾发电企业有望迎来重估 [2] 光大环境经营情况 - 上半年净利润同比下跌10% 剔除一次性项目后税前利润同比增长23% 大超预期 [3] - 中期息增加1港仙 派息率达42% 同比上升7个百分点 [3] - 美银证券重申买入评级 预期全年收益率达6.5% 具吸引力 料派息存在上行空间 [3] - 将2025至2027年每股盈利预测上调23%至38% 反映垃圾发电、绿色科技及污水处理业务毛利率提升、减值损失减少和债务成本下降 [3] - 在越南承天顺化省投资建设垃圾发电项目竣工 总投资额约7455万美元 占地面积约11公顷 [3] 粤丰环保发展动态 - 公司13个垃圾焚烧发电项目获国家能源局颁发3,331,857张绿色电力证书 [4] - 营口垃圾焚烧发电项目获得核证碳减排标准自愿减排量240,980吨 为12年来VCS批准的中国垃圾焚烧发电项目第一例 [4] - 未来将为更多项目开展低碳生产和减排量核证 促进绿色低碳发展 [4] - 瀚蓝环境拟通过控股子公司私有化粤丰环保 使其成为控股子公司并从港交所退市 [4]

绿电直连政策 - 国家发改委和能源局联合出台首个国家层面绿电直连政策许可及规范 旨在探索创新新能源生产和消费融合发展模式 促进新能源就近就地消纳 更好满足企业绿色用能需求[1] - 政策有助于优化电网调配机制 推动新能源发电和数据中心直接对接 为垃圾焚烧发电与数据中心进行用能与节能协同提供政策支撑[1] - 直连项目需承担输配电费及系统运行费用 但可通过减少并网容量需求等方式降低项目运行成本 电源和负荷可由不同投资方实施建设[1] 垃圾发电行业表现 - 行业2025上半年收入降幅缩窄 业绩企稳回升 运营端和非运营端均呈现持续改善趋势[2] - 2025年1-8月可再生能源补贴资金达2020年以来高点 垃圾发电企业利润和现金流不匹配问题有望解决[2] - 行业分红信号转向积极 2025上半年派息力度提升 低估值企业有望迎来重估[2] 光大环境(00257 HK) - 上半年净利润同比下跌10% 剔除一次性项目后税前利润同比增长23% 超出预期[3] - 中期息增加1港仙 派息率达42%同比上升7个百分点 美银证券预期全年收益率达6.5%[3] - 2025至27年每股盈利预测被上调23%至38% 反映垃圾发电 绿色科技及污水处理业务毛利率提升 减值损失减少和债务成本下降[3] - 2024年4月在越南承天顺化省投资建设的垃圾发电项目竣工 总投资额约7455万美元 占地面积约11公顷[3] 粤丰环保(01381 HK) - 公司13个垃圾焚烧发电项目获国家能源局颁发3,331,857张绿色电力证书[4] - 营口垃圾焚烧发电项目获得核证碳减排标准自愿减排量240,980吨 为12年来VCS批准的中国垃圾焚烧发电项目首例[4] - 瀚蓝环境拟通过控股子公司私有化粤丰环保 使其从香港联交所退市[4]

风电行业政策变革 - 风电投资逻辑从"哪里风大往哪建"转向"哪里用电往哪建" [1] - 136号文要求新能源项目上网电量全部进入电力市场 彻底打破风电电价"一口价"模式 [3] - 绿电直连政策允许发电企业与用电大户"点对点"交易 减少中间环节降低损耗 [3] 风电消纳现状 - 全国风电平均利用率为93.8% 河北、内蒙古、黑龙江、甘肃、青海、新疆等地降至90%左右 西藏地区降至69.4% [1] - 西北风电资源富集区因本地负荷有限 参与跨省跨区交易电价承压 [6] - 中东部负荷中心风电项目限电风险低 可通过电力现货市场获得更高电价 [6] 区域政策导向 - 云南重点支持绿色铝、硅光伏等新建项目的绿电直连 [4] - 河北优先保障算力、钢铁行业绿电需求 [4] - 江苏由电网企业统一规划建设绿电专线连接电池企业 [4] - 内蒙古推动煤化工、有色金属冶炼与风电项目绿电直连 鼓励建设"风光储+高耗能产业"一体化项目 [4] - 河南限定源荷距离需在20公里范围内 [4] 电价机制改革 - 2025年成为风电电价机制"切换年" 存量项目通过差价结算衔接 增量项目机制电价由市场化竞价确定 [6] - 建立差价结算机制 市场交易价格低于机制电价时给予补偿 高于时扣除差价 [3] - 2024年全国电力市场交易电量占全社会用电量62% 新能源市场交易电量占其发电量近50% [6] 企业战略转型 - 节能风电投资15.23亿元建设哈尔滨木兰200MW风电+清洁供暖项目 配套20MW/40MWh储能装置 战略重点转向非限电区域 [7] - 金风科技投资189.2亿元在巴彦淖尔建设风电制氢氨醇一体化项目 将风电直接转化为工业原料 [7] - 金风科技投资136.65亿元在兴安盟建设2吉瓦风电用于制取绿色甲醇 [7] - 三峡能源在内蒙古乌兰察布建设全球最大"源网荷储"一体化项目 总规划风光电装机3600万千瓦 配套55万千瓦储能设施 [9] - 国家电投在赤峰高新区投资110兆瓦风储项目 配套16.5兆瓦/66兆瓦时储能系统 为化工企业定制供电方案 [9] 新兴商业模式 - 园区集中采购再分配模式使中小企业能为绿电支付溢价 靠近负荷的风电项目现金流更稳定 [6] - "风电+高耗能产业"模式将负荷内置到项目中 彻底解决消纳问题 [7] - 风光储与负荷需求智能联动模式使弃风率控制在3%以下 远低于西北平均水平 [9] - 数据中心24小时不间断电力需求成为风电最理想的"负荷伴侣" [9] 行业发展趋势 - 风电行业从规模扩张期迈入质量竞争期 负荷稳定性、可及性与溢价能力成为收益核心标尺 [10] - 靠近工业园区的风电项目、配套高耗能产业的风电制氢/制甲醇项目、与数据中心联动的风光储一体化项目成为资本追逐热点 [10] - 高耗能行业、数据中心、出口外向型企业等绿电需求集中场景成为风电投资新蓝海 [10]