文章核心观点 - 国家能源局发布指导意见，旨在推动新能源开发模式从单一规模扩张转向集成融合发展，以解决高比例新能源带来的系统消纳压力和要素保障难题 [3] - 政策目标是通过多维度一体化开发、多产业协同及多元化非电利用，到2030年使集成融合成为新能源重要发展方式，提升新能源可靠替代水平和市场竞争力 [4] 加快推动新能源多维度一体化开发 - 提升新能源多品种互补开发水平，优化“沙戈荒”基地电源结构和储能配置，鼓励光热发电、熔盐储热耦合调峰、就地制绿氨掺烧，探索打造100%新能源基地 [5] - 推进主要流域水风光一体化开发，建设以抽水蓄能、新型储能为调节电源的新型水风光一体化基地，推进省内集中式项目风光气储互补开发 [5] - 强化空间集约复合利用，引导集中式项目风光同场建设，推动风电光伏项目改造升级提升土地效率，鼓励矿区利用闲置土地发展新能源 [6] - 推进海上风电集群化开发，集约化布置海缆廊道和登陆点，探索海洋能源与海洋活动基础设施共用 [6] - 推进分布式新能源多领域融合开发，在交通场所建设新能源与用能一体化设施，应用柔性汇集、智能微电网、车网互动技术，推动新能源重卡及补能设施建设 [7] - 推动建筑光伏一体化发展，同步规划设计施工，建设“光储直柔”新型建筑，深化农村能源革命整合分散式资源提升就地消纳能力 [7] - 推动新能源一体化聚合运营，提升功率预测精度，采用构网型技术推进多品种协同控制，打造系统友好型电站 [8] - 鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索与其他电源实质性联营，推进基地集中监控和一体化运维，加快虚拟电厂规模化发展 [8] 大力推动新能源与多产业协同发展 - 加快新能源产业链“以绿制绿”，在资源富集地区提升装备制造绿电应用水平，打造新能源制造基地，推进全链条绿色制造 [9] - 支持新能源为主产业园区应用绿电直连、智能微电网、增量配电网等新业态，构建多能互补低碳零碳园区实现更高比例绿色制造 [9] - 统筹推进新能源与传统产业协同优化，引导高载能产业向新能源富集地区转移实现“西电西用”就地消纳 [10] - 引导石油石化、化工、钢铁、有色金属等产业通过流程优化、自备电厂改造、配置储能提升负荷调节能力，降低用能成本并促进新能源消纳 [10] - 推动新能源与新兴产业融合，结合“东数西算”统筹算力绿电需求与新能源资源，推动新能源基地与算力设施协同规划 [10] - 在新能源富集地区推动新材料、高端装备制造、节能环保等新兴产业与新能源协同布局集群发展，形成“以新促新”产业生态 [10] 积极推动新能源多元化非电利用 - 提升风光氢储协同发展水平，加强电制氢关键技术攻关提高电解槽性能，优化风光配比合理配置储电储氢设施，研发一体化自适应系统 [11] - 推动新能源弱并网、离网制氢模式发展，提升风光氢储一体化协同控制水平和自平衡能力 [11] - 稳步建设绿色氢氨醇综合产业基地，支持各地规划绿色氢氨醇、可持续航空燃料等氢基能源产业 [11] - 在风光开发潜力大、生物质水资源丰富地区布局可再生能源制氢氨醇基地，支持“沙戈荒”、水风光大基地开展绿色氢氨醇规模化制备 [11] - 鼓励沿海地区探索海上风电制氢氨醇技术发展航运绿色燃料加注，有序推动跨省区输运体系建设 [11] - 有序推动新能源供热供暖应用，在产业园区通过可再生能源电力供热、热泵、光伏光热一体化打造多能耦合综合供能站 [12] - 科学布局地热能供暖加强梯级利用，发展绿电直连供暖模式，探索地热能、风光、生物质等多热源互补高效利用 [12] - 推动新能源与热力系统联合优化调度，探索新能源供暖与岩土、水体等长周期储热技术耦合应用 [12] 强化组织保障 - 国家能源局优先支持新能源渗透率较高地区开展集成融合项目建设，省级能源主管部门加强统筹协调和要素保障 [13] - 优化项目核准、电网接入、电力业务许可证办理流程，鼓励一站式办理，研究通过地方政府专项债支持符合条件的项目 [13] - 优化电力调度机制，推动新能源基地协同优化调度，通过虚拟电厂聚合分布式资源，细化并网调度技术标准和运行规则 [14] - 完善市场交易与认证机制，支持新能源基地以一体化模式参与电力市场交易，推广多年期绿电购电协议 [14] - 探索新能源集成融合项目参与电能量市场和辅助服务市场，推动完善可靠容量补偿机制，探索建立绿色氢氨醇等非电能源认证机制 [14]

公司动态 - 北仑电厂9号100万千瓦燃煤机组完成168小时满负荷试运行并顺利投产 [1] - 北仑电厂火电装机规模因此达到734万千瓦，成为中国装机规模最大的火电厂 [1] - 该电厂预计年发电量将超过400亿千瓦时 [1] - 9号机组是北仑电厂一期节能减排改造项目的第二台机组，于2023年开工建设 [1] - 北仑电厂已成为周边50平方公里区域内最大热源点 [1] 技术指标与环保表现 - 9号机组试运行期间颗粒物、二氧化硫、氮氧化物的平均排放浓度达到国内同时期、同类型机组领先水平 [1] - 电厂正加快推进多能互补，开发建设风电、光伏和储能电站以增加绿电供应 [1] 行业趋势与政策导向 - 中国持续推进煤电机组改造升级 [1] - "十四五"时期国家持续推进煤炭清洁高效利用 [1] - "十五五"时期将重点挖掘火电灵活调节能力，推动新一代煤电升级并改造提升机组调节能力 [1]

项目核心突破 - 我国自主设计、研发和建设的第四代先进裂变核能系统——钍基熔盐实验堆在甘肃武威建成，并首次实现堆内钍-铀转化 [1] - 该堆是目前国际上唯一运行并实现钍燃料入堆的熔盐堆 [4] - 这是世界上第一次在熔盐堆里面加钍，初步证明了钍资源利用的可行性 [6] 技术优势与特点 - 该系统以钍作为核燃料、以液态氟化物熔盐作为冷却剂，具有本征安全、无水冷却、常压工作和高温输出等优点 [4] - 运行温度为700摄氏度，可实现高温制氢，制氢效率高且过程绿色环保 [28][30] - 无水冷却技术使其可建设在内陆干旱地区，不再局限于沿海 [30] 安全设计创新 - 采用一体式堆本体创新设计，将堆芯、燃料盐泵、换热器等核心设备集成在主容器内，显著降低放射性泄漏风险 [8][18] - 燃料盐不出堆本体，堆容器外还有安全容器，形成多层保护 [20] - 液态燃料避免了堆芯在高温下熔毁的风险，常压运行相比高压体系更安全 [22] 资源与战略意义 - 该系统有望打破我国核电对铀燃料的依赖，将我国储量丰富的钍元素作为核燃料 [1] - 我国钍资源丰富，若全部电力用钍资源供应，可供应上千年，完全确保能源安全与独立 [14] - 为未来的示范堆建设以及商业化建设奠定了坚实基础 [6] 研发成果与工业应用基础 - 科研团队自2011年项目立项以来，突破并掌握了材料、仪器、设备研发和系统集成等相关核心技术 [8] - 成功解决熔盐强腐蚀性难题，将熔盐对材料的腐蚀控制在每年约2微米，远低于国际报道的20微米水平 [24] - 实现了整体国产化和核心设备供应链的自主可控 [8] 多能互补与应用前景 - 钍基熔盐堆是一种清洁高效的能源系统，可与高温熔盐储能、高温制氢、太阳能、风能等结合，形成多能互补、低碳复合的能源体系 [10] - 建在甘肃武威旨在打造多能源互补系统，熔盐堆可起到平衡稳定电网的作用 [12][32] - 该系统为国家能源安全与可持续发展提供重要支撑，是我国实现“碳达峰碳中和”目标的有力保障 [1][22]

技术突破与项目概况 - 钍基熔盐实验堆建成并首次在堆内实现钍铀转化，初步证明了利用钍资源的技术可行性[1] - 该实验堆是我国自主研发、设计和建设的第四代先进裂变核能系统，也是目前国际上唯一运行并实现钍燃料入堆的熔盐堆[3] - 项目从2011年立项，科研团队突破并掌握了材料、仪器、设备研发和系统集成等核心技术[3] 技术优势与核心设计 - 反应堆采用钍作为核燃料，液态氟化物熔盐作为冷却剂，具有安全、无水冷却、常压工作和高温输出等优点[3] - 创新采用一体式堆本体设计，将堆芯、燃料盐泵、换热器等核心设备集成在主容器内，显著降低放射性泄漏风险并提高安全性[3] - 实验堆整体国产化率大于90%，关键核心设备实现100%国产化，供应链自主可控[3] 战略意义与资源禀赋 - 钍基熔盐堆是一种清洁高效的能源系统，可与高温熔盐储能、制氢及可再生能源结合，形成多能互补、低碳复合的能源化工体系[5] - 我国钍资源极其丰富，发展该技术可推动国家实现战略性能源独立[5] - 该技术为国家能源安全与可持续发展提供重要支撑[5]

技术突破与项目概况 - 钍基熔盐实验堆于近期建成并首次实现堆内钍铀转化，初步证明利用钍资源的技术可行性[1] - 该实验堆是我国自主研发、设计和建设的第四代先进裂变核能系统，也是目前国际上唯一运行并实现钍燃料入堆的熔盐堆[1] - 项目自2011年立项，科研团队突破并掌握了材料、仪器、设备研发和系统集成等核心技术[1] 技术优势与设计特点 - 反应堆以钍作为核燃料，以液态氟化物熔盐作为冷却剂，具有安全、无水冷却、常压工作和高温输出等优点[1] - 实验堆采用创新的一体式堆本体设计，将堆芯、燃料盐泵、换热器等核心设备集成在反应堆主容器内，显著降低放射性泄漏风险并提高安全性[1] - 该技术可与高温熔盐储能、高温制氢、太阳能、风能等结合，形成多能互补、低碳复合的能源系统和化工体系[2] 供应链与产业化基础 - 钍基熔盐实验堆已实现整体国产化率大于90%，关键核心设备100%国产化，供应链自主可控[1] - 我国钍资源极其丰富，建设钍基熔盐堆可实现钍资源的工业应用[2] - 该技术为后续规模化利用钍燃料奠定重要科学基础，并推动国家在战略上实现能源独立[1][2]

清洁能源装机规模 - 四川水电装机将历史性突破1亿千瓦 [1] - 新能源装机达到3200万千瓦 [1] - 新能源装机规模达"十四五"初期5倍 [3] 多能互补发展成果 - 以"三江"流域为重点推进水电开发 建成投产白鹤滩 乌东德 苏洼龙等10座大型水电站 [3] - 推进凉山风电基地和"三州一市"光伏基地建设 建成投产全球最大海拔最高的水光互补电站柯拉光伏 [3] - 加快打造国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地 天然气年产量从432亿立方米提升至562亿立方米 稳居全国第一 [3] 能源基础设施网络 - 建成"八直十一交"省际输电通道 与华东 华中 重庆 西藏 西北等电网互联互通 [5] - 建成西南地区第一条特高压交流"甘孜—天府南—成都东1000千伏特高压交流工程" 省内小"西电东送"能力提升至3700万千瓦以上 [5] - 全省500千伏骨架网络线路超2.1万公里 在国网经营区居第一位 天然气输配管网总里程超1万公里 年外输能力超500亿立方米 [5]

财务业绩 - 前三季度营收15.4亿元，较去年同期略有增长 [2] - 第三季度单季度业绩同比增长127% [2] - 截至三季度末存货20.87亿元，较年初增加7.4亿元 [2] - 合同负债较年初增加近6亿元 [2] - 经营性净现金流同比增长96% [2] - 2025年全年扭亏的经营目标没有改变 [2] 在手订单 - 2025年半年报披露期末在手订单为54.4亿元（不含税） [3] - 三季度至今有新签重要订单，在手订单充足，创历史新高 [3] - 锂电智能装备订单占比约40% [3] - 新能源（源网荷储）订单占比约50% [3] - 水利水电及环保订单占比约10% [3] 业务布局与规划 - 新能源业务占比超90%，为主要业务板块 [2] - 锂电智能装备领域将紧跟头部厂商需求，加快固态电池产线与技术研发 [3] - 未来3-5年锂电智能装备领域预计有比较稳定的业绩增长 [3] - 新能源（源网荷储）领域将加大海外业务拓展，重点开发“一带一路”市场 [3] - 海外业务模式由项目制转为驻地化，目标未来海外业务占比超50% [3] - 海外项目毛利水平显著高于国内项目，预计对全年业绩产生积极影响 [2]

雅江新能源公司成立 - 中国雅江集团新能源有限公司完成工商注册，由新央企中国雅江集团全资控股，注册资本10亿元，注册地位于西藏拉萨，法定代表人为桑果[3] - 雅江新能源经营范围涵盖太阳能发电、风力发电、储能技术服务、站用加氢及储氢设施销售、水力发电及输电业务等[3] - 公司成立时间距母公司中国雅江集团成立仅过去3个月，标志着集团将多种清洁能源形态纳入发展布局[3] 雅江集团背景与项目 - 中国雅江集团是推动雅鲁藏布江下游水电工程的新央企，位列国资委央企名录第22位[3] - 雅下水电工程于今年7月开工，规划建设5座梯级电站，总投资约1.2万亿元，电力以外送消纳为主，兼顾西藏本地自用需求[3] 业务协同与能源转型 - 水电与风电、光伏发电天然互补，新能源公司成立可实现多能互补，优化公司及当地能源结构[4] - 水电具有长期基荷与季节性调节能力，西藏地区河流丰枯期与风能资源季节分布形成时空互补，为风光不稳定出力提供调度保障[5] - 配套储能、加氢站及储氢业务有助于提升能源就地转化和消纳水平，减轻远距离输电压力[5] 西藏清洁能源发展 - 西藏全区清洁能源发电量占比超99%，已形成以水电为主，地热、风能、太阳能等多能互补的综合能源体系[5] - 自2015年首次“藏电外送”以来，截至今年9月底，西藏累计外送清洁能源超过150亿千瓦时，覆盖华东、华中、华北、西北、西南等地[5] - 西藏正加速推进“藏电外送”，预计到2050年将形成10条以上全清洁能源外送特高压输电通道，年外送电量超过5000亿千瓦时，是过去10年累计外送电量的33倍[5]

公司成立与业务范围 - 中国雅江集团新能源有限公司（雅江新能源）完成工商业注册，由新央企中国雅江集团全资控股，注册资本10亿元，注册地位于西藏自治区拉萨市 [1] - 雅江新能源经营范围广泛，涵盖太阳能发电、风力发电、储能技术、加氢及储氢设施销售、电力节能技术研发、数字技术服务、水力发电及输配电业务等 [1] - 雅江新能源的成立标志着中国雅江集团将多种清洁能源形态纳入集团发展布局，在构建综合能源体系上做出实质举措 [1] 母公司背景与核心项目 - 母公司中国雅江集团是推动雅鲁藏布江下游水电工程（雅下水电）设立的新央企，位列国资委央企名录第22位 [1] - 雅下水电工程于今年7月开工，规划建设5座梯级电站，总投资约1.2万亿元，电力以外送消纳为主，兼顾西藏本地自用需求 [1] 业务协同与能源转型趋势 - 水电与风电、光伏发电天然互补，雅江新能源的成立可实现多能互补，优化公司及当地能源结构 [2] - 西藏地区河流丰枯期与风能资源季节分布形成时空互补，水电为风光不稳定出力提供调度保障 [2] - 配套的储能、加氢站及储氢业务有助于提升能源就地转化和消纳水平，减轻远距离输电压力 [2] - 大型能源集团向多元化清洁能源转型成为趋势 [2] 西藏清洁能源发展现状与规划 - 西藏全区清洁能源发电量占比超99%，已形成以水电为主，地热、风能、太阳能等多能互补的综合能源新体系 [2] - 自2015年首次"藏电外送"至今年9月底，西藏累计外送清洁能源超过150亿千瓦时，覆盖国内华东、华中、华北、西北、西南等地 [2] - 西藏正加速推进"藏电外送"，预计到2050年将形成10条以上全清洁能源外送特高压输电通道，年外送电量超过5000亿千瓦时，是过去10年累计外送电量的33倍 [2]

行业核心观点 - 电力行业在“十四五”期间实现保供稳价与绿色转型双重目标，并将在“十五五”进入新型能源体系建设攻坚期，向更清洁、更坚韧、更智能方向加速发展 [1][3] 电力供应能力 - 截至今年8月底，全国累计发电装机容量达36.9亿千瓦，同比增长18% [5] - 其中火电装机14.9亿千瓦（同比增长5.5%），水电装机4.4亿千瓦（同比增长3.2%），核电装机6094万千瓦（同比增长4.95%） [5] - “十五五”期间电源角色将深刻调整，从单打独斗转向协同作战，构建多能互补的清洁低碳能源体系 [5] - 煤电机组将从主力基荷电源向支撑调节电源转变，水电机组向系统调节与多能互补核心转变，核电机组向基荷与协同并重转变 [5][6] 电力市场发展 - “十四五”期间市场交易电量从“十三五”的10.7万亿千瓦时增至23.8万亿千瓦时 [8] - 市场交易电量占全社会用电量比例从2020年的40%提升至连续四年稳定在60%以上 [8] - 电力市场注册经营主体已达97万家，是2020年的5倍 [3] - 未来需完善电力商品多维度价值的市场机制和价格体系，并加快容量市场建设 [9] 新型电力系统建设 - 中国新型储能装机规模已达约9500万千瓦，煤电机组深度调峰负荷率已达20%，部分火储联合机组已突破至10% [11] - 通过源网荷储一体化电力系统，初步实现低碳、安全、经济的有效协同 [11] - 未来需在建设端突破海上风电、整县光伏、氢能资源综合利用等技术，在消纳端提升新型储能技术成熟度与经济性 [12]