大会概况 - 2025可持续全球领导者大会于10月16日-18日在上海世博园区召开，主题为“携手应对挑战：全球行动、创新与可持续增长” [1] - 大会由世界绿色设计组织与新浪集团联合主办，汇聚约500位中外重磅嘉宾，其中约100位为海外嘉宾，包括政要、国际组织代表、诺奖得主及全球500强企业负责人 [1] 中国新能源产业的全球地位 - 中国新能源产业已从“大而不强”迈入“又大又强”的新阶段，拥有强大的供应链体系与制造能力，能提供具有显著成本优势的光伏产品、风力发电机等关键设备 [3] - 中国企业具备将产品、技术、服务与投资进行一体化整合的能力，可向全球市场提供综合性的绿色能源解决方案 [5] 中国在能源软技术领域的优势 - 国内拥有全球最大规模的风电功率预测与电力现货价格预测体系，人工智能算法与数据模型技术位居世界前列 [5] - 这些核心能力在园区能源管理系统自平衡调度、跨省/跨区及跨国电力交易中具有通用应用价值 [5] 企业降低电力碳足迹的路径 - 企业可通过电力市场化交易扩大绿电绿证消纳规模，例如参与电力现货交易、签订3至5年直购电市场化合约以及探索跨省点对点交易 [8] - 企业需建立自身的调节能力与生产柔性，如发掘可中断负荷、可调节负荷，或自建企业内部储能资源以提高绿电消纳能力 [9] - 需实现电到碳的价值转化路径，明确电碳转换标准与降碳环境效益的变现方式，以经济效益牵引企业持续降低碳足迹 [9] 中国能源技术出海的机遇与挑战 - 海外中资园区度电成本高达2元，迫切需要先进的调节能力与自平衡算法优化运营，但当前出海支持体系仍以低价硬件产品为主，先进软技术未同步输出 [12] - 呼吁设备出口商实现从“产品出海”到“技术出海”与“服务出海”的升级，例如在出口储能系统时内置已适配当地规则的EMS系统，实现“开机即用” [6] - 用于风电、光伏预测和电力市场分析的数值天气预报模型底层逻辑是全球性的，技术无国界，服务国内市场的成熟能力完全可推广至全球 [12]

报告行业投资评级 - 公用事业行业投资评级为看好 [2] 报告的核心观点 - 国内电力板块有望盈利改善和价值重估，煤电顶峰价值凸显，电价或稳中小幅上涨，电煤长协履约率有望上升，电力运营商业绩或大幅改善；天然气城燃业务毛差有望稳定、售气量或高增，有低成本长协气源和接收站资产的贸易商利润空间或增厚 [5] 根据相关目录分别进行总结 本周市场表现 - 截至10月10日收盘，公用事业板块涨3.5%优于大盘，沪深300跌0.5%至4616.83；电力板块涨3.25%，燃气板块涨5.50% [4][12][13] - 各子行业中，火力发电涨6.13%、水力发电涨2.28%、核力发电涨4.50%等 [13] - 电力板块主要公司涨跌幅前三为上海电力(18.71%)、皖能电力（10.56%）、桂冠电力（7.00%），后三为吉电股份（0.64%）等；燃气板块涨跌幅前三为大众公用(21.12%)等，后三为佛燃能源(-1.93%)等 [15] 电力行业数据跟踪 - 动力煤价格：10月秦皇岛港动力煤(Q5500)年度长协价676元/吨，月环比涨2元/吨；10日秦皇岛港动力煤(Q5500)山西产市场价703元/吨，周环比持平；海外纽卡斯尔NEWC5500大卡动力煤FOB现货价71.2美元/吨，周环比涨0.7美元/吨等 [21][23] - 动力煤库存及电厂日耗：10日秦皇岛港煤炭库存641万吨，周环比增65万吨；9日内陆17省煤炭库存9415.9万吨，周环比升1.85%，日耗341.9万吨，周环比升25.38%；沿海8省煤炭库存3350.9万吨，周环比降1.18%，日耗206.7万吨，周环比升9.37% [4][28][30] - 水电来水情况：11日三峡出库流量22100立方米/秒，同比升206.09%，周环比降7.14% [42] - 重点电力市场交易电价：截至9月20日，广东电力日前现货市场周度均价284.90元/MWh，周环比降3.80%，周同比降15.5%；截至9月26日，山西电力日前现货市场周度均价311.28元/MWh，周环比降18.53%，周同比降2.0%等 [4][49][56] 天然气行业数据跟踪 - 国内外天然气价格：10日上海石油天然气交易中心LNG出厂价格全国指数4031元/吨，同比降20.90%，环比升0.37%；10日欧洲TTF现货价格11.32美元/百万英热，同比降10.8%，周环比降1.6%等 [55][60] - 欧盟天然气供需及库存：2025年第39周，欧盟天然气供应量55.8亿方，同比升14.3%，周环比升2.5%；消费量45.5亿方，周环比升12.5%，同比升5.5%；库存量908.65亿方，同比降13.18%，周环比升1.15% [63][72][74] - 国内天然气供需情况：2025年8月，国内天然气表观消费量364.10亿方，同比升2.5%；产量212.40亿方，同比升6.1%；LNG进口量635.00万吨，同比降2.9%，环比升16.7% [5][77][78] 本周行业新闻 - 电力行业：9月29日云南2025年6月1日 - 12月31日增量新能源项目机制电价竞价，光伏0.33元/度、风电0.332元/度；2025年8月全国风电利用率96.6%，光伏发电利用率96.4% [86] - 天然气行业：2025年8月全国天然气表观消费量364.1亿立方米，同比增长1.8%；我国新增1.58亿吨页岩油探明储量 [90] 本周重要公告 - 桂冠电力2025年前三季度累计发电量318.48亿千瓦时，同比增长14.89%，其中水电281.57亿千瓦时，同比增长21.93%等 [87] - 九丰能源拟出资不超34.55亿元参与新疆庆华年产55亿立方米煤制天然气示范项目二期工程，持50%权益 [88] 投资建议和估值表 - 电力建议关注全国性煤电龙头国电电力、华能国际等；区域龙头皖能电力、新集能源等；水电运营商长江电力、国投电力等；煤电设备制造商东方电气；灵活性改造公司华光环能、青达环保等 [5] - 天然气建议关注新奥股份、广汇能源 [5] - 给出公用事业行业主要公司估值表，含归母净利润、EPS、PE、收盘价等数据 [92]

藏格矿业采矿权进展 - 全资子公司藏格钾肥取得察尔汗盐湖钾镁矿的《不动产权证书（采矿权）》与《采矿许可证》，矿区面积达724.3493平方公里 [1] - 开采矿种包括主矿种钾盐，以及共伴生矿种矿盐、镁盐、锂矿、硼矿，此举为盐湖提锂业务提供了法定支撑和用益物权基础 [1] - 该采矿权有助于保障钾盐长期开发、稳定氯化钾供应，并通过多矿种协同开发最大化资源价值，增强公司核心竞争力 [1] 赣锋锂业业务布局 - 公司宣称拥有完整的固态电池上下游一体化布局并具备商业化能力，关键环节涵盖硫化物电解质及原材料、氧化物电解质、金属锂负极、电芯及电池系统 [2] - 公司已推出适配低空经济的高比能飞行系列电源，电池能量密度覆盖320Wh/kg至550Wh/kg，循环最高可达1000圈，并已通过车规标准GB38031-2020 [2] - 公司已与知名无人机、eVTOL企业达成合作，并正积极推动储能板块的战略投资人引进事项，但目前尚未形成实质性协议 [2] 桂冠电力发电量表现 - 公司2025年前三季度累计完成发电量318.48亿千瓦时，同比增长14.89% [3] - 分电源看，水电发电量281.57亿千瓦时，同比增长21.93%；光伏发电量12.10亿千瓦时，同比增长52.20% [3] - 火电发电量10.12亿千瓦时，同比下降55.46%；风电发电量14.69亿千瓦时，同比下降5.95% [3] - 发电量增长主要得益于主要水电厂流域来水同比增加，以及公司新能源发电装机规模的增长 [3]

电力消费规模与历史意义 - 中国全社会用电量在7、8月份连续两个月达到1万亿千瓦时，这是人类历史上首次有国家单月用电量跨过此门槛 [1] - 单月1万亿千瓦时的用电量相当于日本或德国与法国两国一整年的用电量总和 [3] - 与十年前频繁“拉闸限电”的情况形成鲜明对比，如今即使在极端高温和19个省级电网负荷屡创新高的情况下，电力供应依然稳定充足 [3] 用电量增长的核心驱动因素 - 用电量增长主要由以新能源汽车、锂电池、光伏产品为代表的“新三样”先进制造业拉动 [4] - 为AI和数字经济提供算力的数据中心是另一大用电增长驱动力，这些“AI工厂”24小时不间断运行消耗大量电力 [7] - “新三样”产品绝大部分用于出口，其生产过程中消耗的电力支撑了全球能源转型 [7] 保障电力供应的关键技术与策略 - 中国已建成超过5万公里的特高压电网，占全球特高压输电线路总量的90%，能极低损耗地实现“西电东送”，解决能源资源与负荷中心分布不均的问题 [8][10] - 风电和光伏发电总装机规模已历史性超过煤电，但采取“多元融合”策略，煤电转型为保障电网稳定的“超级辅助”，新能源成为“主力” [11][12][14] - 推行“管住中间、放开两头”的电力市场化改革，国家严格监管输配电环节，发电侧和售电侧引入竞争，使中国居民和工业平均电价仅为全球主要经济体平均水平的1/3 [15][16] 电力优势在数字经济时代的战略意义 - 电力被视为数字经济时代的“新石油”，训练一次大模型耗电达2.4亿度，一次AI搜索耗电是传统搜索的10倍 [18] - 稳定、充足且低成本的电力供应成为中国在AI竞赛中的核心不对称优势，当其他国家面临电力瓶颈时，中国已在规划相当于3个三峡电站规模的雅鲁藏布江下游超级水电站 [18] - 电力优势转化为新能源汽车等产业的成本竞争力，并通过“一带一路”项目将绿色能源解决方案输出至全球近50亿人口地区 [18][19]

储能需求爆发 - 国内储能需求超预期爆发，2025年1-8月中标规模超210GWh，同比增长1.5倍 [9] - 电力市场化改革提升储能经济性，当电站EPC成本1.05元/Wh、峰谷电价差0.6元/kWh时，项目投资回报率可达6.67%，独立储能IRR可达6%至10%以上 [8] - 海外市场如沙特提出2030年实现48GWh储能容量目标，2024至2025年间规划24GWh项目，中国企业在沙特累计中标容量已超24GWh [10] - 美国市场IRA补贴叠加关税延期引发“抢装潮”，2025年新增规划量比2024年底增加逾10GW（对应35GWh以上） [12] 电芯供应紧张 - 储能电芯陷入紧缺，宁德时代在手储能订单超48GWh排期至2026年一季度，海辰储能自3月起全面满产订单排到9-10月 [14] - 楚能新能源1-5月订单量超40GWh超去年全年，头部企业产能不足导致订单外溢至中腰部企业 [15] - 行业整体排产提升，Q3旺季排产环比增长6%至8%，储能企业Q3排产维持15%至20%同比增长 [16] - 龙头电池企业9月排产环比提升8%达到70GWh水平，连续两个月保持5%以上增速 [17] 价格与成本压力 - 储能供需紧张引发部分企业上调价格，近期有企业涨价0.01元/Wh [4] - 价格压力进一步利好具备成本优势的储能大电芯发展，但系统集成端价格压力依旧存在 [4] - 原材料价格反弹，六氟磷酸锂自8月以来上涨超15%，供需进入紧平衡 [20] 产业链影响与应对 - 设备企业新签和在手订单总额超300亿元，同比增长70%至80% [19] - 企业强化供应链安全，楚能新能源与核心材料企业签署长协覆盖55万吨电解液、15万吨磷酸铁锂正极、31万吨铜箔和2.5亿套结构件 [21] - 技术授权合作模式兴起，亿纬锂能CLS模式已携手5家系统集成商共建31GWh产能，与晶科储能的联合工厂每年供应5GWh电芯 [23] 技术竞争与行业趋势 - 技术门槛快速抬高，宁德时代已量产587Ah储能大电芯，而多数二线企业仍停留在314Ah阶段 [24] - 500Ah+大容量电芯下的6MWh+产品将成为企业扩产布局重点 [25] - 储能行业进入规模与技术双重竞赛新周期，具备技术领先、供应链绑定和商业模式创新的企业才能在未来淘汰赛中站稳 [26]

行业主要上市公司 - 行业主要上市公司包括华能国际 国电电力 广州发展 粤电力A 桂东电力 内蒙华电 科陆电子 西昌电力等 [1] 电力行业改革 - 2002年国务院发布《电力体制改革方案》提出厂网分开 竞价上网 推行输配分离 [2] - 改革初步打破电力市场垄断 在发电侧引入市场竞争 打破国家电力公司垂直一体化垄断经营 [2] - 改革后电网企业同时从事售电业务 在输配售环节依旧处于垄断地位 存在售电模式单一 用户选择权低 用电成本较高 输配售成本不清等问题 [2] 全社会用电需求 - 2011至2021年全社会用电量逐年增长 全国电力供需形势总体平衡 [4] - 2021年全国全社会用电量达83128亿千瓦时 同比增长10.3% 两年平均增长7.1% [4] - 2022年上半年全国全社会用电量4.10万亿千瓦时 同比增长2.9% 其中一 二季度用电量同比分别增长5.0%和0.8% 二季度增速回落主要因4 5月受疫情等因素影响用电量连续两月负增长 [4] 售电公司区域分布 - 售电公司产业链企业集中在东部沿海及南方省份 如广东 浙江 安徽等地 [6] - 这些地区经济活跃 电力需求旺盛 企业多深耕本地市场并辐射周边 [6] 售电公司竞争态势 - 2021年售电市场领导者为国家电网 南方电网 国电电力和华能国际 营收超过千亿且增速超10% [8] - 挑战者为广东电力 广州发展和内蒙华电 营收超百亿且增速为20%以上 [8] - 追随者为西昌电力 科陆电子和桂东电力 [8]

文章核心观点 - 中国电力市场化改革深化导致电价呈现明显下行趋势，对发电企业盈利和投资决策产生显著冲击 [1][2][4] - 电价下行由政策推动、市场供需宽松、成本下降及现货市场发展等多重因素共同驱动 [2][6][7][9] - 发电企业正积极调整经营策略，通过成本控制、提升交易能力、布局新业务模式来应对市场挑战 [4][12][13][14] 电价下行趋势及表现 - 山东省2025年新能源机制电价竞价出清结果显示，光伏机制电价为0.225元/kWh，较煤电基准价下浮43%，风电机制电价为0.319元/kWh，下浮19.2% [2][10] - 龙源电力上半年所有发电业务平均上网电价为399元/兆瓦时，同比下降23元/兆瓦时，其中风电和光伏电价分别下降16元/兆瓦时和5元/兆瓦时 [6] - 大唐新能源上半年净利润率从2024年同期的29.90%下降至27.89，主要受电价下滑影响 [6] - 华能国际指出，在供需宽松情况下，电能量价格呈下行趋势，将影响公司总体收益 [7] 电价下行的驱动因素 - 政策因素：“136号文”明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，推动电价由市场供需决定 [6][9] - 供需因素：上半年全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%，其中太阳能发电新增2.12亿千瓦，电力市场供大于求矛盾突出 [11] - 成本因素：动力煤价格中枢下移导致火电成本下降，火电企业以低价换取电量，对新能源电价形成压力；光伏产业技术进步和产能扩张也导致其电价降幅更明显 [7][11] - 市场建设：全国市场化交易电量比重攀升至60.9%，省间、区域、省内中长期交易常态化，19个省级现货市场试运行，加剧市场竞争 [9][10] 对发电企业的影响与应对策略 - 投资决策受影响，有企业可能放弃在电价过低地区投资光伏项目，并重构项目测算模型 [4][13] - 企业需从优化电源结构、加强成本控制、提升市场交易能力等方面应对挑战，即“控成本、强交易” [13] - 具体策略包括：通过精细化管理控制建设和运营成本、提高电力交易能力、开发靠近负荷中心的项目、分析各省交易规则 [14] - 探索新商业模式，如利用配置储能进行峰谷价差套利、开发虚拟电厂平台参与需求响应和辅助服务市场、寻求长期购电协议以锁定稳定收入 [12][14] 行业未来展望 - 随着新能源在电力总装机中比重提升（目前不到20%），电价波动幅度预计将进一步放大 [12] - 电价将呈现周期性波动，未来在不同时段和区域会有分化，整体面临下行压力，但部分时段和区域可能上涨 [13] - 行业出现新的增长点，如新能源与人工智能的融合应用、靠近绿电负荷需求的数据中心或零碳园区等多元化应用场景 [12]

电力市场化改革与电价下行趋势 - 电力市场化交易电量比重攀升至60.9%，全国市场交易电量达2.95万亿千瓦时，同比增长4.8% [4] - 全国统一电力市场建设加速，跨省跨区交易电量6707亿千瓦时，同比增长18.2% [4] - 政策推动市场化改革深化，如136号文要求新能源全电量无差别参与市场交易，以及电力现货市场建设全面加快 [2][4] 电价下行对发电企业的影响 - 龙源电力上半年平均上网电价399元/兆瓦时，同比下降23元/兆瓦时，其中风电和光伏电价分别下降16元/兆瓦时和5元/兆瓦时 [2] - 大唐新能源净利润率从29.90%下降至27.89%，主要受电价下滑等因素影响 [2] - 山东2025年新能源机制竞价中，光伏电价0.225元/kWh较煤电基准价下浮43%，风电电价0.319元/kWh下浮19.2% [1][5] 电价下行的驱动因素 - 动力煤价格中枢下移，火电成本下降，火电企业以低价抢占市场份额，对新能源电价形成压力 [3] - 光伏装机量迅猛增长，上半年全国太阳能发电新增装机2.12亿千瓦，导致市场供大于求，压低了光伏电价 [5][6] - 光伏技术进步和产能扩张使其成本下降空间较大，进一步导致电价降幅明显 [3] 发电企业的应对策略 - 发电企业需从优化电源结构、加强成本控制、提升市场交易能力等方面调整经营策略 [9] - 通过配置储能利用峰谷价差套利，或布局虚拟电厂参与需求响应和辅助服务市场以增加收益 [8] - 建议签订长期购电协议以锁定稳定电价收入，拓展投融资渠道 [9] - 公司如太阳能将加强靠近负荷中心的项目开发，并精细化管控成本、提高电力交易能力 [9] 新能源投资决策的变化 - 电价下行正深刻影响发电企业投资决策，有企业可能放弃在电价过低地区投资光伏项目 [1] - 企业需要重构光伏发电项目的测算模型，并主动理解参与电力市场规则以强化运营能力 [1][9] - 未来电价波动将随新能源比例增大而加剧，企业需根据趋势做出调整 [8]

全社会用电量持续创新高 - 8月份全社会用电量达10154亿千瓦时，同比增长5.0%，连续两个月突破万亿千瓦时 [3] - 1-8月全社会用电量累计68788亿千瓦时，同比增长4.6% [3] - 7月单月用电量首次突破1万亿千瓦时，相当于日本全年用电量总和 [5] 各产业用电量增长态势 - 8月第一产业用电量同比增长9.7%，较去年同期提高5.1个百分点，其中畜牧业、渔业用电量增速分别达12.3%和10.9% [5] - 1-8月第二产业用电量43386亿千瓦时，同比增长3.1%；8月当月第二产业用电量同比增长5.0%，比上月提高0.3个百分点 [5] - 1-8月第三产业用电量13297亿千瓦时，同比增长7.7%；8月当月增速为7.2% [6] 制造业用电量结构性亮点 - 8月全国制造业用电量同比增长5.5%，为今年以来最高月度增速 [3][6] - 高技术及装备制造业用电量同比增长9.1%，增速高于制造业平均水平约4.6个百分点 [6] - 新能源汽车整车制造、光伏产业制造用电量保持快速增势，显示新质生产力蓬勃发展 [6] 能源供应保障能力 - 今夏全国电力负荷创新高但电力保持平稳运行，反映能源供应保障能力与韧性达较高水平 [3][8] - “十四五”以来国内能源消费增量90%以上由国内自主保障，新能源发电量增量占全国新增发电量近50% [8] - 已建立完备能源产供储销体系，建成川渝藏、南方、华北、华东4个区域电力应急基地 [8] 未来挑战与政策方向 - “十五五”为碳达峰决胜期，需持续扩大新能源供给，提升新能源电量占比，加快大型风电光伏基地建设 [3] - 高比例可再生能源接入对电网规划、调度与实时平衡能力构成核心挑战 [9] - 建议前瞻布局新型能源基础设施，解决新能源电力间歇性和波动性问题，并深入推进电力市场化改革 [9]

核心观点 - 电力市场化交易比重提高推动电价下行趋势 对发电企业收益和投资决策产生显著影响 [1][2][3] - 新能源装机快速增长导致市场供大于求 光伏电价降幅尤为明显 [6][7] - 发电企业需通过成本控制、交易能力提升和商业模式创新应对市场挑战 [8][9][10] 电价下行表现 - 龙源电力上半年所有发电业务平均上网电价399元/兆瓦时 同比下降23元/兆瓦时 其中风电下降16元至422元/兆瓦时 光伏下降5元至273元/兆瓦时 [2] - 大唐新能源上半年净利润率从29.90%下降至27.89% 主要受电价下滑影响 [2] - 山东2025年新能源竞价中光伏机制电价0.225元/kWh 较煤电基准价0.3949元/kWh下浮43% 风电机制电价0.319元/kWh下浮19.2% [1][6] 电价下行驱动因素 - 电力市场化交易电量占比达60.9% 1-6月全国市场交易电量2.95万亿千瓦时同比增长4.8% [4][5] - 136号文要求新能源全电量无差别参与市场交易 推动电价由市场供需决定 [2] - 动力煤价格中枢下移使火电成本下降 火电企业以地板价竞争挤压新能源电价空间 [3] - 光伏装机迅猛增长 上半年全国太阳能新增装机2.12亿千瓦 可再生能源新增装机2.68亿千瓦同比增长99.3% [6][7] 市场改革进展 - 全国统一电力市场建设加速 跨电网经营区常态化交易机制获批 建立跨网交易目录电价和统一结算规则 [5] - 19个省级现货市场试运行 山西广东等6省现货市场正式运行 省间区域省内中长期交易常态化 [5] - 山东成为全国首个公布新能源机制电价的省份 为后续省份提供重要参考 [1] 企业应对策略 - 发电企业重构光伏项目测算模型 加强靠近负荷中心项目开发 分析各省交易规则开发新模式 [1][10] - 通过精细化管理控制建设运营成本 提升电力交易能力 调整电源结构和投资策略 [9][10] - 利用储能参与峰谷价差套利 布局虚拟电厂参与需求响应和辅助服务市场 [8] - 探索长期购电协议锁定稳定电价收入 拓展投融资渠道 [10] 行业影响展望 - 新能源占比扩大将加剧电价波动 目前风电光伏占电力总装机比重不到20% [8] - 电价呈现周期性波动特征 整体面临下行压力但部分时段区域可能上涨 [10] - 需关注新能源与人工智能融合应用 数据中心等绿电消费新增长点 [8]