2026年全国能源工作会议核心政策导向 - 会议核心是扎实推进能源绿色低碳转型 持续提高新能源供给比重 全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上 有序推进重大水电项目 积极安全有序发展核电 加强化石能源清洁高效利用 [1] 新能源发展目标与消纳挑战 - 国家目标为全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上 [1] - 能源绿色低碳转型关键在于构建以风电、光伏等清洁能源为主导的新型能源系统 [1] - 当前清洁能源发展面临的主要瓶颈是消纳难题 [1] - 根据《指导意见》 目标到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系 新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求 [1] - 《指导意见》将新能源开发消纳划分为5类 统筹“沙戈荒”基地外送与就地消纳 优化水风光基地一体化开发 推动海上风电有序开发 科学高效推动省内集中式新能源开发 积极拓展分布式新能源消纳空间 [2] 核电发展现状与产业能力 - 会议提出“积极安全有序发展核电” 发展基调不变 核电在能源转型中将肩负重要使命 [2] - 中国核电装机规模已跃居世界第一 “十四五”期间新核准建设核电机组46台 新增装机5450万千瓦 运行装机容量和年发电量均增长约30% [2] - 目前中国大陆在运和核准在建核电机组共112台 总装机容量1.25亿千瓦 其中在运58台装机6091万千瓦 核准在建54台装机6446万千瓦 [2] - 核电装备产业实现自主可控 以哈电集团、东方电气、上海电气、中国一重、中国二重等为代表的企业形成每年10台（套）核电主设备加工制造能力 [3] - 核电装备材料自主化能力大幅提升 新建项目国产化率达到90%以上 [3] - 核电建设施工能力全球领先 具备同时建设40台以上核电机组的能力 中国已成为全球少数拥有完整核电工业体系的国家之一 [3] 其他重点工作方向 - 会议还提出加快推进能源科技自立自强 全力保障民生和企业多元化用能需求 全面深化能源改革和法治建设 拓展全方位国际合作等重点工作 [3]

能源绿色低碳转型核心方向 - 2026年全国能源工作会议提出扎实推进能源绿色低碳转型 持续提高新能源供给比重 全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上[1] - 能源绿色低碳转型关键在于构建以风电、光伏等清洁能源为主导的新型能源系统[1] - 积极安全有序发展核电的基调保持不变 核电将在能源绿色低碳转型进程中肩负重要使命[2] 新能源发展瓶颈与政策应对 - 目前清洁能源发展面临的主要瓶颈是消纳难题[1] - 国家发改委、国家能源局提出到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系 保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行[1] - 政策目标为新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求[1] 新能源消纳分类施策 - 新能源开发消纳被划分为5类 包括统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳 优化水风光基地一体化开发消纳 推动海上风电规范有序开发消纳 科学高效推动省内集中式新能源开发消纳 积极拓展分布式新能源开发与消纳空间[2] - 此举旨在应对新能源开发模式日益多元化的趋势 进一步明确分类施策要求[2] 核电发展现状与产业能力 - 中国核电装机规模已跃居世界第一 中国大陆地区在运和核准在建核电机组共112台 总装机容量1.25亿千瓦[2] - “十四五”期间新核准建设核电机组46台 新增装机5450万千瓦 运行装机容量和年发电量均增长约30%[2] - 核电装备产业实现自主可控 以哈电集团、东方电气等为代表的企业形成每年10台（套）核电主设备加工制造能力 新建项目国产化率达90%以上[3] - 核电建设施工能力全球领先 具备同时建设40台以上核电机组的能力 中国已成为全球少数几个拥有完整核电工业体系的国家之一[3] 其他能源工作重点 - 会议提出加快推进能源科技自立自强 全力保障民生和企业多元化用能需求 全面深化能源改革和法治建设 拓展全方位国际合作等其他重点工作[3]

整体观点 - 中央经济工作会议要求2026年坚持“双碳”引领，推动全面绿色转型，加快新型能源体系建设，扩大绿电应用 [4] - 中央财办表示2026年要加强全国碳排放权交易市场建设，培育氢能、绿色燃料等新增长点，建设零碳园区和工厂 [4] - 持续看好2026年绿色能源相关板块（氢氨醇、绿电、储能等）的投资机会 [4] 国内储能 - 2025年11月国内储能新增装机总规模为4.51GW/13.03GWh，功率环比增长57.14%，容量环比增长74.66%，功率同比增长45.95%，容量同比增长49.6% [5] - 2026年国内独立储能招标有望维持2025年的较好水平，独立储能将通过电能量市场、容量市场和辅助服务市场实现完整收益模型 [5] - 从2025年11月招标来看，压缩空气储能快速上量 [5] - 华能2GWh储能电池框采开标，13家企业入围华能8GWh储能框采 [5] 海外储能 - 英伟达计划举办闭门峰会，旨在破解AI时代的电力短缺困局，后续可持续关注美国数据中心厂商与国内储能企业的实质接洽 [5] - 俄罗斯对乌克兰能源设施的打击导致乌克兰多地停电，拉动了户储需求，后续可重点关注户储企业的月度排产和逆变器出口数据 [5] 氢氨醇与风电 - 中央财办表示2026年要培育氢能、绿色燃料等新增长点，建设一批零碳园区、零碳工厂 [6] - “十五五”期间，在中国未来产业和2026年欧盟碳关税双重利好下，氢氨醇作为新能源消纳和绿电非电领域应用的重要方向有望获得更多投资 [6] - 发改委强调氢氨醇有望统筹、规模化、超前建设 [6] 锂电 - 2025年12月1-7日全国乘用车新能源市场零售18.5万辆，同比下降17%，较上月同期下降10% [6] - 12月中央经济工作会议部署称要优化“两新”政策实施，意味着2026年国补政策延续，促汽车消费的政策方向不变 [6] - 锂电需求端整体博弈国内储能2026年招标预期，并持续关注新能源车销售情况 [7] - 供给端锂电产业链有“反内卷”逻辑加持，供需好转趋势确立 [7] - 锂电企业纷纷推出500-1000Ah储能大电芯方案，500+Ah方案核心在于降本 [7] - 短期六氟磷酸锂预期已较高，中期可重点关注供给变数较大的锂矿及盈利尚不支持扩产的隔膜等环节的投资机会 [7]

记者从国家电网有限公司西北分部了解到，白银至天都山第三回750千伏线路工程于12月14日21时18分 带电投运。该工程使甘肃省与宁夏回族自治区之间的电力交换能力提升至800万千瓦，增强了西北电网 甘肃和宁夏断面的送电能力，对于保障宁湘直流外送，促进新能源消纳具有重要意义。 国网西北分部相关负责人介绍，白银至天都山第三回750千伏线路工程是"十四五"国家重点建设项目"宁 夏—湖南±800千伏特高压直流输电工程"的配套工程，也是甘肃和宁夏两省区间的重要电力联络通道。 工程起于甘肃白银750千伏白银变电站，止于宁夏中卫750千伏天都山变电站，全线总长89.5公里，共组 立铁塔194基。"作为西北电网第22条跨省联络线，工程的投运助力西北电网省间交换能力突破3300万千 瓦。"国网西北分部生产技术部二级职员谭金红说。 白银至天都山第三回750千伏线路工程由国网西北分部投资。在建设过程中，国网西北分部与甘肃、宁 夏两省区电力公司明确工程管理职责界面，全面推广机械施工规模化应用，强化安全管控措施、规范作 业流程，并全面推行绿色施工工艺，确保工程顺利投产。（记者程楠） ...

行业与公司 * 本纪要为交银国际关于**新能源与公用事业行业**的2026年展望研究报告，发布日期为2025年12月5日，行业评级为“领先”[1] * 报告覆盖了光伏、风电、储能、运营商等多个新能源子行业，并对多家上市公司给出了具体评级和目标价[3] * 报告明确其行业首选为**多晶硅**和**储能**，运营商板块则具有较好的防守性[4][100] 核心观点与论据：行业展望与政策环境 * **“十五五”规划前瞻**：政策强调新能源发展从重规模转向重质量、重消纳、重系统协同，目标是到2030年满足全国每年新增**200吉瓦**以上新能源的消纳需求[4][7] * **行业“反内卷”成效初显**：在政策推动下，光伏行业通过自律减产和限销挺价等措施，有效改善了供需，推动了产品价格反弹和上游盈利改善[4][38] * **电力市场化改革深化**：2025年6月1日起投产的新能源增量项目须参与电力市场交易，这要求运营商通过签订长期购电协议来稳定收益预期[12] 核心观点与论据：光伏行业 * **装机预测**：预计2025年中国内地光伏新增装机达**295吉瓦**，同比增长**6%**；2026年预计仍将维持高位在**280吉瓦**[4][13] * **全球需求**：预计2025年全球光伏新增装机**585吉瓦**，同比增长**10%**；2026年预计增长**5%**至**615吉瓦**[22] * **“反内卷”推动价格反弹**：自2025年7月以来，多晶硅价格由低点至今涨幅高达**49%**，硅片价格涨幅高达**48%**，电池片和组件价格涨幅分别为**17%**和**2%**[38] * **多晶硅环节**：作为“反内卷”标杆，价格大涨下少数龙头企业已扭亏，新国标能耗标准若实施，行业产能有望关停超**30%**，产能收储方案若落地将进一步改善供需[50][52][53] * **逆变器及储能环节**：大储需求超预期爆发，9M25全球储能系统出货**286.35吉瓦时**，同比大增**85%**，其中大储占比高达**88%**，预计2025/26年全球出货增速高达**60%/50%**[67][100] * **光伏玻璃环节**：自律减产效果较好，但待投产产能规模较大（仅两家一线企业待投产产能就高达**1.1万吨**），将压制产品价格[74] * **电池片环节**：上游涨价导致TOPCon电池片盈利短期承压，但BC电池凭借高效率在海外市场溢价明显，发展势头良好[82][86] 核心观点与论据：风电行业 * **装机预测**：预计2025年中国内地风电新增装机达**98吉瓦**，同比增长**24%**；2026年预计同比增长**11%**至**110吉瓦**[4][29][34] * **增长支撑**：9M25中国内地风机招标量已超过**100吉瓦**，加上2024年**164吉瓦**的招标量仍有部分将在2026年交付，为装机增长提供支撑[34] 核心观点与论据：新能源运营商 * **补贴回收加快**：自2025年7月起，新能源运营商补贴回款进度加快，例如龙源电力前三季度回收补贴金额达**92.5亿元**[87] * **面临挑战**：新增装机后，限电率在2025年内有同比上升情况，运营商需在电力交易及项目管理上加大力度以改善项目利用小时[87] * **股息吸引力**：运营商板块2025/26年平均股息率为**5.4%/6.0%**，投资者对分红政策清晰的运营商配置积极[89][95] * **装机计划分化**：不同运营商在“十五五”期间的装机发展计划及融资策略（如分拆回A、资产注入、定增等）将呈现较大差异化[92][93] 核心观点与论据：投资建议与首选公司 * **子行业偏好排序**：多晶硅 > 逆变器/储能 > 运营商 > 光伏玻璃 > 电池片[4][100] * **行业首选**： * **协鑫科技 (3800 HK/买入)**：作为颗粒硅龙头，盈利优势明显，3Q25单吨生产现金利润比棒状硅龙头大全高**0.62万元**，低电耗符合政策导向，且有望受益于产能收储及欧盟碳关税实施[4][57][100][101] * **阳光电源 (300274 CH/买入)**：作为全球大储系统龙头，充分受益于大储需求超预期爆发，9M25储能系统出货**29吉瓦时**，同比大增**70%**，海外出货占比提升至**83%**，3Q25综合毛利率高达**35.9%**，同时布局AIDC电源新增长点[4][69][100][103] 其他重要内容：估值与风险 * **估值水平**：光伏产业链估值随“反内卷”政策有一定修复，但多晶硅子行业市净率仍低于5年平均值的**0.8倍**；运营商子板块市净率也低于5年均值**0.9倍**[94][95][97][99] * **潜在风险**：包括光伏制造供给超预期、新增装机不及预期、风/光增量项目电价低于预期、海外贸易壁垒影响出口、以及限电率可能再次上升等[106]

项目投运与核心意义 - 白银—天都山第三回750千伏线路工程于12月14日21时18分带电投运 [1] - 该工程使甘肃省与宁夏回族自治区之间的电力交换能力提升至800万千瓦以上 [1] - 工程增强了西北电网甘肃和宁夏断面的送电能力，对于保障宁湘直流外送、促进新能源消纳具有重要意义 [1] 项目定位与规模 - 该工程是“十四五”国家重点建设项目“宁夏—湖南±800千伏特高压工程”的配套工程 [2] - 工程是甘肃和宁夏间的重要电力联络通道，起于甘肃白银750千伏白银变电站，止于宁夏中卫750千伏天都山变电站 [2] - 工程全线总长89.5公里，共组立铁塔194基 [2] 对电网能力的提升 - 作为西北电网第22条跨省联络线，该工程的投运可助力西北电网省间交换能力突破3300万千瓦 [2]

政策数据概览 - 2025年11月共发布储能相关政策104项，其中国家层面4项 [2] - 从重要程度看，非常重要类政策有45项，河北、四川、广东等地发布数量居多 [2] - 从政策类别看，主要集中在电力市场、新能源配储（源网荷储）、虚拟电厂等领域 [2] 国家层面重要政策 - 国家发改委、能源局发布指导意见，目标到2035年基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，并大力推进技术先进、安全高效的新型储能建设，创新应用液流电池、压缩空气储能、重力储能等多种技术路线 [4] - 国家能源局发布指导意见，推动新能源一体化聚合运营，鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源实质性联营 [5] - 北京电力交易中心发布2026年跨省跨区输电价格，40条专项工程输电价格范围为0.81元/kWh-8.36分/kWh，华中（西南）区域电量价格最高为2.22分/kWh [4] 地方层面储能发展规划 - 黑龙江省提出到2027年新型储能装机达到600万千瓦（6GW）以上的目标，并公布了第一批11个独立新型储能项目清单，规模145万千瓦（1.45GW） [7] - 湖北省确立分阶段发展路径：2027年前全省储能总装机达800万千瓦，2030年前达1700万千瓦（17GW） [7] - 河南省实施第十四批源网荷储一体化项目61个，总规模547.78MW，配储规模81.43MW/162.86MWh [9] - 山西省公示第二批源网荷储一体化试点项目6个，一期储能规模合计171MW/684MWh，新能源装机600MW，平均配储比例达28.5%，配储时长均不低于4小时 [9] - 河南省实施第十五批源网荷储一体化项目103个，总规模765.26MW，配储规模114.18MW/228.36MWh [10] 电力市场政策 - 重庆市于2025年11月1日起启动电力现货市场连续结算试运行 [12] - 四川省2026年省内电力市场交易规模约2300亿千瓦时，并明确新型储能、虚拟电厂等可作为新型主体参与市场交易 [14] - 河北省南部电网设定零售套餐价格参数，固定价差方式上浮价差不超过4元/兆瓦时，固定费用方式不超过400元/月，并实施零售市场超额收益分享机制 [15] - 甘肃省明确发电侧及电网侧储能均以其所在节点的节点边际电价作为结算价格 [16] - 西藏自治区将储能企业、虚拟电厂等纳入新型经营主体，鼓励通过聚合方式参与市场化需求响应 [17] - 新疆对存量补贴项目机制电价定为0.25元/千瓦时，存量平价项目为0.262元/千瓦时 [18] 辅助服务政策 - 江苏调频辅助服务市场允许功率10兆瓦及以上、持续时间不低于2小时的独立新型储能及虚拟电厂参与，调频里程报价下限0.1元/MW、上限15元/MW [20] - 京津唐电力调峰辅助服务市场允许新型储能申报充电价格，上限与火电机组一致为370元/MWh [21] 补贴与资金支持 - 广州白云区对新型储能产业设立最高2000万元的扶持政策，并设立“揭榜挂帅”专项资金，单个项目最高资助1000万元 [25] - 东莞市对认定的新型储能示范项目按实际放电量给予不超过0.3元/kWh的事后资助，单个项目累计补贴不超过300万元 [26] 管理规范 - 深圳市要求储能电站投运1年后开展第三方后评价 [28] - 内蒙古对2026年度独立新型储能电站向公用电网放电量的补偿标准定为0.28元/千瓦时 [28] 虚拟电厂发展 - 甘肃省目标到2027年虚拟电厂调节能力达25万千瓦以上，2030年达70万千瓦以上 [30] - 河北省目标到2027年虚拟电厂调节能力达200万千瓦，2030年达300万千瓦以上 [30] - 苏州工业园区目标到2025年建成20兆瓦调节能力，2026年60兆瓦，2027年120兆瓦 [31] 绿电交易与低碳发展 - 云南省2025年第一批绿电直连项目4个，总规模434.92MW [33] - 宜宾市发布新型储能场景机会清单13个，其中明确规模的项目共987.5MW/2175.05MWh，总投资29.41亿元 [37] - 湖南省在零碳工厂和园区建设中鼓励配置新型储能设施，推进源网荷储一体化 [36]

公司装机与项目进展 - 截至2025年6月30日，公司已投产新能源总装机273.4万千瓦，其中风电172.05万千瓦，光伏85.35万千瓦，独立储能16万千瓦 [2] - 公司已核准在建风光电项目合计110万千瓦，独立储能项目120万千瓦 [2] - 和田地区100万千瓦独立储能项目预计2025年底并网，奎屯地区20万千瓦项目计划2026年6月30日前并网 [2][3] 储能业务详情 - 公司已并网独立储能项目试运行期间每天实现一充一放，调度频次符合预期 [3] - 公司常规独立储能项目资本金与贷款比例为2:8（20%资本金，80%银行贷款） [3] - 独立储能项目中，电芯按10年期计提折旧，其他设备按20年计提折旧 [3] - 公司采购储能电芯选用国内一线品牌，依据质量稳定性、履约能力、售后服务及价格竞争力 [3] 新疆储能行业概况 - 新疆储能总装机达1317万千瓦，其中发电侧配储1042万千瓦，独立储能275万千瓦，增速领跑全国 [3] - 新疆重点布局4小时以上长时储能，4小时储能系统可提升新能源利用率16.89个百分点（较2小时储能提升幅度高出12.01%） [3] - 预计2025年底新疆新型储能并网规模将超过2000万千瓦 [3] 外送通道与运营表现 - 公司参与疆电外送第一、二、三条通道配套电源项目，第一、二条通道累计并网新能源装机84.95万千瓦 [3][4] - 第三通道810万千瓦配套电源项目预计2025年底投产 [3] - 截至2025年11月底，外送通道配套光伏项目平均利用小时数达1462小时，风电项目达1551小时，显著高于本地消纳项目 [4]

行业核心观点 - 中国大型储能行业正经历从“政策驱动”向“市场化驱动”的关键转折，商业模式逐步清晰、应用场景趋于多元，行业进入规模化、高质量发展的新阶段 [2] 市场景气度与供需 - **招标与装机高增**：2025年1-10月国内新型储能招标规模达205.30GWh，同比增长45%，央国企集采规模同比增长61% [4] - **优质电芯供给紧缺**：供给侧头部电芯企业产能利用率接近满产，供需偏紧态势或将延续至2026年第二季度 [4] 商业模式演变 - **“136号文”前的强制配储阶段**：储能价值主要体现为帮助新能源项目“获取路条”，利用率低下。2023年新能源配储平均等效利用系数仅为6.1% [6][7] - **“136号文”后的市场化阶段**：独立储能可通过“峰谷价差套利+容量市场+辅助服务”发挥真实价值，商业模式走向主动价值创造 [4][9] - **经济性改善**：对全国七省区的独立储能经济性测算显示，蒙西、新疆、河北南网资本金内部收益率可达10%以上，山西、山东、甘肃在6.5%以上 [4] 收益来源分析 - **峰谷价差套利**：随着电力现货市场建设推进，午间谷底加深和晚高峰顶拉升明显，峰谷价差套利成为储能核心收益来源 [11] - **容量补偿机制**：多省出台容量补偿政策以替代过去的容量租赁收入，补偿标准各异，如甘肃和宁夏分别为330元/千瓦·年和165元/千瓦·年 [15] - **辅助服务市场**：辅助服务市场正由单一的调峰调频向多品种、市场化方向加速演进，独立储能目前主要参与调频服务，未来可拓展至备用、爬坡等市场 [18][20] 项目经济性测算 - **典型模型参数**：以甘肃100MW/400MWh项目为例，单位EPC成本0.9元/Wh，首年收益包括峰谷价差套利3560万元、容量补偿2200万元及调频辅助服务190.08万元 [23] - **各省收益率对比**：蒙西独立储能电站资本金内部收益率最高可达37.3%，新疆、河北南网亦超10%，山西为7.2%，甘肃、宁夏分别为6.6%和-1.6% [23][24] - **敏感性分析**：容量补偿水平和年限对项目收益率影响巨大。例如，甘肃容量补偿年限从2年延至4年，资本金内部收益率可从6.63%提升至10.62% [24][27] 应用场景拓展 - **发电侧主动配储**：新能源全面入市导致其度电收益下降，配置储能可通过能量时移提高项目收益。测算显示，配置100%、1小时储能可使光伏项目资本金内部收益率从2.5%提升至8.9% [30][34] - **用户侧多元化发展**： - **工商业储能**：2025年1-8月新增备案项目规模24.53GW/56.82GWh，容量同比增长165.36%，项目呈现大型化趋势 [35] - **零碳园区**：储能是解决风光间歇性、支撑零碳目标落地的核心，相关试点快速推进 [36] - **绿电直连**：数据中心等用户采用“绿电直连+储能”方案，既能满足绿电占比要求，又能优化用能成本 [38] - **虚拟电厂**：政策设定2027年、2030年分别实现2000万千瓦、5000万千瓦调节能力的目标，储能作为灵活性资源应用将增长 [40] 投资主体变化 - **早期格局**：投资主体以新能源企业与央国企为主，社会资本因融资成本高（民企年化利率6%-7.5%）参与度低 [41] - **当前多元化**：商业模式成熟、融资环境改善以及央国企审慎态度为社会资本创造了进入机遇 [42] - **专业化基金趋势**：参考海外，以专业化基金的形式投资和运营储能电站有望成为大势所趋，国内已出现多只储能产业基金 [42] 市场空间展望 - **短期抢装空间**：在容量电价政策预期下，初步测算由发电侧电费下降可支持的2026-2027年独立储能理论装机空间约为158GW/634GWh [5][43] - **长期需求驱动**：“十五五”期间，随着风光发电量占比提升，储能的商业化配置需求总量预计在1.5-1.7TWh（含抽水蓄能），复合增速20%以上 [5][49] - **电源侧增量空间**：若集中式光伏大省配储比例由当前水平提升至50%、100%，可额外增加216GW/453GWh、461GW/989GWh的配储市场空间 [50]

行业核心观点 - 国家政策聚焦“十五五”新能源消纳，明确两大主线：推广绿电直连模式以促进就近消纳并应对国际贸易壁垒；将可再生能源非电利用首次纳入国家考核，为工业脱碳和交通领域绿色燃料发展提供制度支撑 [1] 新能源装机与消纳现状 - 截至2025年第三季度，全国并网风电和太阳能发电合计装机达到17.1亿千瓦，同比增长36.4%，占总装机容量比重为46.0%，同比提升6.4个百分点，已超过火电33.1%的装机占比 [2] - 2025年1-9月，并网风电利用小时数为1475小时，同比降低93小时；并网太阳能发电利用小时数为875小时，同比降低84小时 [2] - 2020-2023年，光伏/风电平均利用率分别为98%和97%，而2025年1-8月，光伏利用率下降至95%，风能利用率下降至94%，新能源大比例接入对电力系统稳定性和电网消纳压力提出更高要求 [2] “十五五”新能源消纳政策目标 - 国家能源局发改委于2025年11月10日印发指导意见，目标到2030年基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足 [3] - 目标到2035年，基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，实现新能源在全国范围内优化配置和高效消纳 [3] - “十五五”期间构建适合国情的新能源供给消纳体系是建设新型电力系统和新型能源体系的关键环节 [3] 绿电消纳主线一：绿电直连模式 - 2025年5月21日，国家发改委与能源局发布通知，允许符合要求的市场主体自主选择绿电直连模式，即新能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电，实现电量清晰物理溯源 [4] - 该模式构建了“生产—认证—贸易”全链条低碳认证链，成为应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）、美国清洁能源法案等国际贸易规则的有效工具，为我国高耗能出口产业提供制度性工具 [4] - 数据中心作为未来重要负荷增量，绿电直连政策为其提供了低成本、高效的绿色能源供给途径，解决算力需求与能源资源时空分布不均的问题 [5] - 绿电直连政策将催生储能和虚拟电厂产业更高效发展：负荷侧用户为平抑新能源间歇性将具备主动配储需求；多个直连项目可通过虚拟电厂平台协调互济，优化资源利用，内部可调负荷和储能也可作为节点提供辅助服务获取收益 [5] 绿电消纳主线二：可再生能源非电利用 - 2025年10月，国家发改委发布征求意见稿，首次在国家层面将可再生能源消费最低比重目标分为电力消费和非电消费两类，后者包括供热（制冷）、制氢氨醇、生物燃料等 [6] - 对于钢铁、建材、石化、化工等依赖热能的工业企业，非电消费纳入考核为“绿热”提供了官方价值认定和核算通道，使其清洁消费能被量化认可，有助于应对CBAM等国际规则 [7] - 熔盐储能提供长时大规模储热路径，使太阳能热发电实现连续、稳定、可调度的电力输出。据国际能源署预测，中国光热发电装机到2030年将达到29GW，到2040年达88GW，到2050年达118GW，熔盐储能前景广阔 [7] - 全球运输业脱碳进程加速，以绿色甲醇、可持续航空燃料（SAF）为代表的氢基和生物质能源被视为终极解决方案。欧盟航空业2025年进入强制添加SAF周期，国际海事组织（IMO）推出海运业净零法案，下游需求高涨为生物燃料提供广阔增量空间 [8] - 可再生能源制氢氨醇是绿色燃料大规模产业化的核心路径，随着技术发展和成本下降，其经济性有望进一步提升 [8]