报告行业投资评级 - 增持（维持） [5] 报告的核心观点 - 新型电力系统建设试点工作发布，围绕算电协同、新一代煤电等七个方向开展，有望解决新能源消纳问题 [2][11] - 多地发布高温预警，迎峰度夏开启或提振用电需求，煤价跌至 618 元/吨，火电度电盈利能力提升 [3][12] - 推荐关注电量项目占比较高、短期收益确定性更优、中长期更具降本增效优势的绿电运营商，重视灵活调节电源配置价值 [3] 根据相关目录分别进行总结 本周行业观点 迎峰度夏有望提振电力需求，新型电力系统试点纾困新能源消纳 - 国家能源局发布新型电力系统建设第一批试点工作通知，围绕算电协同、大规模高比例新能源外送、新一代煤电等七个方向开展试点 [2][11] - 算电协同方面，在国家枢纽节点和部分能源资源条件好区域协同规划布局算力与电力项目，探索“绿电聚合供应”模式，提升源荷协同水平，加强数据中心余热回收利用 [2][11] - 新一代煤电方面，推动现役和新建机组针对清洁降碳、高效调节开展试点，采用降碳措施降低煤电碳排放，提高煤电机组调节能力 [3][12] - 多地发布高温预警，迎峰度夏开启，用电需求或提升，煤价跌至 618 元/吨，火电度电盈利能力提升，建议关注业绩具备弹性的火电标的 [3][12] 火电 - 煤价降至 618 元/吨 [13] 水电 - 6 月 6 日三峡入库流量同比下降 18.31%，出库流量同比下降 1.24% [29] 绿电 - 本周硅料价格为 36 元/KG，主流品种硅片价格为 1.11 元/PC，均与上周持平，长期光伏项目收益率有望提升 [39] 碳市场 - 全国碳市场交易价格较上周下降 0.82%，本周成交量 222.03 万吨，成交额 1.49 亿元，大宗协议交易成交量 183.00 万吨，成交额 1.23 亿元 [54] 本周行情回顾 - 本周上证指数报收 3385.36 点，上涨 1.13%，沪深 300 指数报收 3873.98 点，上涨 0.88%，中信电力及公用事业指数报收 2939.08 点，下跌 0.12%，跑输沪深 300 指数 1.00pct，位列 30 个中信一级板块涨跌幅榜第 25 位 [1][55] - 电力及公用事业板块上市公司近半数上涨，涨幅前五为湖南发展、协鑫能科、立新能源、建投能源、乐山电子，跌幅前五为粤电力 A、江苏新能、长源电力、兆新股份、深南电 A [59] 行业资讯 行业要闻 - 国家发改委、国家能源局联合发布意见，到 2029 年基本建成现代化用电营商环境 [64] - 国家能源局发布实施意见，优化资质许可管理制度，将部分新型经营主体纳入电力业务许可豁免范围 [64] - 国家能源局组织开展新型电力系统建设第一批试点工作，探索新技术、新模式 [65] - 生态环境部发布公报，2024 年煤炭消费量占能源消费总量比重为 53.2% [65] - 全国人大常委会启动节约能源法执法检查 [66] - 西气东输管道系统累计向长三角地区供气达 5500 亿立方米 [67] 重点公司公告 - 天津中绿电投资股份有限公司申报的储能项目被纳入建设项目清单并备案 [69] - 深圳南山热电股份有限公司转让控股子公司发电机组相关资产，已收到全部转让价款及相关费用 [69] - 中国核电 5 月回购股份 4,777,000 股，支付总金额 45,861,929.80 元 [69] - 大唐发电完成 20 亿元中期票据发行，募集资金用于偿还有息债务及补充营运资金 [69] - 新天绿能 5 月完成发电量同比增加 6.14%，累计完成发电量同比增加 10.86%；完成输/售气量同比减少 25.87%，累计完成输/售气量同比减少 18.27% [69]

绿电直连迈入制度化发展新阶段 三、 明确安全与经济责任 绿 电 直连项目涉及的安全与经济责任既包括绿电直连项目内部责任，又包括绿电直连项目与公共 电网之间的责任。其中，绿电直连项目与公共电网之间的权责争议较大。目前，各地探索实践的大 部分绿电直连项目为并网型项目，需要接入公共电网，由公共电网保障项目用电的安全、可靠和稳 定。而绿电直连项目内部新能源发电带来的波动性可能加剧公共电网安全保供难度，因此，亟需进 一步厘清二者之间的 "责、权、利"边界。为此，《通知》明确提出并网型绿电直连项目与公共电网 按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责 任。由绿电直连项目主体自主申报并网容量，并通过协商方式与电网企业确定并网容量以外的供电 责任和费用。 四、 完善市场与价格机制 绿电直连 通过构建新能源发电侧与电力用户侧的 连接 通路 ，实现了电力供给的全流程物理溯源 ，不仅有助于提升新能源消纳和绿电供给水平、降低外向型企业产品碳足迹，也为分布式发电、虚 拟电厂、智能微电网等电力领域新型经营主体创造了新应用场景，为电力系统 "源网荷储"深度融合 开辟了新路径。 近期多地陆续开展绿 ...

新能源消纳困境 - 2025年1-4月西藏光伏发电利用率仅68%，蒙西和青海为86%，西藏风电利用率68.8%，北京和河北为87.5%和87.7%，显示新能源消纳能力严重不足[1] - 2023年全国光伏和风电利用率分别为98%和97.3%，2024年降至96.8%和95.9%，2025年前4个月进一步下滑至93.9%和93.2%[3] - 新能源装机快速增长与电网消纳滞后形成矛盾，国家电网2024年底新能源装机达11.4亿千瓦，占总装机43.3%，超过煤电成为第一大电源[1] 电网投资加速 - 国家电网2025年计划投资超6500亿元，南方电网计划固定资产投资1750亿元，均创历史新高[2] - 2024年国家电网投资首次突破6000亿元，建成武汉-南昌、张北-胜利等特高压通道，跨区输电能力超3.4亿千瓦[5] - 2025年Q1国家电网投资同比增长27.7%至超900亿元，特高压直流工程投资占比超80%[6][7] 技术升级方向 - 抽水蓄能建设加速，2024年底在运在建规模达9404万千瓦，其中在运4056万千瓦，新型储能并网5876万千瓦[6] - 南方电网布局千万千瓦级抽蓄湾区，国家电网启用高比例新能源大电网运行控制系统[6] - 虚拟电厂技术取得突破，安徽合肥完成6000辆次新能源汽车参与调度的实测，互动电量达2.8万千瓦时[10] 产业链受益 - 特高压设备商直接受益，中国西电中标14.43亿元国家电网项目，平高电气中标17.51亿元项目[7] - 配电网投资占比提升，国家电网"十四五"配网投资超1.2万亿元占60%，南方电网计划2027年实现配网智能化[8] - 智能电网设备需求增长，海兴电力中标1.41亿元计量设备项目，力合微电子提供电力线载波通信方案[8][9] 海外市场拓展 - 国电南瑞加快适推产品供给，重点拓展境外市场[11] - 有方科技在海外智能电网市场表现突出，印度电力市场份额第一[11] - 中国电网技术领跑全球，拥有最大规模、最高电压等级的电网体系[10]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 机组的清洁降碳和高效调节改造有助于催化国内绿色合成氨等零碳低碳燃料的需求，也有助于煤电的成功转型迎来盈利和估值的重塑 [5] - 建议关注吉电股份（绿氨项目投产在即）、全国性火电企业华能国际、大唐发电等 [5] 相关目录总结 未提及相关目录内容，无总结要点

新能源利用率数据争议 - 2025年4月全国风电、光伏利用率分别为92.4%、94.0%，同比分别下降3.7、3.1个百分点[1] - 1-4月全国风电、光伏利用率分别为93.2%、93.9%，同比分别下降2.9、2.4个百分点[1] - 中电联数据显示1-4月光伏利用小时数同比下降14%，远超预警中心公布的7%降幅[1] 新能源装机与利用率矛盾 - 4月单月全国新增光伏装机50GW同比增长215%，1-4月新增104.9GW同比增长75%[2] - 新能源装机快速增长与利用率下滑形成鲜明对比，引发行业担忧[2] - 2020年底风光总装机5.3亿千瓦，2024年底达14.1亿千瓦，年均增长超2亿千瓦[10] 统计口径差异 - 预警中心统计口径仅考虑系统原因受限电量，特殊原因受限电量被排除[5] - 特殊原因受限包括自然灾害、检修、超备案容量发电等七种情况[6] - 某电力央企数据显示一季度新能源电站平均限电率17%，西北地区达30-40%[3] 区域利用率差异 - 1-3月西藏、甘肃、青海光伏利用率分别为68.1%、87.6%、87.6%，均低于90%红线[8][9] - 蒙西、陕西光伏利用率分别为85.0%、88.1%，河北为89.0%[8][9] - 上海、江苏、浙江等东部省份利用率保持100%[8] 利用率下滑原因 - 新能源装机增速过快导致电网消纳能力不足[9] - 新能源市场化消纳扩围，未中标电量不计入利用率统计[10] - 现货市场试点省份如山西、甘肃光伏弃光率仍达11%、23%[11] 消纳红线政策演变 - 2018年设定风电、光伏利用率95%红线[12] - 2024年政策调整为资源条件较好地区利用率可降至90%[12] - 当前青海、新疆等地区光伏利用率已低于90%新红线[13] 行业建议与发展方向 - 德国风光装机占比65.5%贡献50%发电量，中国装机42%仅贡献18%[14] - 专家建议电网需"无条件"接纳新能源，提升高精度预测能力[14] - 构建新型电力系统是提升消纳能力的关键[13][14]

绿电直连政策核心观点 - 国家层面首个绿电直连政策许可及规范出台，兼顾效率与公平 [1][2] - 政策覆盖增量与存量项目，电源端包括新建及未并网存量新能源，负荷端包含新增及存量负荷 [2] - 绿电直连定义为电源不接入公共电网，直接向单一用户供电，电量可物理溯源，绿电包括风能、太阳能、生物质能等 [2] 政策实施模式 - 项目电源可由负荷投资方、发电企业或合资公司投资，直连专线原则上由负荷或电源主体投资 [2] - 电源和负荷非同一投资主体时需签订多年期购电协议或合同能源管理协议 [2] - 政策鼓励用户自主申报并网容量并承担责任，通过提升调节能力降低成本 [3] 政策多重目标 - 要求直连项目新能源年自发自用电量占比不低于60%，占总用电量比例从2025年30%提升至2030年35% [3] - 解决新能源消纳压力，挖掘就近消纳需求，拓展应用场景并提高资源利用效率 [3] - 满足用户绿电消费需求，应对国际绿色贸易壁垒及高载能行业减碳需求 [3] 经济性与市场机制 - 项目需缴纳输配电费、系统运行费用等，禁止地方违规减免费用 [4] - 通过增加自发自用比例减少并网需求，节约电能量及系统调节费用以降低成本 [4] - 允许项目整体参与电力市场，优化发用电曲线并通过电能量、辅助服务交易获取收益 [4]

公司概况 - 公司成立于2011年，核心管理团队来自西门子、美国国家半导体等全球电气设备龙头 [1] - 2019年战略聚焦储能系统集成，剥离其他业务以把握新能源消纳机遇 [1] - 2021-2024年储能系统销量达0.7/2.2/6.2/11.8GWh，出货规模快速增长 [1] - 国内市场份额稳居前二，海外市场取得突破有望成为第二成长曲线 [1] - 2024年实现营收82.7亿元，同比+18.4%，毛利率18.5%、净利率7.9%大幅领先行业 [1] 行业动态 - 国内136号文取消强制配储，推动储能产业由政策驱动向市场驱动转变 [1] - 国内储能行业迎来增速换挡与行业出清，交易能力成为下一阶段关键 [2] - 欧洲灵活性资源需求迫切+商业模式完善+补贴转向，大储发展明显提速 [2] - 美国健全的市场机制决定储能发展趋势，关税影响可控，电网矛盾增强收益韧性 [2] - 中东推动能源转型，大项目频发 [2] - 预计2025-2027年全球储能新增装机约228/280/366GWh，同比+18%/+23%/31% [2] 公司竞争优势 - 构建覆盖全场景的储能系统解决方案，推出海博AI云平台助力全生命周期项目价值最大化 [2] - 合作国电投、中核、华能等头部央企，渠道优势确立龙头地位 [2] - 基于国内丰富的交付与应用经验拓展海外市场，与施耐德、壳牌等海外企业深化合作 [2] 财务预测 - 预计2025-2027年归母净利润8.9/11.4/13.5亿元，同比增长37.3%/28.1%/18.9% [3] - 对应EPS为4.94/6.32/7.52元/股 [3] - 参考可比公司估值给予公司2025年18xPE，对应合理价值88.90元/股 [3]

新能源消纳挑战与山东应对策略 - 山东作为新能源第一大省面临严重消纳难题，2024年"五一"小长假负电价时段从去年同期的19小时攀升至近50小时[4][8] - 负电价问题持续恶化：2022年有176天全天最低电价小于0元/kWh，2023年"五一"期间出现连续22小时负电价，最低达-0.085元/kWh[8] - 2024年风电光伏全年电量占比13%左右，负电价小时数达973小时，预计2025年可能超过1000小时[8][10] 山东新能源装机现状 - 截至当前新能源和可再生能源装机1.25亿千瓦，占比超51%，其中光伏8514万千瓦(全国第一)，风电2669万千瓦(全国第五)[5] - 光伏装机从2016年底的4.55GW(全国第六)跃升至当前规模，主要得益于2016年领跑者基地获批和2017年提前布局分布式光伏[5][6] - 山东太阳能资源属II类"很丰富地带"，水平面年总辐射量1400-1550kWh/㎡[5] "八大行动"核心措施 - 装机结构优化：年底前将光伏风电装机比例从3.2:1优化至2.6:1，实施"重风抑光"政策[2][11] - 火电调峰增强：2025年完成2000万千瓦机组改造，新建煤电机组最小技术出力不高于20-30%额定负荷[12] - 储能发展：年内新增压缩空气储能100万千瓦，电化学储能200万千瓦，完善储能市场交易机制[2][13] - 电网升级：加强500千伏省域主网架和220千伏市域主网架建设，实施配电网高质量发展行动[13] 市场化与政策调整 - 2024年调整分布式光伏余电上网电价政策，2025-2026年新增分布式光伏可选择15%发电量入市[6] - 计划到2030年实现新能源全部电量入市交易，当前政策底线是不限制光伏装机增长速度[6] - 通过优化"发调储用"各环节协同发力，探索新能源高水平消纳路径[2][4] 行业影响与示范意义 - 山东方案是全国首个系统性的新能源消纳行动方案，包含8方面24项重点任务[2][4] - 解决方案涉及电源结构优化、电网智能化改造、储能技术应用和电力市场改革等多维度[11][12][13] - 若成功实施将为全国新能源消纳提供可复制经验，尤其对高比例可再生能源省份具有参考价值[4][14]

市场机制创新与核心突破 - 南方区域电力现货市场将于2025年6月起实现五省跨省跨区现货交易全量覆盖，220千伏及以上新能源电站100%参与市场化定价，110千伏电站年底前全部入市 [1] - 广东要求2025年底前所有110kV及以上新能源项目完成现货市场接入，采用节点边际电价机制（LMP）精准反映时空价值差异 [1] - 南方电网AI大模型"大源"实现168小时风光发电功率分钟级滚动预测，日均精度达93%，自动发电控制（AGC）系统与现货市场联动率达98% [2] - 虚拟电厂聚合商模式落地，广西已注册403个交易单元，覆盖装机超2000万千瓦 [2] 核心改革路径与效能释放 - 采用"市场化交易电价+场外差价"双轨制设计，市场化电量按实时价格结算，机制电量通过基准价浮动对冲风险，如汕头渔光互补项目年电量6亿千瓦时中70%通过现货市场出清 [4] - 云南水电外送广东通道利用率提升至95%，2024年现货试运行期间日均优化电量30亿千瓦时，占区域需求70% [5] - 贵州、云南通过省间市场调减外送电量280亿千瓦时，支持本地煤电蓄力与新能源调节能力建设 [5] - 广东尖峰电价上浮20%、深谷电价下浮20%的浮动机制推动工商业用户峰谷价差扩大至0.77元/千瓦时，预计年降低系统运行成本超50亿元 [6] 万亿级市场潜力与投资主线 - 南方五省新能源装机达1.92亿千瓦（2024年末），2025年市场化交易规模预计突破8000亿千瓦时，广东单省市场容量6500亿千瓦时 [8] - 电网智能化领域南网规划投资1750亿元建设数字电网，阳江三山岛柔直工程（102亿元）破解深远海风电送出瓶颈 [9] - 储能配套领域广东强制10%配储政策催生百万千瓦级储能市场，V2G反向放电试点（峰期0.96元/千瓦时）开辟新盈利场景 [9] - 能源服务商南网能源、粤电力A、深圳能源或复制乐山电力150%涨幅逻辑 [9] 核心受益公司 - 深圳能源布局光伏、储能等新兴领域，涉及电力供应、垃圾焚烧发电、新能源开发 [12] - 粤电力A为广东省属国资控股最大电力上市公司，可控装机容量超4170万千瓦，清洁能源占比提升至49.24% [13] - 桂冠电力涉及水电、火电、风电、光伏等电源的开发与运营 [14] - 黔源电力以水电开发建设和生产经营管理为主的大型发电企业 [15] - 南网科技专注于能源电力领域的技术研发、产品制造及服务 [16] - 南方电网系统内唯一从事节能服务的企业，被誉为央企控股的综合能源"第一股" [17]

绿电直连政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，旨在探索新能源生产与消费融合模式，促进就近消纳并满足企业绿色用能需求 [1] - 绿电直连定义为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源通过直连线路向单一用户供电，实现电量物理溯源 [1] - 项目分为并网型（接入用户侧并与公共电网形成清晰界面）和离网型（完全独立于公共电网）两类 [1] 绿电直连项目规范要求 - 新增负荷可配套建设新能源项目，存量负荷需在自备电厂足额缴纳可再生能源基金后开展绿电直连，通过压减自备电厂出力实现清洁替代 [2] - 出口外向型企业可利用周边新能源资源探索存量负荷绿电直连，以满足降碳刚性需求 [2] - 各类经营主体（除电网企业）包括民营企业均可投资绿电直连项目 [2] 新能源消纳目标 - 项目新能源年自发自用电量占比不得低于总发电量的60% [2] - 新能源占总用电量比例要求从2025年30%逐年提升至2030年35%，强化就近消纳导向 [2] 政策背景与意义 - 当前新能源消纳压力逐年递增，绿电直连模式可挖掘就近消纳潜力并拓展应用场景 [1] - 政策通过明确技术路径与责任界面，推动能源绿色低碳转型 [1][2]