光伏逆变器行业2024年表现 - 2024年光伏逆变器企业整体表现优异，沪深两市10家主要逆变器上市公司中9家实现盈利，仅固德威因欧洲市场受挫亏损0.62亿元 [3] - 阳光电源创历史最佳业绩，营收778.6亿元（同比+7.76%），归母净利润110.4亿元（同比+16.92%），成为光伏制造板块唯一营收TOP10且业绩增长的企业 [3] - 德业股份营收112.1亿元（同比+49.82%），净利润29.6亿元（同比+65.29%），增速位列板块TOP10 [3] - 锦浪科技、上能电气等逆变器企业在光伏行业整体困境下实现逆势增长 [3] 资本市场反馈 - 阳光电源市值于2024年3月超越隆基绿能，4月末年报后稳居A股光伏市值榜首 [4] - 2024-2025年首家上市的光储企业艾罗能源、首航新能均以逆变器为主业，反映市场对该环节的乐观预期 [4] 增长驱动因素 - 光伏装机持续增长、海外市场扩张、行业供需健康、价格稳定支撑逆变器企业表现 [5] - 企业通过成本控制、技术迭代和效率提升实现竞争力强化 [5] 2025年市场挑战 - 光伏逆变器需求预期下降，阳光电源等企业预测全年装机量可能出现五年来首降 [6] - 政策刺激导致3月逆变器排产及出货量激增，但5月后需求明显退坡，抢装潮或导致短期需求透支 [7] - 组件等主材价格4月起重回下跌趋势，跌幅扩大，可能波及逆变器等环节 [7] 海外市场动态 - 2024年中国逆变器出口总额588亿元，阳光电源海外营收占比46.62%，毛利率达40.29%（国内业务两倍） [8] - 2025年前四月逆变器出口额180.26亿元（同比+10%），但对美出口下降0.66%，4月因关税政策暴跌17.9% [10] - 欧洲市场前四月出口增速5%（低于整体），对意大利、法国出口额暴跌超50%，荷兰、西班牙等核心市场下滑 [10] - 欧美贸易壁垒风险上升：美国"对等关税"反复，欧盟拟限制中国逆变器远程控制功能，近期停电事件加剧舆论压力 [9] - 巴基斯坦、印度、巴西等新兴市场贡献增量，但利润率显著低于欧美 [10] 企业业绩分化 - 2025年一季度头部企业阳光电源、德业股份延续增长，禾望电气、锦浪科技受益抢装潮业绩高增 [11] - 固德威单季持续亏损，禾迈股份由盈转亏，昱能科技营收同比大跌55.4%，净利润下滑27.68% [11][12] - 欧洲市场失利、产品竞争力不足、成本上涨叠加需求走弱导致尾部企业承压 [12]

分组1：行业政策影响 - 行业政策《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》使各省份落实细则陆续出台，光伏行业资方观望，投资速度放缓，拖累公司业务，但光伏新能源行业高质量发展是未来趋势，将从“政策驱动”转向“市场驱动”，技术突破和模式创新将带来发展空间 [2] 分组2：公司业务发展 - 公司2024年营收较上年增长85%，2025年将稳住国内光伏基本盘，加强光伏、储能业务海外市场开发且卓有成效 [3] 分组3：公司财务相关 - 公司目前银行授信额度满足现有需求，申请的授信主要用于开具保函和承兑汇票，流动贷款需求不大 [3] - 一季度管理费用增长系2024年限制性股票激励计划相关费用所致 [3] 分组4：公司可转债情况 - 公司可转债可能触及下修条件，是否下修由董事会决定 [3]

意大利商界团体：意大利应通过削减与天然气价格的联系，降低工业用电价格。 ...

分时电价机制调整概况 - 全国多个省份密集调整分时电价机制，运用价格杠杆引导错峰用电，江苏省新政策将于6月实施[1] - 山东、四川等省已在今年出台政策完善分时电价机制，江西、安徽、贵州等省则在4月或5月征求意见[1] - 建立季节性差异化分时电价机制，进一步拉大峰谷价差并扩大执行范围是各省共识[1] - 分时电价改革能够鼓励电力用户错峰用电，减轻发电企业和电网供电压力，同时帮助中小企业降低用能成本[1] 各省分时电价调整特点 - 山东构建"五段式"分时电价体系，将全天划分为"尖峰、高峰、平段、低谷、深谷"五个时段[2] - 山东4月35千伏一般工商业电价中，深谷时段执行0.25元/度，晚高峰电价1元/度，尖峰时段电价1.2元/度[2] - 四川分季节划分峰平谷时段，夏季峰平谷时长分别为10、8、6小时，春秋季峰平谷时长分别为7、7、10小时[3] - 四川调整尖峰电价执行时间，取消12月和1月尖峰电价，7月和8月尖峰时长由2小时调整为3小时[3] 分时电价调整原因 - 电气化程度提高导致电力负荷峰谷差增大，新能源占比提高导致出力波动性增加[3] - 新能源出力时段变化需要调整电价机制反映真实供需关系，如将光伏出力高的11点至14点从峰段调整为低谷或深谷时段[3] - 山东通过分时电价引导，2024年午间增加填谷负荷最高达583.87万千瓦，增加新能源消纳量23亿千瓦时[4] 江苏电价改革特点 - 江苏将工商业用户分时电价计价基础由用户到户电价调整为以购电价格为基础，并优化峰谷浮动比例[6] - 执行两部制电价的用户，峰段较平段电价上浮80%，谷段较平段电价下浮65%[6] - 新政缩小浮动对象范围，导致用户感受到的峰谷价差实际缩小[6] - 江苏新政前后峰谷价差从0.85元/kWh降到0.65元/kWh，平谷价差从0.37元/kWh降到0.28元/kWh，降幅约25%[7] 对储能行业影响 - 江苏新政导致工商业储能项目收益下降，充放电模式需从"两充两放"改为"一充一放"或"两充一次高峰放一次平段放"[7] - 江苏曾是国内工商业储能投资高地，但新政将促使资方和企业调整预期[8] - 储能企业需创新收益模式，如与虚拟电厂或售电结合，同时面临老资产模式转变挑战[9] - 江苏6月起将开始电力现货市场长周期结算试运行，为储能企业提供新机会[9] 对发电企业影响 - 四川省分时电价机制调整预计减少西昌电力2025年净利润540万元，减少乐山电力2025年电力业务收益850万元[10][11] - 调整导致全年增加低谷时长180小时，减少平段时长180小时，高峰时段由用电价格较高的春秋季调整到价格较低的夏季[11] - 分时电价对供电双方签订中长期协议具有价格指导作用，可能对发电企业收入造成多级传导影响[11]

文 | 中关村储能产业技术联盟 新能源交易单元月度净合约量上限=近三年同期月份该类型机组平均发电小时数 x 装机容 量r i ; r i =1 -新能源交易单元机制电量比例 近日，《广东新能源参与电力市场交易细则（征求意见稿）》发布。文件提出，省内新能 源场站（风电、太阳能发电）上网电量（含自发自用分布式新能源余量上网电量）全部进 入电力市场。 新能源参与电力市场方式分为： 1 ) 2 2 0kV及以上电压等级的中调及以上新能源场站 全部报量报价参与现货市场，可同时 参与电能量中长期交易。 2 ) 2025年底前实现全部 11 0kV电压等级的集中式新能源场 报量报价参与现货市场。 3 ) 聚合为发电类虚拟电厂 报量报价参与现货市场，可同时参与电能量中长期交易。 此外，新能源也可作为价格接受者参与现货市场，但此时，不能参与电能量中长期交易。 电能量中长期交易 中长期交易电量约束 新能源月度净合约量=∑卖出标的月合约电量-∑买入标的月合约电量 中长期交易偏差考核 新能源交易单元不再执行中长期交易偏差考核，不再纳入用户侧偏差考核电费分享主体范 围。用户侧中长期交易偏差考核的比例要求 D1 适当下调。 现货电能量交 ...

新能源车充电费用政策 - 武汉市新能源车家充桩在夜间11时至次日上午7时充电费用仅0 43元/度 [1] - 居民报装个人充电桩电表时可自主选择"开通峰谷电" 分四个时段计费 [5] - 未开通峰谷电时充电费用统一为0 58元/度 [5] 分时电价具体标准 - 低谷时段(23:00-7:00)电费0 43元/度 [5] - 平段时段(7:00-17:00)电费0 58元/度 [5] - 高峰时段(17:00-20:00及22:00-23:00)电费0 68元/度 [5] - 尖峰时段(20:00-22:00)电费0 78元/度 [5] 用户实际收益 - 80度电池在低谷时段充满仅需34 4元 比快充站节省60多元 [3][5] - 快充站充电费用高达1 2元/度 80度电池需96元 [3] - 家充桩可避免充电站车位紧张问题 [3] 政策实施时间 - 武汉市自2023年12月1日起实施个人充电桩分时电价政策 [5] 充电设施安装情况 - 武汉市江汉区建设大道某小区已成功安装新能源车家用充电桩 [1] - 充电桩电表安装说明中明确标注峰谷电价时段和费用标准 [3]

报告公司投资评级 - 行业为公用事业/公用事业，6个月评级为买入（首次评级），当前价格4.22港元，目标价格5.46港元 [5] 报告的核心观点 - 报告研究的具体公司是河北省清洁能源产业上市平台，“天然气+风电”双轮驱动，2024年业绩短期承压，2025Q1伴随来风好转业绩显著修复，预计2025 - 2027年营收和归母净利润有不同程度变化，首次覆盖给予“买入”评级 [1][4] 根据相关目录分别进行总结 河北省清洁能源产业上市平台，“天然气+风电”双轮驱动 - 公司由河北建投与建投水务发起设立，整合资产搭建新能源产业管控体系，聚焦天然气销售及风力发电业务，在港交所和上交所上市 [12] - 控股股东为河北建投，实控人为河北省国资委，持股比例48.95% [15] - 天然气业务类型完善，集中于河北省内，截至2024年底有1座LNG接收站等设施；新能源发电业务装机规模可观，项目覆盖多省份，截至2024年底风电控股装机容量658.74万千瓦，权益装机容量617.92万千瓦 [18][21] - 2024年公司天然气和风电（光伏）业务收入分别为150.04、59.52亿元，净利润分别为4.78、14.39亿元，受风速等影响业绩短期承压，2025Q1业绩显著修复 [23] 风电：区位优势显著，装机增长有望提速 136号文发布，新能源市场化交易进程加快 - 双碳目标下我国新能源装机规模持续扩张，截至2025Q1全国新能源装机规模达14.82亿千瓦，占比43.19%，其中风电装机规模5.35亿千瓦，同比增长17.2%，光伏发电装机规模9.46亿千瓦，同比增长43.4% [27] - 2025年2月两部委发布“136号文”，对存量和增量项目分类施策，要求各地2025年底前出台并实施具体方案 [32] - 2025年5月山东省印发相关方案，对存量和增量项目的电量规模、机制电价等作出规定 [33] 公司区位优势显著，项目量价水平相对平稳 - 公司新能源项目以河北省内为主，截至2024年底华北地区新能源装机规模占比79.53%，2024年河北省内风电发电量占比71.43% [45][48] - 2025年河北地区电力市场年度交易价格相对平稳，冀北和冀南电网无明显下滑，省内新能源市场化交易政策友好 [47] - 2024年公司控股风电场平均利用小时数2226小时，高于全国平均；2025Q1平均上网电价（不含税）0.43元/千瓦时，与去年同期持平，市场化交易电量占比44.71% [50] 公司储备项目丰富，重点发力海上风电 - 截至2024年底，公司风电控股在建容量96.44万千瓦，累计有效核准未开工项目容量430.99万千瓦等 [52] - 重点发力海上风电，秦皇岛山海关50万千瓦海上风电项目已核准，省管海域海上风电示范项目前期进展顺利，容量约200万千瓦；还参股抽水蓄能电站项目，开展新型储能项目投资 [55] 天然气：板块短期承压，静待码头二期投产与产能爬坡 输/售气量有所下滑，影响板块收入水平 - 公司天然气业务处于行业中下游，2024年总输/售气量58.88亿立方米，同比增加15.13%，LNG售气量11.23亿立方米，同比增加146.27% [56] - 2024Q4输/售气量同比降低24.43%，气量下滑叠加LNG码头折旧增加，天然气板块业绩压力增大，2025Q1输/售气量同比降低17.18% [59] LNG码头带来增量收入，静待二期投产与产能爬坡 - 唐山LNG项目一阶段已投产，二阶段建设进展顺利，两阶段设计接卸能力达1000万吨/年 [63] - 2024年公司完成LNG售气量折算液态约80万吨，对比码头设计接卸规模有较大产能增长空间 [64] - 上游与Qatar Liquefied Gas Company Limited (2)签订合同，若海外长协气增加，码头负荷率有望提升；下游完善输气网络，开拓终端用户市场，开展燃气电厂建设，提升天然气消纳能力 [66][68] 盈利预测与估值 盈利预测 - 将公司业务分为天然气销售、风电（光伏）、其他、码头接卸业务四部分预测 [71] - 预计2025 - 2027年可实现营业收入224.07、240.34和269.60亿元，同比分别增加4.84%、7.26%和12.17%；可实现归母净利润25.49、25.16和29.90亿元，同比分别变化+52.40%、-1.27%和+18.81% [73] 估值 - 采用分部PE估值法，天然气业务选取新奥能源等作为可比公司，给予2025年目标PE 10倍，对应目标市值70.30亿港币 [74] - 风电（光伏）业务选取龙源电力等作为可比公司，给予2025年目标PE 7.5倍，对应目标市值159.46亿港币 [75] - 两大业务板块合计市值229.76亿港币，对应目标价5.46港币/股，首次覆盖给予“买入”评级 [76]

报告公司投资评级 - 行业为公用事业/公用事业，6个月评级为买入（首次评级），当前价格4.22港元，目标价格5.46港元 [5] 报告的核心观点 - 报告研究的具体公司是河北省清洁能源产业上市平台，“天然气+风电”双轮驱动，2024年业绩短期承压，2025Q1显著修复，预计2025 - 2027年营收和归母净利润有不同程度变化，首次覆盖给予“买入”评级 [1][4] 根据相关目录分别总结 河北省清洁能源产业上市平台，“天然气+风电”双轮驱动 - 公司由河北建投与建投水务发起设立，整合资产搭建新能源产业管控体系，聚焦天然气销售及风力发电业务，在港交所和上交所上市 [12] - 控股股东为河北建投，实控人为河北省国资委，持股比例48.95% [15] - 天然气业务类型完善，集中于河北省内，截至2024年底有1座LNG接收站等设施；新能源发电业务装机规模可观，项目覆盖多省份，截至2024年底风电控股装机容量658.74万千瓦，权益装机容量617.92万千瓦 [18][21] - 2024年天然气和风电（光伏）业务收入分别为150.04、59.52亿元，净利润分别下降49.50%、20.73%，受风速等影响业绩短期承压，2025Q1来风好转业绩修复 [23] 风电：区位优势显著，装机增长有望提速 136号文发布，新能源市场化交易进程加快 - 双碳目标下我国新能源装机规模扩张，截至2025Q1全国新能源装机规模达14.82亿千瓦，占比43.19%，风电装机规模5.35亿千瓦，同比增长17.2%，光伏发电装机规模9.46亿千瓦，同比增长43.4% [27] - 2025年2月两部委发布“136号文”，对存量和增量项目分类施策，要求各地2025年底前出台并实施具体方案 [32] - 2025年5月山东省印发相关方案，对存量和增量项目制定不同电价机制，引导新能源竞争，降低用能成本 [33] 公司区位优势显著，项目量价水平相对平稳 - 公司新能源项目以河北省内为主，截至2024年底华北地区新能源装机规模占比79.53%，2024年河北省内风电发电量占比71.43% [45][48] - 2025年河北地区电力市场年度交易价格平稳，冀北和冀南电网无明显下滑，省内新能源市场化交易政策友好 [47] - 公司风电机组量价表现较优，2024年控股风电场平均利用小时数2226小时，高于全国平均99小时，2025Q1平均上网电价（不含税）0.43元/千瓦时，与去年同期持平，市场化交易电量占比44.71% [50] 公司储备项目丰富，重点发力海上风电 - 截至2024年底，公司风电控股在建容量96.44万千瓦，新增核准容量378.02万千瓦，累计有效核准未开工项目容量430.99万千瓦等 [52] - 重点发展海上风电，秦皇岛山海关50万千瓦海上风电项目已核准，省管海域海上风电示范项目前期进展顺利，容量约200万千瓦 [55] - 公司还参股抽水蓄能电站项目，尝试开展新型储能项目投资，2024年新增压缩空气储能备案容量40万千瓦（4小时） [55] 天然气：板块短期承压，静待码头二期投产与产能爬坡 输/售气量有所下滑，影响板块收入水平 - 公司天然气业务处于行业中下游，2024年总输/售气量58.88亿立方米，同比增加15.13%，LNG售气量11.23亿立方米，同比增加146.27% [56] - 2024Q4输/售气量同比降低24.43%，气量下滑叠加LNG码头折旧增加，天然气板块业绩压力增大，2025Q1输/售气量同比降低17.18% [59] LNG码头带来增量收入，静待二期投产与产能爬坡 - 唐山LNG项目一阶段已投产，二阶段累计完成20.57%，两阶段设计接卸能力达1000万吨/年 [63] - 2024年公司LNG售气量折算液态约80万吨，对比码头设计接卸规模有较大产能增长空间 [64] - 上游方面，公司与卡塔尔公司签订15年合同，若海外长协气增加，码头负荷率有望提升；下游方面，公司完善输气网络，开拓终端用户市场，开展燃气电厂建设，提升售气规模和消纳能力 [66][68] 盈利预测与估值 盈利预测 - 将公司业务分为四部分预测，预计2025 - 2027年可实现营业收入224.07、240.34和269.60亿元，同比分别增加4.84%、7.26%和12.17%；可实现归母净利润25.49、25.16和29.90亿元，同比分别变化+52.40%、-1.27%和+18.81% [71][73] 估值 - 采用分部PE估值法，天然气业务选取新奥能源等作为可比公司，给予2025年目标PE 10倍，对应目标市值70.30亿港币 [74] - 风电（光伏）业务选取龙源电力等作为可比公司，给予2025年目标PE 7.5倍，对应目标市值159.46亿港币 [75] - 两大业务板块合计市值229.76亿港币，对应目标价5.46港币/股，首次覆盖给予“买入”评级 [76]

中经记者 张英英 吴可仲 北京报道 自6月1日起，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这也意味 着，光伏发电即将告别固定上网电价时代。 这一变化正是源于今年2月发布的"136号文"——《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》（发改价格〔2025〕136号）。 自上述政策发布以来，光伏项目投资决策和收益模型面临重大变化，使得投资商变得更为谨慎，更加重 视项目收益率和企业盈利能力。在此背景下，一些光伏项目已陆续宣布终止。这些项目规模小到几个兆 瓦（MW），大到数十吉瓦（GW），涵盖了分布式和集中式不同类别。 在业内人士看来，新能源上网电价新政将推动新能源投资逻辑重构，倒逼提高新能源资产全周期竞争能 力。自此，我国新能源投资由规模扩张向效益与规模并重的高质量发展方向转型。 无独有偶，3月27日，受电网政策和电价政策影响，国家能源集团山东公司蓬莱公司悯农、康净园 12.69MW光伏项目EPC工程公开招标终止。4月9日，因新能源电价政策调整，被誉为"中国电建史上最 大"的51GW光伏组件框架入围集中采购项目终止。 新能源上网电价新政改变了项目投资逻辑，直接影响收 ...

报告行业投资评级 - 看好，维持 [2] 报告的核心观点 - 户用光伏产业发展历经补贴、平价、市场化三阶段，当前进入市场化阶段，上网电量参与市场交易 [10][12] - 入市新政对户用光伏影响大，综合上网电价和收益率或下降，但机制电量可支撑每年约40GW新增装机，长期发展空间广阔 [44][55] - 成本与电价齐降背景下，机制电价保底、隐性成本有望下降，行业可寻新出路，如发展户储 [65][77] - 市场化阶段对企业交易和工程能力提出新要求，行业集中度高，头部企业积极应对市场化交易 [80][101][103] 各部分总结 复盘：从补贴到入市，户用的新阶段 - 户用光伏产业发展历经补贴（2012 - 2021年）、平价（2022 - 2024年）、市场化（2025年及以后）三阶段 [10][12] - 补贴阶段，欧美双反使中国光伏产品出口下降，国家出台政策刺激国内需求，补贴强度逐年退坡，户用规模快速扩大，2015 - 2021年累计安装户数和装机规模CAGR分别为123%、190% [15][16][17] - 平价阶段，光伏组件价格上涨使项目投资收益率下降，合作共建和金融租赁模式渗透率提升，整县开发模式带动央国企参与，正泰安能2022 - 2023年户用电站销量大增 [22][28] - 市场化阶段，2024年户用新增装机因市场交易政策预期下降，发改委和能源局发文推动户用光伏上网电量入市，山东、南方电网已出台相关政策 [33] 空间：短期做好衔接，长期呵护不变 - 新政要求新能源全面入市，对户用光伏影响大，因其主要采用全额上网模式，新政下综合上网电价和收益率将下降，而工商业和地面电站受影响较小 [41][44] - 新增户用光伏项目收益与机制电量规模强相关，机制电量规模又和各地非水可再生消纳责任权重增量相关 [49] - 部分省份已发布136号文细则，思路是“保存量、稳增量”，机制电价和电量按相关因素确定 [52] - 按非水可再生消纳责任权重增量推演，机制电量每年可支撑约40GW户用光伏新增装机 [55] - 国家长期鼓励、呵护户用光伏发展，发布相关通知推进农村分布式能源开发，提升配电网承载力和消纳空间 [57] 动力：成本电价齐降，新政下新出路 - 保障项目收益率不低于6%，在2.7元/W投资成本和1100h利用小时数下，平均上网电价不得低于0.3元/kWh，短期通过机制电价过渡可实现该水平 [65] - 新政下户用电站收入来自市场化交易电费和机制电价差价补贴，机制电价有望高于0.3元/kWh [66] - 机制电价竞价机制将倒逼企业降本，隐性成本下降可对冲电价下降影响，长期收益率可保持合理水平 [74][75] - 中国户用光伏可能像欧洲发展户储，新政下市场会找到新商业模型 [77] 企业：商业模式演变，龙头优势依然 - 市场化阶段企业需新增交易和工程能力，交易能力要求获取更高稳定售电收益，工程能力有资质准入门槛 [80] - 提升收益率举措包括通过聚合商聚合交易、匹配大客户签中长期合约、参与虚拟电厂市场 [87][91] - 户用光伏参与市场交易需开展“四可”改造，系统设计和施工能力要求提升 [92] - 户用光伏电站开发行业集中度高，存在技术、品牌、资金、渠道壁垒，正泰安能市占率第一 [96][101] - 头部企业积极应对市场化交易，参与绿电交易，推出“分布式光伏 + 储能”解决方案等 [103][104]