2025 年 5 月 9 日 商 品 研 究 碳酸锂：库存小幅去化，绝对值偏高制约反弹 | | 邵婉嫕 | | 投资咨询从业资格号：Z0015722 | | | shaowanyi@gtht.com | | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | | | 刘鸿儒（联系人） 期货从业资格号：F03124172 | | | | liuhongru@gtht.com | | | 【基本面跟踪】 | | | | | | | | | 碳酸锂基本面数据 | | | | | | | | | | | T | T-1 | T-5 | T-10 | T-22 | T-66 | | 2507合约（收盘价） | | 64,280 | 120 | -2,680 | -4,720 | -9,380 | -15,020 | | 2507合约（成交量） | | 309,284 | 105,470 | 163,549 | 112,818 | 283,820 | 306,123 | | 2507合约（持仓量） | | 267,396 | -9,504 | 21,199 | 85,9 ...

山东省新能源上网电价市场化改革实施方案核心要点 总体思路与目标 - 以市场化改革为核心，建立新能源价格形成机制，确保2025年底前风电、太阳能等新能源全面参与电力市场交易[7][8] - 区分存量与增量项目：存量项目机制电价按国家上限0.3949元/千瓦时执行，增量项目通过竞争定价[10][11] 价格机制体系 - 存量项目（2025年5月31日前投产）全电量参与市场交易，机制电价固定为0.3949元/千瓦时（含税），执行期限按剩余合理利用小时数计算[10] - 增量项目（2025年6月1日起投产）通过竞价确定机制电价，2025年申报充足率下限为125%，按价格从低到高出清[11] - 纳入机制的电量不重复参与绿电交易或获得绿证收益[3][12] 市场交易体系 - 新能源中长期签约比例不设下限，现货市场允许报量报价或接受市场价格，分布式项目可聚合参与[12][14] - 辅助服务市场按效果付费，新增备用辅助服务交易并与现货市场联合出清[14][16] - 容量补偿机制基于机组有效容量和供需系数确定，成本补偿覆盖必开机组差额费用[15][16] 竞价实施细则 - 竞价主体需满足信用要求，违规者三年内禁止参与山东市场[28] - 竞价电量规模根据消纳责任权重动态调整，分布式光伏可委托代理商参与（单次代理容量0.6-10万千瓦）[31][33] - 价格出清采用边际定价，申报价格下限参考固定成本，上限不高于上年竞价结果[35][36] - 未按期投产项目扣除履约保函（6个月内每日1‰违约金，超6个月取消资格）[45][47] 政策创新与行业影响 - 全国首个明确新能源竞价细则的省份，取消储能作为项目并网前置条件[2][47] - 差价结算机制平衡市场波动，差价费用由全体用户分摊/分享[10][20] - 强化信息披露与价格监测，建立成本调查制度支撑市场优化[17][19]

公司运营规划 - 2025 年预计实现利润总额 16.51 亿元、净利润不低于 13.18 亿元，分别较 2024 年实际完成值增长 5.51%、7.42% [1] - 2025 年投运、在建、拟建电站及签署预收购协议的电站总规模力争超过 113.6 吉瓦，电站规模力争在 2024 年基础上增加 1.5 吉瓦左右 [1][2] 政策应对 - 国家 136 号文标志光伏发电行业向市场机制驱动充分转变，利于推动光伏行业技术进步和度电成本下降 [2] - 公司将注重电站投资建设、运维环节成本控制，通过技术进步降低度电成本，优化项目区域布局，完善电力交易策略 [2] 市值管理 - 公司高度重视市值管理，通过提升内在价值、优化信息披露、加强投资者关系管理、坚持稳定年度分红等举措实现公司价值与市值动态平衡 [3] - 公司提出回购部分公司股份议案，待年度股东大会审议通过后实施，后续将积极应对行业变化，保持稳定年度分红比例并研究其他方式方法 [3] 新能源补贴 - 截至 2024 年，公司共计收到电费补贴 13.66 亿元，其中国补 12.33 亿元，国补回收受国家发放节奏影响，后续持续跟踪国家相关政策 [3][4] 购售电牌照 - 公司下属西北电站大区武威公司及华中电站大区湖北公司已获得售电资质，后续将加快推进售电业务探索并示范落地，开拓售电市场资源 [4]

储能企业业务动态 - 天合光能2024年储能出货量4.3GWh，其中4季度出货1.8GWh且海外占比提升，2025年目标出货8-10GWh（同比增长100%以上），海外签单量已超5GWh [2] - 天合光能海外订单当前以欧洲为主，计划拓展美国、拉美及亚太市场，美国已有项目交付 [3] - 阿特斯2024年大型储能出货6.5GWh（同比增500%），2025年Q1出货0.79GWh，营收85.9亿元，扣非净利润8731.5万元，经营性现金流入13.9亿元 [4] - 海博思创2025年Q1销量近3GWh，海外布局欧洲/北美/中东/亚太，欧洲已交付300MWh项目，预计2025年海外收入65%来自欧洲，35%来自东南亚等 [5] - 南网科技2025年Q1储能营收1.11亿元（同比降37.5%），在手订单9.5亿元，中标江苏惠然用户侧储能及广东韶关独立储能项目 [6][7] 行业热点事件影响 - 南欧停电事件凸显储能在新能源电网中的价值，可缓解发电波动、提升电网恢复能力及用户保障 [9] - 美国关税壁垒促使企业采取东南亚设厂、非美市场拓展（如加拿大/英国/澳洲/拉美）等策略应对，阿特斯称客户对关税接受度高于预期 [10][13][16] - 136号文取消强制配储政策短期冲击需求，但长期将促进行业优胜劣汰，催生独立储能电站投资及大功率充电/数据中心等新场景需求 [17] 政策与市场趋势 - 136号文推动新能源电价市场化改革，行业从重开发转向重电站全生命周期运营，电力交易/运维/数字化能力成竞争关键 [18] - 海外储能市场预计维持高毛利，全栈自研产品、全球化服务体系及差异化技术是核心竞争力 [10]

核心观点 - 国家发改委、国家能源局联合印发"136号文"，推动新能源上网电量全面市场化，电价机制向市场化转型 [1] - 政策实施导致电价不确定性增加，项目收益率下降风险上升，新能源开发企业观望情绪浓厚 [1][2] - 行业可能面临硬着陆风险，装机规模或出现断崖式下降 [1][3] - 新能源电站开发将步入全过程精细化管理时代，开发运营策略成为企业核心竞争力 [1][9] - 企业需完善前期选址与设计，拓展绿证、绿电等多元交易渠道，增加收入来源 [1][9] 电价市场化改革影响 - 新能源电价改革历程：2006年固定电价+补贴→2021年平价上网→2025年全面市场化 [2] - "136号文"规定增量项目既不保量也不保价，电价由市场交易确定 [2] - 南网能源存量项目短期内电价仍与各省现行电价衔接，450多个项目平均消纳率超75% [2] - 新开发项目面临上网电价下降，收益率降低，成本管控要求更高 [2] - 新疆地区光伏午间电价或降至0.1元/度以下，资本金收益率从8%降至3% [3] - 云南能投和吉电股份仍要求新能源项目IRR不低于8% [3] 行业挑战与应对 - 原有投资决策模型失效，投资收益不确定性增加，企业投资积极性下降 [4] - 粤电力A"十五五"发展规划仍在制定中，风电、光伏装机目标待明确 [4] - 龙源电力调整新能源布局，优化投资决策模型，加强全周期成本控制 [5] - 各省区细则尚未出台，企业观望情绪浓厚 [6] - 存量项目通过差价结算实现平稳过渡，收益预期相对稳定 [6] - 增量项目需参与多层次市场，对交易策略和风险对冲能力要求更高 [6] 机制电价与可持续发展 - 机制电价为差价结算机制，通过"多退少补"方式降低风险 [7] - 实现碳中和需风电、光伏装机达50亿千瓦，是目前5倍 [7] - 新能源参与市场后度电收益改变，收益总额大概率下降 [7] - 非技术成本可能减少，挤出不合理前期费用 [7][8] - 新能源发电增量项目已可实现低价上网，但前期费用过高掩盖优势 [8] 企业运营策略调整 - 南网能源将重点布局用电负荷较高区域的新能源项目 [9] - 通过精细化评估资源、优化选址、使用先进技术设备提升发电量 [9] - 龙源电力2024年完成绿电交易67.01亿千瓦时(增289%)，绿证交易1023.54万张(增141%) [9] - 绿电、绿证和碳交易收益难以衡量，碳价低且走势难预测 [10] - 需发展构网型新能源电站，匹配负荷曲线，扩大绿电消纳渠道 [10] 虚拟电厂发展机遇 - "136号文"促进新型储能和虚拟电厂等灵活性资源配置需求 [11] - 虚拟电厂通过聚合资源实现效益最大化，符合分布式能源运营诉求 [11] - 取消新能源强制配储要求，虚拟电厂提供替代性调节方案 [11] - 虚拟电厂参与现货市场促进资源优化配置，打开千亿级市场规模 [11]

报告公司投资评级 - 维持“买入”评级 [1][8] 报告的核心观点 - 公司发布24年年报及25年一季报，24年营收、归母净利润、扣非归母净利润同比分别增长7.6%、5.1%、 - 8.9%，25Q1同比分别增长3.0%、8.8%、24.0% [4] - 新能源业务快速增长，业务结构持续优化，24年新能源及综合智慧能源营收同比增13.9%，控股并网项目装机容量同比增59.7% [5] - 25Q1毛利率有所改善，24年毛利率和净利率下降，25Q1毛利率和净利率同比提升 [6] - 新签合同快速增长，新能源及综合智慧能源订单持续高增，24年新签合同额同比增9.8%，25Q1同比增5.8% [7] - 加强清收，现金流持续改善，24年经营性现金净流入增加，25Q1经营性现金净流出减少 [8] - 考虑“136号文”影响，下调25 - 26年归母净利润预测，新增27年预测，维持“买入”评级 [8] 根据相关目录分别进行总结 市场数据 - 总股本416.91亿股，总市值859.45亿港元，一年最低/最高股价0.90/1.10港元，近3月换手率34.40% [1] 收益表现 - 1M相对收益 - 3.66%，绝对收益1.38%；3M相对收益 - 0.25%，绝对收益 - 0.90%；1Y相对收益 - 1.73%，绝对收益1.35% [3] 业务情况 - 24年新能源及综合智慧能源营收1397.6亿元，同比增13.9%；工程建设、投资运营业务、工业制造、勘测设计及咨询营收分别为3668.2、361.3、322.2、208.3亿元，同比分别增长6.8%、22.8%、 - 4.5%、8.6%；境内/境外业务营收3805.7/561.4亿元，同比分别增长8.8%、0.03% [5] 财务指标 - 24年毛利率/净利率为12.4%/2.7%，同比 - 0.23/-0.06pcts；25Q1毛利率/净利率为11.2%/2.6%，同比 + 0.47/+0.19pcts [6] - 24年销售/管理/财务/研发费用率为0.5%/3.4%/1.2%/3.2%，同比 + 0.08/-0.24/+0.08/持平pcts；25Q1为0.5%/3.8%/1.4%/2.1%，同比 + 0.01/+0.01/持平/+0.46pcts [8] 合同情况 - 24年新签合同额14088.8亿元，同比增9.8%，其中工程建设、勘测设计及咨询、工业制造新签合同同比分别增长6.4%、 - 8.1%、134.5%；新能源及综合智慧能源工程建设、勘测设计及咨询新签合同同比分别增长5.0%、44.1%；境内/境外新签合同同比分别增长8.4%、14.6% [7] - 25Q1新签合同额3889.0亿元，同比增5.8%，其中工程建设、勘测设计及咨询、工业制造新签合同同比分别增长15.5%、41.4%、 - 79.8%；新能源及综合智慧能源工程建设、勘测设计及咨询新签合同同比分别增长20.0%、53.0%；境内/境外新签合同同比分别增长4.2%、10.5% [7] 现金流情况 - 24年经营性现金净流入110.3亿元，较上年同期多流入15.4亿元；25Q1经营性现金净流出145.1亿元，较上年同期少流出16.8亿元 [8] 盈利预测与估值 |指标|2023|2024|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----|----| |营业收入（百万元）|406,032|436,713|462,538|490,627|520,008| |营业收入增长率|10.82%|7.56%|5.91%|6.07%|5.99%| |归母净利润（百万元）|7,986|8,396|9,053|9,630|10,107| |归母净利润增长率|2.26%|5.13%|7.83%|6.37%|4.94%| |EPS（元）|0.19|0.20|0.22|0.23|0.24| |ROE（归属母公司)（摊薄）|7.23%|7.24%|7.30%|7.27%|7.14%| |P/E|4.7|4.5|4.2|3.9|3.8| |P/B|0.8|0.8|0.7|0.7|0.6| [9] 财务报表预测 - 利润表、现金流量表、资产负债表对2023 - 2027年相关财务指标进行了预测 [11][12] 主要指标 - 盈利能力：毛利率、EBITDA率等指标在2023 - 2027年有相应变化 [13] - 偿债能力：资产负债率、流动比率等指标在2023 - 2027年有相应变化 [13] - 费用率：销售、管理、财务、研发费用率及所得税率在2023 - 2027年有相应变化 [14] - 每股指标：每股红利、每股经营现金流等指标在2023 - 2027年有相应变化 [14] - 估值指标：PE、PB等指标在2023 - 2027年有相应变化 [14]

公司业绩表现 - 龙源电力2025年一季度净利润同比下滑21.9%，主要受火电资产剥离（利润缩水约1亿元）和经营成本失控影响 [1][2] - 经营开支增速远超营收增长，风电交易电价下行叠加运维成本上升进一步挤压利润空间 [2] - 一季度风电新增装机容量34.7兆瓦，光伏新增1.5兆瓦，合计36.25兆瓦，但增量规模未有效对冲成本压力 [2] 战略调整与政策影响 - 火电剥离符合公司聚焦清洁能源的战略方向，但短期内利润缺口难以填补 [2] - 交银国际预测公司将在6月1日政策节点前加速装机进程，计划2025年新增投产5吉瓦清洁能源项目（风电为主） [3] - 一季度新增装机量仅36.25兆瓦，机构预计后续季度建设节奏将显著加快 [3] 业务结构与市场风险 - 光伏装机占比不足5%，业务结构单一可能制约长期抗风险能力 [3] - 新能源项目集中上马可能导致设备采购成本上升，并网消纳能力不足或引发限电率反弹 [3] - 火电剥离后利润结构更依赖风电，但该板块面临电价市场化改革冲击 [4] 机构评级与估值 - 交银国际将2025-2026年盈利预测各下调2.4%，目标价从8港元降至7.81港元，但维持"买入"评级 [1][4] - 当前股价对应市盈率3.17倍，处于历史低位，部分投资者认为已过度反映利空 [4] - 估值修复需依赖装机目标兑现及成本控制能力验证，这两大变量将成为下半年股价核心催化剂 [4]

不久前，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》，决定推进新能源全电量入市、实现上网电价全面由市场形成。此举打破了新能源发电 长期依赖政府定价的局面，开启了新能源全面参与电力市场化交易的新时代。对于新能源发电企业来 说，既是挑战也是机遇。 过去，新能源发电企业习惯了政府定价模式，收益相对稳定，企业只需专注于发电生产。如今企业必须 走出"温室"，迎接复杂多变的市场挑战。在收入方面，新能源电站收入结构将发生重大变化，从原来的 保障性收入，转变为以市场交易收入为主，存在较大波动的可能；在市场竞争方面，随着新能源装机规 模持续扩大，市场供应能力显著增强，当电力市场供大于求时，新能源发电企业为争取更多发电机会， 不得不参与激烈的市场竞争，若企业交易策略缺乏灵活性和竞争力，就可能导致发电量受限，面临盈利 压力。 更高的市场化环境，也意味着更多的机遇。价格市场化信号，将倒逼企业通过技术创新、成本控制和管 理优化提升竞争力。比如，新能源增量项目通过竞价确定机制电价，成本更低、技术更优的企业将获得 竞争优势，推动行业从"补贴依赖"转向"技术驱动"。未来的新能源发展模式， ...

文章核心观点 福斯特在2024年年度股东大会上对公司经营情况、行业趋势及业务发展目标进行交流，光伏行业面临产能分化和落后产能淘汰问题，公司光伏胶膜订单可持续性强，电子材料业务是第二增长曲线，感光干膜目标市占率提升 [4][9][10] 光伏行业现状 - 行业通过新建高效产能促使分化，部分厂家资金吃紧面临淘汰，落后产能淘汰后行业将回归正常 [4] 公司2024年经营情况 整体业绩 - 实现营业收入191.47亿元，同比下降15.23%，归母净利润13.08亿元，同比下降29.33% [8] 光伏业务 - 光伏胶膜销售量28.11亿平方米，同比增长24.98%，营业收入175.04亿元，同比下降14.54% [8] - 光伏背板销售量1.01亿平方米，同比下降33.50%，营业收入6.07亿元，同比下降54.26% [8] - 2024年POE和EPE胶膜整体出货占比超50%，单价略高于EVA胶膜10% - 20% [8] 电子材料业务 - 感光干膜销售量1.59亿平方米，同比增长37.97%，营业收入5.93亿元，同比增长30.72% [11] 公司近期情况及应对 抢装潮影响 - 2月起国内光伏行业下游抢装潮，公司光伏胶膜销售单价同比降幅大于原材料采购单价降幅致盈利减少 [9] - 抢装潮中分布式光伏占比不高对公司影响不大，下游客户推迟国外订单交付，公司订单可持续性强 [9] 美国“对等关税”影响 - 光伏行业久经关税考验，美国“对等关税”对国内光伏行业实际影响有限，公司更关心整体市场规模 [9] - 短期“对等关税”将使美国本土光伏市场规模缩减 [9] 电子材料业务发展目标 - 电子材料业务是公司第二增长曲线，已布局近10年建立较高竞争壁垒 [10][14] - 感光干膜全球市占率目标从约10%提升到20% - 30% [14] - 预计感光干膜、FCCL和感光覆盖膜市场空间超200亿元，感光干膜接近100亿元，FCCL和感光覆盖膜分别超50亿元 [14] 行业发展趋势对业务的带动 - 2023年下半年起PCB行业复苏成长，人工智能、算力等领域中高端PCB成长空间大，感光干膜销售会带动FCCL和感光覆盖膜销售 [15]

公司经营情况 - 2024 年新中标额超 100 亿元，实现营业收入 75.45 亿元，扣非后归母净利润 6.47 亿元，同比 37.69% [1] - 2024 年调度及云化业务收入 12.9 亿元，同比增长 17.11%；输变电自动化业务收入 8.56 亿元，同比增长 37.5%；智能配用电业务 43.24 亿元，同比增长 17.06%；综合能源和虚拟电厂业务收入 2.19 亿元，同比增长 12.43%；海外业务收入 4.13 亿元，同比增长 10.62% [1][2] - 2025 年一季度实现营业收入 14.05 亿元，同比增长 10.04%；归母净利润 1.2 亿元，同比增长 19.22%；扣非后归母净利润 1.14 亿元，同比增长 18.89% [2] 业务问题解答 输变电自动化业务 - 2023 年以来集控站、自主可控保护监控、智能巡视等业务领域中标额多，带动保护类、监控类和在线监测产品收入增长，提升输变电业务板块 [2] 合同负债 - 2024 年末合同负债 35.03 亿元，比 2024 年第三季度末减少 1.45 亿元，因 2024 年第 4 季度客户验收集中度高，收入确认所致 [2] 功率预测方向 - 凭借电网业务技术积累，布局储能及新能源、综合能源及虚拟电厂业务，136 号文带来机遇，积极布局发挥产业链优势争取份额 [3] 海外业务 - 海外销售以配网产品为主，包括配电终端、一次设备以及调度和配网主站等，产品进入沙特、乌兹别克、比利时、南美等市场，保持东南亚市场优势，未来围绕“突破、提升”拓展光伏、微网、新能源、储能等业务 [4] 虚拟电厂业务 - 形成“可调资源改造实施+智慧管控平台+电网互联互通+电力现货+辅助服务”全产业链，技术层面打造核心技术，通过科技成果鉴定“整体技术国际领先”，市场层面实现多场景实用化应用，后续加大研发和市场开拓力度 [5] 微电网业务 - 离并网型智能微电网是研发重点，2024 年实践烟台机场项目、马尔代夫微网等项目，未来发挥产业链优势争取更多项目落地 [6] 电表业务 - 2025 年预计保持平稳态势，两网统招行业外部分细分领域高端计量需求有增长趋势 [6] 配网业务 - 配电产品线齐全，市场需求量上升，配网装备价格现阶段规范标准成熟稳定，国家电网区域联合采购新招标模式推行，预计价格可能下降但降幅不大，未来技术要求变化可能使价格回弹，2025 年国网、南网有招标机会，公司积极参与投标 [7] 分红情况 - 2024 年度利润分配预案综合考量多因素制定，子公司威思顿自筹资金 8.5 亿元进行产业园区扩建项目，保留留存收益有助于公司发展，符合股东长远利益，已规划授权董事会制定 2025 年中期分红方案并提交 2024 年年度股东大会批准 [8]