文章核心观点 - 为适应新能源装机占比提升至2035年风电和太阳能发电总装机容量力争达36亿千瓦的目标，调节性资源对保障电网安全与新能源消纳至关重要 [2] - 核心观点是需设计合理的调节资源容量电价机制，以公平反映调节资源价值，引导新型储能、抽水蓄能、煤电和气电的合理布局，并保障其合理收益 [2] - 机制设计需统筹全国统一大市场建设、电力系统安全保供与绿色低碳发展，坚持市场化方向与系统思维，近期建立相对独立且关联的容量电价机制，远期构建容量市场 [4] 调节资源容量电价机制总体思路 - 机制需结合各省调节需求与电价承受力，依据调节速率、响应时间、顶峰时长等性能指标，建立以功能和效用为导向的价格机制 [4] - 通过价格政策与市场化机制结合，明确中长期价格思路，稳定投资预期，逐步实现调节资源市场化配置 [4] - 近期为抽水蓄能与新型储能建立相对独立且关联的容量电价机制，同时深化完善煤电容量电价政策，未来结合电力市场发展构建容量市场 [4] 煤电容量电价机制优化完善思路 - 建议继续执行煤电容量电价机制通知，分省调整容量电价比例与标准，未来逐步过渡至容量市场 [6] - 分类优化固定成本回收比例：湖南、广西、云南、江西4省（区）容量电价建议调至330元/千瓦，四川、河南、青海等7省（市）建议调至230元/千瓦，其他省（区、市）建议不低于165元/千瓦 [6] - 推进容量电价与电量电价脱钩，初期容量电价与电量电价折算后对标煤电基准电价120%，远期建议加快脱钩以通过市场形成电量电价 [6] - 规范最大可用容量认定与考核，出台统一实施细则，明确申报与考核原则，避免重复或过度考核 [7] - 明确跨省跨区交易容量电费分摊原则，配套机组按分电比例和送电顶峰容量确定分摊，非配套机组由送端先结算，受端再向送端支付 [7] - 理顺热电联产机组成本疏导路径，按"谁受益、谁分担"原则通过电价、热价疏导成本，对特定机组容量电费考核应考虑折减 [7] 抽水蓄能容量电价机制改革路径 - 近期分区域、分阶段设计容量电价机制，未来过渡至容量市场，与其他调节资源竞争 [9] - 坚持市场化导向，新老划断分策实施：对已有48座电站仍执行核定容量电价，新电站按区域先进标杆容量电价或区域竞争性容量配置确定电价 [9] - 2026~2030年新增抽蓄装机约10394万千瓦，需分省建立区域标杆电价，鼓励参与电力市场的收益按比例抵扣容量电价 [10] - 科学评估各省调节资源容量需求与经济性是竞争性配置的核心，需结合技术经济参数开展长周期电力市场仿真以优选方案 [10] 新型储能容量电价机制发展路径 - 新型储能容量电价应坚持"市场化为主、政策性补充"原则，近期与抽蓄分赛道建立区域标杆容量电价或竞争性容量配置过渡，未来参与容量市场 [12] - 建议按"额定功率×满功率放电时长/系统顶峰需求时长—厂用电"确定新型储能的有效容量 [12] - 近期综合主流技术先进固定成本、煤电容量电价及系统电价承受力设定容量价格基准，未来通过容量市场供需形成价格 [12] - 建议逐步建立基于系统可靠性定价的容量市场，初期简化可靠性指标，合理设计需求规模与价格曲线 [12]

行业投资评级 - 电力设备及新能源行业投资评级为“超配”，且予以维持 [2] 核心观点 - 报告核心观点聚焦于储能行业的强劲增长，特别是中国储能出海的高景气度 [4][34][39] - 2025年1-9月中国储能新增出海订单/合作总规模达214.7GWh，同比增长131.75%，其中9月海外订单超30GWh [4][34][37] - 中国储能厂商凭借规模化带来的成本优势，在海外市场具备显著竞争力 [4][34][37] - 预测到2027年中国新型储能累计装机将达180GW以上，到2030年将达300GW以上 [4][34][39] - 预测到2030年中国储能产业链和供应链产值规模将达2-3万亿元，全球累计储能装机规模将达730GW/1950GWh左右 [4][34][39] - 建议关注技术和规模领先的储能头部企业 [4][39] 行情回顾 - 截至2025年10月16日，近两周申万电力设备行业下跌2.84%，跑输沪深300指数2.36个百分点，在申万31个行业中排名第26名 [4][11][15] - 申万电力设备板块年初至今上涨39.62%，跑赢沪深300指数22.25个百分点，在申万31个行业中排名第4名 [4][11][15] - 子板块方面，近两周电网设备板块表现最佳，上涨5.76%，电池板块表现最弱，下跌8.13% [4][15][17] - 年初至今，电机板块涨幅最高，达62.97%，电网设备板块涨幅相对较低，为27.35% [16][17] - 个股方面，近两周新特电气、四方股份和金盘科技涨幅居前，分别达38.35%、35.56%和35.44% [4][19][20] - 近两周聚和材料、金杨材料和*ST沐邦跌幅较大，分别下跌21.38%、18.79%和18.66% [4][19][21] 电力设备板块估值及行业数据 - 截至2025年10月16日，电力设备板块整体PE(TTM)为34.67倍 [4][23] - 子板块中，电机Ⅱ板块估值最高，PE(TTM)为62.87倍，电网设备板块估值相对较低，PE(TTM)为29.91倍 [4][23] - 各子板块当前估值均高于其近一年平均值，其中其他电源设备Ⅱ板块当前估值较近一年平均值高出35.32% [23] - 主要光伏产品价格近期保持稳定，多晶硅致密料价格为5.10万元/吨，N型182硅片均价为1.350元/片，N型182TOPCon双玻组件均价为0.693元/W [30][31][32] 产业新闻与政策动态 - 国家能源局发布关于加强用户侧涉网安全管理的通知，强调管控涉网安全风险 [34] - 国家能源局推动电力市场化改革，明确推动煤电、新能源上网电量全部进入市场 [35] - 浙江省发改委就优化分时电价政策公开征求意见，调整工商业用户季节性峰谷时段 [37] - 《集装箱锂电池储能系统自律实践指南》发布，是行业首份针对该系统的规范性指导文件 [37] 公司公告与投资建议 - 部分公司发布2025年前三季度业绩预告，锦浪科技归母净利润同比增长29.39%，通达股份预计归母净利润同比增长50.01%-111.12% [37] - 石大胜华预计前三季度归母净利润出现亏损 [37] - 报告建议关注储能、电网、风电、光伏等细分领域的头部企业，并列出具体关注标的及其要点 [39][40]

新型电力系统建设进展 - 截至7月底，盐城市新能源装机容量率先突破2000万千瓦，成为长三角地区首个“两千万千瓦新能源发电城市” [1] - 会议通过集中观摩和会议部署形式，系统梳理全市新型电力系统建设进展，观摩活动持续约30分钟 [1] - 参会人员现场观摩了新型电力系统研创教培基地，该基地设有展示区、产学教研区、培训区三大功能区 [1] 未来发展目标与规划 - 明确围绕“1+2+6+N”目标体系，即1个绿色低碳发展示范区、“双城”品牌、6个领先方向、N个特色应用场景 [2] - 计划通过实施绿色能源扩量提质、多元能源协同保障等六大行动，推动2027年全市电力装机超过4150万千瓦，新能源装机突破3000万千瓦 [2] - 目标是助力盐城打造“能源全要素保障之城”和“绿电高比例应用之城”，为长三角绿色低碳发展提供电力支撑 [2] 公司具体举措与项目 - 公司正加快推进265万千瓦海上风电和87万千瓦集中式光伏送出工程建设 [2] - 公司开展“千乡万村驭风行动”试点建设，并加快V2G、S2G等模式研究 [2] - 公司拓展公交换电、热电耦合等新技术应用，以期为新能源消纳提供坚实支撑 [2] - 公司将联合各方持续推进六大行动，加快海上风电基地、绿电直连通道、虚拟电厂等重点项目落地 [2]

公司运营业绩 - 2025年前9月附属电厂累计售电量达1.61亿兆瓦时，同比增长4.2% [1][2] - 2025年9月单月附属电厂售电量为1715.28万兆瓦时，同比减少8.0%，主要受火电和风电售电量下滑影响 [2] - 2025年前9月附属光伏电站累计售电量达708.86万兆瓦时，同比大幅增长35.1% [1][2] - 2025年9月单月附属光伏电站售电量达92.24万兆瓦时，同比大幅增长49.7% [2] 可再生能源发展 - 截至2025年6月30日，公司风电、水电及光伏发电权益并网装机容量合计38955兆瓦，占总权益并网装机容量约49.9% [1][3] - 公司规划2025年新增风电和光伏项目并网容量10000兆瓦，预计至2025年底可再生能源装机占比将超过50% [1][5] - 2025年前9月附属风电场累计售电量达3535.4万兆瓦时，同比增长10.3% [2] 资产与技术投入 - 截至2025年6月30日，公司总资产为3907.12亿港元 [4] - 公司预计2025年现金资本开支约568亿港元，其中约420亿港元将用于风电、光伏电站的建设 [4][5] - 2024年公司研发投入13.98亿元，同比增长89%，并深度参与两项国家光伏组件标准的编制 [4] - 公司旗下运营50座燃煤发电厂、209座风电场、205座光伏电站、20座水电站和6座燃气发电厂 [3]

“十四五”能源转型成就 - 构建全球最大最快可再生能源体系 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 [1][2] - 风电光伏新增装机实现台阶式跃升 先后突破1亿、2亿、3亿千瓦关口 [2] - 非化石能源消费占比预计将超额完成20%目标 煤炭占比每年减少1个百分点 [1][2] - 单位GDP二氧化碳排放五年累计下降18% 非化石能源发电量比重达39%左右 [2] - 全社会用电量中绿电占比达三分之一 电气化水平持续提升 [1][2] 新能源产业发展现状 - 截至8月底全国发电装机容量36.9亿千瓦 同比增长18% [4] - 太阳能发电装机容量11.2亿千瓦 同比增长48.5% 风电装机容量5.8亿千瓦 同比增长22.1% [4] - 中国电气化率约28.8% 已高于欧美主要发达经济体 [3] - 光伏产业实现全产业链技术自主可控 从补充力量成长为重要支柱 [4] - 出口产品为其他国家减少碳排放约41亿吨 [2] “十五五”展望与重点方向 - 新能源产业进入从“主力能源”迈向“主导能源”的关键期 [1][5] - 需依靠“科技+政策”双轮驱动 构建新型电力系统 [1][7] - 将颗粒硅、钙钛矿等颠覆性技术纳入重点支持目录 建立全产业链碳因子标准 [5] - 推动绿电交易与碳市场联动 让低碳产品获得市场溢价 [5] - 对电力系统灵活性建设给予更高重视 挖掘交通、热力系统潜力 [8] 企业战略与技术路径 - 协鑫集团锚定硅材料、锂材料、碳材料及光伏新技术等核心赛道持续攻坚 [3] - 隆基绿能坚持技术创新驱动产业升级 从单晶硅到BC技术提供系统解决方案 [5] - 通过技术、产品、模式联动解决自身减碳问题并带动产业链共同降碳 [5] - 推动能源产业从资源属性转变为制造属性 实现全产业链零碳制造 [6] - 未来燃煤电厂可能成为储能中心 通过风光电与储热系统耦合降低度电排放 [8]

出台背景和意义 - 新型电力系统建设使源网荷储耦合度提高，用户侧对电网安全稳定运行的影响日益显著，因用户侧问题引发的电力故障呈增多趋势[2] - 政策旨在完善涉网安全管理体系，与既有针对新能源、新型并网主体等环节的文件形成互补，构建覆盖源、网、荷、储各环节的完整政策框架[3] - 政策是强化电力安全监督管理的内在需要，旨在解决实践中存在的安全责任落实难、标准要求落地难、管理执行难等问题[4] - 政策推动形成用户侧为主体责任、电网企业为专业管理责任、能源监管部门为监督管理责任的多方协同共治格局[5] 总体要求 - 政策核心是服务新型电力系统安全稳定运行，坚持统一认识、风险导向、责任清晰和协同共治的原则[6] - 要求科学界定管理范围，聚焦可能对系统安全稳定造成重大影响的重点电力用户，建立年度管理清单，实现精准识别和分类管控[6] - 明确电力用户为涉网安全主体责任人，电网企业及其调度机构承担专业管理职责，能源监管部门和地方电力管理部门履行监督管理责任[6] - 坚持标准引领，推动涉网技术标准制修订，通过供用电合同、并网调度协议等方式固化管理要求，提升政策可操作性[6] 主要内容：总体要求 - 省级电力管理部门需统筹梳理并认定本地区涉网用户范围，重点覆盖大负荷用户、电能质量敏感型用户、源荷混合型用户、负荷聚合类用户及自备电厂等类型[8] - 明确电力用户是涉网安全责任的第一主体，电网企业及其调度机构加强专业管理，各级政府主管部门和能源监管派出机构履行监督责任，形成“用户落实、电网管理、政府监督”的责任链条[8] - 总体目标是建立覆盖全面、责任清晰、协调有序的用户侧涉网安全管理体系，提升电力系统安全治理水平[8] 主要内容：源头管控 - 电网企业及其调度机构需全程参与用户接入系统的设计、审查、安装、调试和验收环节，严把接入关、设备关和标准关，确保设备满足运行安全和电网兼容要求[9] - 重点强化继电保护装置和低压脱扣装置的合理配置和定值管理，避免因设备配置不当导致电网事故[9] - 对于涉及新能源和电力电子装置的用户，需严格执行国家和行业标准，提升设备抗扰度水平，并加快涉网相关标准体系建设以消除安全隐患[9] 主要内容：运行管理 - 要求建立健全全流程管理机制，确保用户侧运行的可观、可测、可调、可控，电力用户需向调度机构提供关键运行数据并具备执行调控指令的能力[10] - 各地需建立“一户一档”，对涉网用户进行分类建档和风险评估，建立动态风险台账，定期组织隐患排查和应急演练[10] - 强化网络与信息安全，防范非法控制行为，并推动用户侧通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂等模式参与调度，提高灵活调节能力[10] 主要内容：监督管理 - 省级电力管理部门需建立年度核查制度，将涉网安全作为日常监管重点，对存在严重安全隐患且拒不整改的用户依法采取限制运行、暂停接入等措施[11] - 国家能源局派出机构需将用户侧涉网安全纳入电网风险管控体系，定期开展督导检查，形成上下联动的监督格局[11] - 部署了低压脱扣装置专项排查工作，全面摸清配置情况并优化参数设置，防止因误动作引发大面积停电[11] 实施范围与职责界定 - 管理范围聚焦于易造成一般及以上电力安全事故或对系统安全稳定造成重大影响的电力用户，而非所有用户，旨在精准识别风险主体并实施针对性管控[12] - 国家能源局派出机构负责对电网企业及其调度机构的涉网安全管理工作实施监督管理，省级电力管理部门负责对纳入管理范围的电力用户实施监督管理[12] - 电网企业及其调度机构负责用户涉网安全的专业管理，依据包括《电力法》等法规，涵盖用户接入系统、涉网装置配置、技术监督等方面[13] 保障措施 - 落实各方责任，要求省级电力管理部门牵头建立工作机制，能源监管机构强化监督，电网企业加强专业管理，电力用户落实主体责任，形成协同共治格局[14] - 通过供用电合同、并网调度协议等方式明确权责，推动相关标准制修订以解决跨行业标准差异问题，健全管理制度体系[15] - 强化监督检查，建立健全机制，对相关用户开展年度核查和专项排查，对问题用户依法督促整改，对严重危害电网安全的及时采取停电等措施[15]

文章核心观点 - 中央企业正通过建设大型清洁能源基地和特高压输电网络等重大工程，构建贯通东西的绿色能源大动脉，推动中国能源结构向清洁低碳加速转型 [1] - 央企在能源转型中通过自主创新攻克多项关键新技术，为能源体系绿色转型提供硬核支撑 [7] - 能源转型成果正通过充电网络、多能互补等方式惠及百姓生活，重塑城市脉络，并为中国经济高质量发展注入绿色动能 [1][9][11] 大型清洁能源基地与输电工程 - 宁夏腾格里沙漠“宁电入湘”工程已累计向湖南输送绿电超9亿千瓦时，该工程每年可输送超过360亿千瓦时绿电，满足几百万户家庭全年用电 [2][5] - 华能陇东能源基地将于10月投运，可提升山东区外受电能力至3800万千瓦；新疆天山北麓能源基地预计年底建成，每年输送360亿千瓦时绿电，提升重庆市供电能力20%以上 [5] - 三峡集团六座梯级水电站7月单月发电量达325.95亿千瓦时，可满足全国人口约7天生活用电；中广核大亚湾核电基地累计上网电量突破1万亿千瓦时，输送香港电量占香港总用电量四分之一 [6] - 国家电网已建成41项特高压工程，跨省跨区输电能力超过3.7亿千瓦，较“十三五”末提升30%；南方电网西电东送累计电量突破3.5万亿千瓦时，清洁能源占比约80% [6] 能源技术自主创新 - 东方电气集团自主研制全球最大26兆瓦级海上风电机组，风轮扫风面积达7.7万平方米，供应链完全自主可控，机组每旋转一圈可发电62度，单机年发电量达1亿度，可满足5.5万户家庭用电 [7][8] - 国机集团研制全球最大单机容量主轴轴承，为风电产业向深远海进军提供关键保障 [8] - 宝钢股份激光耐热刻痕取向硅钢实现规模化应用，若全面升级电网变压器，年节电量可达900亿千瓦时 [9] - 中广核大亚湾核电基地实现数字化仪控系统国产化；中国建材量产世界最薄1.5mm光伏玻璃 [9] - 中国中煤智能化煤矿占比达75%，智能化采煤工作面占比69%，原煤生产综合能耗仅为行业平均水平的32.7% [9] 新能源应用与民生服务 - 中国石化北京石油已运营充电场站114座，与国家电网形成优势互补，并积极推进日加氢能力达2吨的加氢站建设 [10] - 南方电网建成充电站1.57万座、充电枪11万支，在经营区域内4785个乡镇建成充电枪超4.5万支，实现乡镇充电桩全覆盖 [11] - 中国海油在涠洲岛通过多能互补方式每年贡献电能超5400万千瓦时；中建二局在四川红原建设的光伏电站年发电量达4.5亿千瓦时，采用“光伏+畜牧业”模式 [11] - 央企新能源累计发电并网装机容量约占全国的一半 [11]

新型储能行业政策支持 - 国家能源局已对多项推动储能高质量发展的建议进行答复，重点包括整治恶性竞争、推动市场化发展、支持民营企业创新等[2] - 新型储能是支撑新能源发展和新型电力系统建设的关键技术，截至2025年4月底，全国新型储能装机规模已超过8200万千瓦[3][5][7][9][11][13][20][22][25][28] - 新型储能带动上下游产业发展，促进科技创新、人才培养和投资就业，成为能源领域新质生产力的典型代表[3][5][7][9][13] 储能标准体系建设 - 印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，明确加快完善新型储能技术标准的重点任务[4][10] - 联合国家标准委印发《新型储能标准体系建设指南》，建立覆盖基础通用、规划设计、设备试验等8个方面的标准体系[4][10] - 印发《国家锂电池产业标准体系建设指南(2024版)》，统筹推进分布式储能、集中式储能等相关标准化工作[17] 储能市场化机制完善 - 出台政策明确新型储能等新型经营主体享有平等市场地位，优化市场注册，推动其公平参与电能量和电力辅助服务市场[14][29] - 加快完善电力市场机制，目标在2025年底实现省级电力现货市场基本全覆盖，引导形成合理峰谷价差[14] - 明确独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，支持独立新型储能电站发展[29] 储能制造业高质量发展 - 联合发布《新型储能制造业高质量发展行动方案》，加强新型储能制造业发展布局指引[8][23][26] - 提出加强锂电池等产能监测预警，防范盲目投资和无序发展风险，同时加快固态电池、钠离子电池等关键技术攻关[23] - 推动光储端信融合创新，引导行业聚力发展多元化新型储能本体技术、高效集成和智慧调控技术[26] 民营企业参与储能建设 - 支持民营企业提升发展动能，包括支持其积极投资新型储能项目[6] - 推动民营企业公平参与市场，加强市场监管，并提升能源政务服务水平，优化项目审批[6] - 印发《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》，引导民营经济在推进能源绿色低碳转型中做大做优做强[6] 分布式储能产业发展 - 积极鼓励新型储能多场景应用，引导新型储能技术应用场景多元化发展[12] - 加强政策引导，完善促进新型储能发展的政策体系，建立新型储能政策"四梁八柱"[12][26] - 国家能源局发布新型储能试点项目并持续跟踪，试点项目涵盖锂电池等多种技术路线[26]

项目概况 - 全球单机规模最大、镜场反射面积最大、储能规模最大、年设计发电量最高的塔式光热发电项目于10月16日在青海格尔木正式开工 [1] - 项目采用三塔一机设计方案，配置14小时熔盐储热系统，镜场总面积约330万平方米 [1] - 项目总投资约54.35亿元人民币，计划于2027年9月底前全容量并网发电 [1] 项目效益 - 项目建成后预计每年可产生清洁电量约9.6亿千瓦时，相当于节约标准煤26.34万吨，减排二氧化碳72万吨 [1] - 项目投运后将有效发挥光热发电在电力系统中的调峰、调频与应急备用等作用，显著提升青海省电力系统的灵活性与高峰时段电力供应能力 [1] 行业意义 - 项目的建设与运行将在光热发电技术、装备、工程与运行全产业链层面积累重要经验，引领全球光热发电产业迈向高质量发展新阶段 [1] - 项目实现了单机规模与储能规模的双重突破，已真正具备作为灵活调节电源支撑更大规模风电、光伏并网运行的能力 [2] - 随着新型电力系统建设深入推进和新能源占比持续提高，电力系统对支撑性、调节性电源的需求日益迫切 [2]

公司核心经营业绩 - 截至2025年10月14日，公司年累计发电量突破1000亿千瓦时，同比增加近66亿千瓦时，连续七年突破千亿大关 [2] - 电量破千亿时间较去年提前17天，再度刷新最快纪录 [2] 发电业务运营与协同 - 科学统筹水火风光协同增发，水电通过优化调度累计增发电量11.56亿千瓦时 [3] - 强化火电机组安全运维，火电大方式连续运行超150天 [3] - 抓实新能源精益运维，新能源发电量同比增长超38% [3] - 成功实现水电与新能源同台集控 [3] 新能源项目建设与管理 - 全力推进新能源项目建设，截至目前实现新能源全容量投产、并网双双超过740万千瓦 [4] - 构建“128”新能源生产管理体系，实施区域化、集约化、专业化管理 [4] - 管理体系将风电和光伏可利用率分别提升至99.54%和99.97% [4] 电力市场交易与策略 - 深耕电力现货市场，通过“争政策、精交易、优管理”实现中长期与现货市场高效衔接 [4] - 推动水电补偿、火电限高豁免等机制纳入市场规则，并促成云贵水火置换、云电送华东等多笔增量交易 [4] - 在现货连续结算试运行中，公司水、火、风、光全面参与市场，依托智慧能源平台优化现货申报策略 [4] 公司未来战略方向 - 公司将以千亿电量为新起点，持续深化“水火风光储”多能协同 [5] - 推动澜沧江清洁能源基地一体化开发，旨在构建新型电力系统、服务国家能源安全新战略 [5]