项目投资 - 公司全资子公司深能北方能源控股有限公司所属全资子公司深能(西乌珠穆沁旗)能源有限公司拟投资建设深能锡林郭勒西乌珠穆沁旗电网侧压缩空气储能项目 总投资为68.22亿元 [1] - 项目投资中 自有资金为13.94亿元 其余投资款拟通过融资解决 [1] - 公司将向北方控股公司增资13.92亿元 用于北方控股公司向项目公司增资 [1] 战略与政策契合 - 项目旨在促进新能源消纳 占据电力系统关键节点 [1] - 项目符合国家政策和公司发展战略 [1]

行业核心观点 - 为确保能源安全与深化结构调整，“十五五”期间电力投资将保持较快增长，系统调节成本预计达万亿元级，拉动全国电力供应成本增长约0.04元/千瓦时 [2] - 新能源渗透率快速提升带来电网消纳压力，需通过储能建设、优化电源结构、加强电网建设等多措并举破解消纳难题 [2][3][7] 新能源发展现状与目标 - 新能源电量渗透率从“十三五”的3.3%上升至“十四五”的22%，预计2030年达到30% [2] - 新能源总装机预计在2035年达到36亿千瓦，未来每年新增装机2亿千瓦以上 [2] - 以2030年新能源装机28亿千瓦测算，电网消纳压力将进一步加大 [2] - 随着风电、光伏装机增长，风光利用率已出现下降苗头，个别省份已低于90% [2] 储能发展路径与现状 - 加快抽水蓄能和新型储能建设是破解新能源消纳难题的关键途径 [2] - 储能发展需增加电网侧或共享储能安装以提升效率，并发展长时储能以增强保供能力 [3] - 目前国内40%的储能安装在电网侧，60%在电源侧；70%的储能容量在2小时及以下，30%在4小时及以上 [3] - 为实现新能源合理消纳，2030年新型储能功率规模需达到3亿千瓦 [6] - “十五五”期间可能是氢能技术重点发展时期，可再生能源制氢被视为解决新能源消纳的重要路径 [3] 电源结构优化举措 - 煤电目前是电力供应主力电源和能源保供“压舱石” [4] - “十五五”期间煤电发电量占比将降至总发电量的50%，功能向系统调节与安全保供转型 [5] - 天然气调峰电站因启停速度快被视为缓解新能源消纳的重要途径，近几年新增装机约1000万千瓦/年，未来将提升至约1400万千瓦/年 [5] - 需统筹推进重点流域水电开发，争取2030年水电装机达4.1亿千瓦，并安全有序发展核电 [6] - 2030年灵活调节电源占比需提升至30% [6] 电网建设与系统调节目标 - 加强电网建设是破解新能源消纳问题的重要抓手 [7] - “十五五”期间预计建成一批省间灵活互济工程，2030年“西电东送”规模有望超4.6亿千瓦，约占全国最大用电负荷的20% [8] - 配电网需加强与主干电网灵活耦合，微电网需因地制宜建设并融入终端用户新型用能场景 [8] - 为实现新能源合理消纳，2030年跨区电力灵活互济规模需超4000万千瓦，虚拟电厂调节能力需达5000万千瓦 [6] 资本市场动态 - 中国能源研究会与深圳证券信息有限公司联合开发了“国证能源可持续发展指数” [9] - 该指数由50只证券作为样本，总市值5.9万亿元，样本公司平均市值1182亿元，总市值超千亿元的样本共12只 [10] - 中国能源研究会将联合头部投资机构创设跟踪该指数的ESG指数基金（ETF），旨在将其打造成能源领域ESG投资的核心标杆 [10]

行业与公司 * 行业：电力行业，涉及发电（风电、光伏、核电、水电、火电）及储能领域[1] 核心观点与论据 * **全社会用电量**：预计2026年全社会用电量增速约为5%，主要受GDP增速和电力弹性系数影响，预计弹性系数将保持在1左右或略高[1][2] * **风电**：预计2026年新增装机容量约为100吉瓦，与2025年类似，其中海上风电建设将明显提速[1][2] 预计2026年风电发电量增速为14-15%[1][10] * **光伏**：预计2026年新增装机容量在150-175吉瓦之间，存在不确定性，需关注上半年新增情况[1][2][10] 预计2026年光伏发电量增速约为15%，较2025年全口径超过30%的增速大幅下降[1][3][10] * **新能源消纳与利用小时数**：受新能源消纳压力影响，2026年风电和光伏利用小时数预计将继续下降，可能影响50小时左右的利用时间[1][3][10] 2025年前10个月风电利用小时数同比下滑140小时，光伏下滑100小时[3] * **储能**：储能对改善新能源消纳环境有积极作用，但短期内效果有限，对2026年的影响不显著，更大的正面影响预计将在2027年及以后逐步体现[1][3][4][5][11] 高效独立储能建设是长期趋势[1][4] * **核电**：核电在“十五五”期间将进入加速投产阶段[1][6] 预计2026年将有约六台常规大机组投入商运，包括惠州2号、华能长江两台机组、国核C1P10,004 2号机组、苍南1号和田湾7号，此外还有海南小堆和霞浦高温气冷堆等小型堆可能投运[6] 预计2027年的投产规模将比2026年更高[1][6] * **核电发电量**：预计2026年和2027年核电发电量增速分别约为10%和13%-14%[1][7][12] * **水电**：水电发电量受自然条件影响波动较大，预计保持相对平稳状态[1][12] * **火电整体**：预计2026年火电整体发电量增速将保持微增状态，相较于2025年的负增长（近十年来罕见）有所修复[2][13] * **煤电**：预计2026年煤电发电量可能同比微降，出现小幅负增长[2][13] 2025-2027年是煤电竞争力的峰值平台期，之后竞争力可能逐步下降[2][13] * **气电**：气电竞争力取决于全社会用电总量和风光消纳情况，若用电总量增长超预期或风光消纳问题突出，将为火电提供更多发展空间[2][8][13] * **度电煤耗**：总体呈下降趋势[2][14] 但未来随着风光能源发展和火电深度调峰要求提高，度电煤耗有提升的可能性[2][14] 例如，对于30万千瓦级别机组，当负荷降至30%时，每千瓦时煤耗可能提升约7至8个百分点[9][14] 深度调峰导致的实际煤耗提升幅度难以量化[2][9][14] 其他重要内容 * **电力弹性系数**：2025年上半年电力弹性系数低于1，但截至11月，全社会用电量增速已回升至5.2%，若全年GDP增速达5%，则2025年实际弹性系数仍能维持在1以上[2] * **新能源装机目标**：根据国家整体目标，每年新增新能源装机应在2亿千瓦以上，其中风电竞争占据1亿千瓦，则光伏最低为1亿千瓦[2][3] * **储能作用量化**：储能及其他调节方式（如抽水蓄能、煤电灵活性改造）的具体作用难以量化，且不足以完全弥补当前利用小时数下降的问题[3] * **核电成长阶段**：“十四五”是核电成长预期增强的时期，而“十五五”则是成长兑现的时期[6] * **火电影响因素**：用电需求若超出预期增长一个百分点，可带来约1,000亿度额外用电影响[8] * **度电煤耗波动原因**：度电煤耗波动较大主要因入炉煤质下降导致，同时小型机组逐步转为应急调峰备用或退役有助于降低整体煤耗[9]

文章核心观点 - 在“双碳”目标指引下，中国新能源产业取得长足发展，“十五五”是加快建设新型能源体系的关键时期，但新能源装机量快速增长使得消纳瓶颈日益凸显，需通过上下协同、创新发展来破解绿电高比例消纳难题，推动产业高质量发展 [1] 新能源产业区域格局：“东强链、西强源” - 全国新能源及新能源装备制造业快速发展，形成“东部强链集聚、西部资源崛起”的鲜明格局，即“东强链、西强源” [2] - 东部地区如江苏、福建凭借传统制造业实力，在新能源上下游产业链形成优势集聚区 [2][3] - 福建宁德以宁德时代为核心，集聚上下游企业200余家，动力电池出货量连续6年全球第一 [3] - 江苏常州涵盖光伏、风机、光热三大新能源装备制造领域，其太阳能电池可实现29.4%的光电转化效率 [3] - 西部地区如甘肃、青海、新疆、内蒙古等风、光资源富集省区，在发电规模、项目密度及基地化开发方面快速崛起 [2][3] - 以甘肃为例，预计2025年底全省新能源装机可达8000万千瓦，占总装机规模超64%，新能源装备制造产业产值可达1000亿元 [3] 新能源产业发展成就与全球地位 - 中国建成了全球最大最完整的新能源产业体系，全国风电、太阳能发电装机规模均居世界第一 [2] - 新能源装备制造实现产业链基本自主可控，全球十大风机制造企业中国占6家，光伏硅料、硅片、电池片和组件的全球市场占有率达80% [2] 新能源应用场景拓展与创新 - 新能源快速发展催生零碳园区、微电网、电化运河、首席双碳官等应用场景从概念走向实际 [4] - 江苏常州在全国首创首席双碳官制度，旨在提升企业绿色转型引领力、减排潜能转化力等多方面能力 [4] - 常州新能源应用场景（如车网联动、零碳园区）已迭代至3.0版本，相关零部件100%实现本地生产，形成“生产—应用”完整闭环 [4][5] - 应用场景从单一发电向多元融合拓展，与地方产业深度耦合 [5] - 四川宜宾围绕动力电池、光伏等产业推进零碳发展，构建零碳产业生态 [5] - 山东东营在盐碱滩涂建设百万千瓦光伏基地，同步发展“渔光互补”现代农业 [5] - 浙江温州以“整县推进”模式发展分布式光伏，推动城乡能源普惠共享 [5] 新能源消纳挑战与应对举措 - 截至2024年底，中国有7个省份风电和光伏装机容量占比超过50%，18个省份占比超过40% [6] - “十五五”期间，随着新能源装机容量进一步增长，弃风弃光范围将扩大，新能源消纳压力日益凸显 [6] - 需围绕新能源大基地绿电外送和本地消纳，构建全方位、高比例的消纳格局 [6] - 西部资源富集区应引导高附加值的能源化工、装备制造、新材料、数据信息等产业耦合发展，以“产业西移”、“西电西用”提升本地消纳水平 [6] - “东数西算”等国家重点项目落地甘肃，已极大提升本地新能源消纳水平 [6] - 需加快将工业发展考核指标由能耗双控向碳排放双控转变，推动绿电直连、智能微电网、零碳园区在西部落地 [6] - 在电力外送方面，需由政府引导建立跨省协调机制，科学规划外送通道，并在发电侧提高光热、抽水蓄能等储能建设以保障电力稳定送出 [7] - 在非电应用领域，加快氢氨醇等氢基能源制备是绿电消纳重点方向，利用富集新能源发展绿电制氢，可发挥消纳、储能、调峰等作用 [7] - 建议“十五五”期间加大政策支持力度，对绿氢项目给予财政资金支持，并加强科技攻关以突破产业链关键环节技术难题，拓展应用场景，通过规模化应用降低成本 [7]

行业背景与公司战略 - 2025年以来国内储能行业迈入市场驱动新阶段[2] - 公司紧抓新能源消纳与电网升级机遇持续加大储能业务战略投入[2] - 河北科力远作为公司主要的储能智能制造产业基地需匹配业务扩张节奏确保高效交付能力[2] 本次担保详情 - 公司为控股孙公司河北科力远提供连带责任保证担保最高担保金额为30,000万元人民币[1][2] - 担保用于支持河北科力远向河北银行保定分行申请30,000万元银行授信额度授信品种包括流动资金贷款、银行承兑汇票等[2] - 担保期限为自主合同约定的主合同债务人履行债务期限届满之日起三年[2][7] 担保授权与额度 - 公司2024年年度股东大会已审议通过2025年度新增对外担保额度不超过507,000万元[3] - 本次担保事项在上述股东大会审议通过的担保额度内无需再次提交董事会及股东大会审议[3] - 截至公告披露日公司为河北科力远提供的担保余额为17,000万元（不含本次担保）[1] 被担保方基本情况 - 河北科力远混合储能技术有限公司成立于2021年11月15日注册资本为人民币3,000万元[4] - 公司直接及间接持有河北科力远49.67%股权河北科力远为公司控股孙公司[5] - 河北科力远经营范围涵盖储能技术服务、电池制造、新兴能源技术研发等[4][5] 累计担保情况 - 含本次担保公司及其控股子公司对外担保总额为632,218万元[9] - 公司对控股子公司提供的担保总额为514,018万元[9] - 上述对外担保总额占公司最近一期经审计归母净资产的230.09%对控股子公司担保额占净资产的187.08%[9] 担保原因与风险控制 - 担保是为满足子公司业务发展的资金需求符合公司整体利益和发展战略[8] - 公司拥有被担保方的控制权对其日常经营和资信状况能及时掌握担保风险整体可控[8] - 因河北科力远是纳入公司合并报表范围内的间接控股孙公司担保风险处于公司可控范围内故其他股东未提供同比例担保[8]

文章核心观点 - 光热发电兼具调节电源与长时储能双重功能，是强化新能源消纳的可靠资源，在政策支持、技术进步和规模化发展推动下，行业有望长期持续成长 [1] - 国家政策明确推动光热发电规模化发展，到2030年末装机规模目标为1,500万千瓦，行业发展有望大幅提速 [2][4] - 光热发电通过规模化、国产化推动度电成本快速下降，并通过参与电力市场获取较高收益，有望增强其电源竞争力 [1][5][6] 光热发电的技术与功能定位 - 光热发电技术路线主要为熔融盐塔式，通过储热系统实现太阳能到电能的转化 [3] - 光热发电调节能力优秀，调峰深度接近80%，升降负荷速率为额定功率3%~6%，储能时长可达8~15小时，对新能源消纳形成较好支撑 [3] - 成熟光热项目可实现数十天连续运行，具备在特定环境下扮演基荷电源的潜力 [3] 行业发展现状与政策目标 - 早期因成本高、技术不成熟，发展较慢，2024年在运光热装机规模仅83.8万千瓦 [4] - 政策推动光热配套沙戈荒等新能源大基地建设，“十四五”期间每年开工目标300万千瓦 [4] - 截至2024年末，在建和拟建光热发电项目总装机分别达到330万千瓦和480万千瓦，合计超过800万千瓦 [4] - 《意见》明确到2030年末国内光热发电装机规模力争达到1,500万千瓦，对应“十五五”期间年均投产规模220~250万千瓦 [4] 成本下降与经济性提升路径 - 产业链全面国产化及规模化推动成本下降，当前光热独立运行时度电成本已降至约0.53元/kWh [5] - 部分省份提供较高上网电价支持，如青海对2028年前纳入的示范项目执行0.55元/kWh电价 [5] - 《意见》明确通过差价结算、容量补偿等长效机制以及推动单个电站规模向30~60万千瓦发展，以摊薄成本并提供支持 [5] - 未来光热发电可通过参与电力现货、辅助服务及容量市场，凭借其调节与容量功能获取较高收益，减少对政策补贴的依赖 [6] 产业链受益方 - 深耕光热产业链的制造商有望充分受益于行业成长 [1] - 布局光热领域较早的运营商有望获得技术与经验积累方面的优势 [1]

江苏省虚拟电厂政策核心内容 - 江苏省发改委发布《关于促进我省虚拟电厂高质量发展的通知》，旨在构建三级管理体系、推广三类应用领域、完善三级集成平台系统，以促进虚拟电厂高质量发展 [1][47] 发展目标与量化指标 - 到2030年，力争虚拟电厂调节能力达到500万千瓦以上 [2][48] - 到2030年，虚拟电厂参与需求响应能力达到200万千瓦 [4][50] - 重点建设首批100个虚拟电厂项目，涉及总投资127,324万元，聚合容量1,698.46万千瓦，上调能力275.12万千瓦，下调能力317.48万千瓦 [3][5][49][51] 管理体系与平台建设 - 构建“省级市场、市（县）级管理、园区（企业）级服务”三级管理体系 [9][55] - 完善三级集成平台系统：省级依托电力交易、调度自动化及负荷管理系统；市（县）级进行动态监测与资源库建设；园区（企业）级运营商平台需具备监测、预测、指令分解执行等功能 [10][56] 主要应用领域拓展 - **参与电力市场**：鼓励虚拟电厂参与电力中长期、现货、辅助服务等各类市场，聚合多时空尺度资源，并打造一批示范项目（如苏州市综合智慧零碳电厂） [11][57] - **有序参与需求响应**：支持虚拟电厂有序参与，运用智能化手段灵活调用资源，并与电网企业、市场机构协同创新 [11][57] - **拓展综合能源服务**：探索能源托管、综合能源管理、冷热电联供、能源大数据、节能降碳改造、碳资产开发与管理、碳交易、聚合绿电交易等多元化商业场景 [12][13][58][59] 发展质效提升方向 - **提升新能源消纳能力**：鼓励聚合分布式光伏、分散式风电、用户侧储能和可调节负荷等资源，探索与配电网、微电网的多层级互动 [14][60] - **增强系统调节能力**：鼓励拓展聚合资源类型，优先纳入快速响应资源，并通过参与市场响应价格信号 [14][60] - **提高电力保供能力**：鼓励建设和发展直控型虚拟电厂，作为调度体系补充，并在电力紧张或极端天气时参与应急调度 [14][15][60][61] 参与主体与市场机制 - **支持各类主体参与**：鼓励发电企业、工业园区、能源服务公司、充电设施运营商、民营企业等通过新设或依托现有主体成立虚拟电厂运营商 [15][61] - **完善市场机制**：按照“一个市场、多种产品”原则，统筹设计各类市场规则，探索按电网分区或节点聚合资源参与现货市场，并优化零售市场价格传导机制 [16][62] 技术支撑与创新发展 - **构建数智支撑**：聚焦云计算、大数据、人工智能等技术，加强智能交易决策、协同运行、碳足迹管理等关键技术创新，并推动关键核心设备产业化 [16][17][62][63] - **深化车网互动应用**：推动聚合充电设施，支持南京、常州、无锡等试点地区发展车网互动型虚拟电厂，研发V2G技术与装备，挖掘等效储能潜力 [17][63] 首批项目投资与参与方 - 首批100个项目总投资12.7亿元，聚合容量近1,700万千瓦，参与方包括国能、华能、大唐、国电投、中石油等能源国企，以及天合、协鑫、阿特斯等光伏企业 [5][51]

文章核心观点 - “十五五”时期，储能已从单纯的技术选项，跃升为支撑能源转型、培育新质生产力的关键支柱，成为构建新型能源体系的核心战略之一 [2] 各省市“十五五”规划对储能的战略定位 - 定位升级：普遍将储能（抽水蓄能、新型储能）定位为“构建新型电力系统”的关键支撑，旨在提升电力系统的互补互济和安全韧性水平 [3] - 应用深化：将储能作为提高风电、光伏等新能源消纳能力的必备手段，推动“风光火储”等多能互补基地建设 [4] - 技术多元与产业生态培育：在大力发展抽水蓄能的同时，积极布局电化学储能、压缩空气储能、氢（氨/醇）储能等多种新型储能技术，多个省份规划打造从材料、装备到应用的储能产业集群 [6] 各省市储能发展规划具体内容 - **北京市**：加强智能电网和微电网建设，因地制宜布局一批新型储能设施 [7][10] - **天津市**：前瞻布局未来产业，推动氢能及新型储能等成为新的经济增长点 [8][11] - **重庆市**：建设智能电网和微电网，积极推进虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电直连等新型需求侧管理模式，加快建设抽水蓄能电站，发展新型储能 [8][13] - **河北省**：加快建设坚强智能电网，加强抽水蓄能、新型储能设施建设，推动能源消费绿色化低碳化，建设零碳工厂和零碳园区 [8][14] - **山西省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，前瞻布局发展能源互联网，加快智能电网建设，积极推进分布式新能源、微电网、虚拟电厂等开发建设，推动“源网荷储”一体化发展 [8][15] - **辽宁省**：积极布局新型储能，打造海上风电、沿海核电、辽西风光、储能等千万千瓦级清洁能源基地 [8][18] - **吉林省**：抢占人工智能、氢能与新型储能等未来产业发展新赛道，加快氢能产业布局，构建“氢能+”产业生态，大力发展高效率、低成本新型电池产品 [8][19] - **黑龙江省**：积极发展抽水蓄能、新型储能和分布式能源，加快智能电网和微电网建设 [8][20] - **江苏省**：加强电网侧储能项目规划 [8][21] - **浙江省**：推进抽水蓄能、新型储能有序发展 [8][22] - **福建省**：抢占电化学储能发展制高点，科学布局抽水蓄能，推动氢能产业创新发展 [8][24] - **山东省**：科学布局抽水蓄能、压缩空气、电化学等储能设施，推动智能电网、微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化等加快发展，加快建设绿电产业园，有序推动绿电直连发展 [8][25] - **贵州省**：因地制宜布局发展抽水蓄能、新型储能、氢能等，促进新能源增长、消纳同储能协调发展 [8][27] - **陕西省**：着力构建新型电力系统，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设 [8][28] - **湖北省**：推进抽水蓄能、新型储能建设，发展绿电直连、微电网等新模式 [8][29] - **湖南省**：大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设，科学布局抽水蓄能 [8][30] - **河南省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快源网荷储一体化项目建设，建设智能电网和微电网 [9][31] - **广东省**：科学布局抽水蓄能和新型储能，加快智能电网和微电网建设，加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制 [9][32] - **广西省**：积极发展新型储能，加快推进抽水蓄能建设，加快智能电网和微电网建设 [9][33] - **安徽省**：有序推进抽水蓄能电站建设，合理布局源网荷储新型储能，推动城乡配电网高质量发展，加快智能电网和微电网建设 [9][34] - **江西省**：推动新型储能多场景应用，合理布局抽水蓄能，科学构建源网荷储结构，提升新能源消纳能力 [9][35] - **海南省**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能 [9][36] - **四川省**：发展新型储能 [9][37] - **青海省**：加快抽水蓄能电站建设，构建新型储能多元化发展实践地 [9][38] - **内蒙古**：开展大规模风光制氢、新型储能技术攻关，扩大储能规模 [9][39] - **宁夏**：推动新型储能多元化发展，加快抽水蓄能电站建设 [9][40] - **新疆**：科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设 [9][41] - **西藏**：稳步集约发展新型储能，促进清洁能源与新型储能一体化发展 [9][42]

公司战略合作与订单进展 - 公司与亭山能源、海禾新能源达成储能项目年度战略合作，分别计划推动50MWh储能系统的应用落地 [1] - 与亭山能源的合作覆盖广东、浙江、山东等重点区域，场景包括大型储能、工商业储能及户用储能 [1] - 与海禾新能源的合作业务范围辐射山东、浙江，并计划携手开拓东南亚市场，深化海外储能项目开发 [1] - 12月单月，公司与巴西WEG公司签署总容量达3GWh的储能系统战略合作协议 [4] - 12月，公司与安徽兴广新能源、合肥南赛光伏能源敲定2026年度100MWh工商业储能订单 [4] - 公司通过与合作伙伴构建“产品+场景+区域”协同架构，提供一体化综合解决方案 [2] 公司技术与业务布局 - 公司在锂电池领域有20年深耕积淀，构建了研发、生产、销售、服务一体化的全链条布局 [3] - 产品线全面覆盖储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）及电池系统 [3] - 依托自主研发的“4S深度融合技术”，打造出高可靠性储能系统，适配多元应用场景 [3] - 可提供面向户用、工商业及大型光储场景的全栈式解决方案 [3] - 公司提供高性能储能产品及全流程技术支持，合作伙伴提供市场洞察、渠道资源和资金运作 [2] 储能行业发展趋势与市场前景 - 储能已实现从“可选配套”到“刚性需求”的关键跨越，风光储协同发展成为能源行业标配 [3] - 全球储能系统市场规模2024年达6687亿美元，预计2034年将飙升至5.12万亿美元 [3] - 2025-2034年市场规模年复合增长率（CAGR）预计高达21.7% [3] - 新能源装机规模持续扩容，其间歇性、波动性与电网安全的矛盾凸显，储能是破解消纳难题的核心抓手 [2] - 电力保供压力、极端天气、AI数据中心及高耗能工业对供电稳定性的要求，强化了电网侧辅助服务需求，放大了储能的“电力稳定器”功能 [2]

国内储能 - 本周储能招标持续景气，出现GWh级别招标，包括中广核7.2GWh储能系统框采、新疆兵团1200MWh独立储能项目EPC招标 [4] - 本周中标项目包括华能清能院2GWh直流侧采购开标、宁夏1.92GWh电网侧储能EPC公布中标候选人 [4] - 预计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 [4] 海外储能 - 美国缺电逻辑整体尚未改变，未来科技仍为主线，重点关注海外储能、SST等细分方向 [4] - 非美国家储能需求亦有望提升，例如中东数据中心配储、乌克兰重建对储能的需求 [4] 氢氨醇与风电 - 全球最大规模的绿色氢氨醇一体化项目——中能建松原氢能产业园项目一期在吉林省松原市正式投产，国内规模化氢氨醇项目陆续投运有望推动板块持续稳步发展 [5] - 波兰首次海上风电竞标成功落地，共3个项目分配3.4GW装机容量，均计划于2032年底前投运，开发商获得为期25年的双边差价合约，执行价格区间为每兆瓦时113至117欧元，欧洲海风规划建设维持高景气 [5] - “十五五”期间，基于中国未来产业、2026年欧盟碳关税双重利好加持，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，发改委亦强调氢氨醇有望统筹、规模化、超前建设 [5] 锂电 - 近期枧下窝锂矿进行第一次环评信息公示，若第一季度需求淡季不淡预期兑现，碳酸锂去库趋势有望延续 [5] - 锂电需求端整体博弈国内储能2026年招标预期，新能源车和重卡2026年销量预期较为悲观，存在上修空间 [5] - 供给端锂电产业链亦有“反内卷”逻辑加持，供需好转趋势确立，短期六氟磷酸锂预期已较高，从中期看可重点关注供给变数较大的锂矿及盈利尚不支持扩产的铝箔、负极等环节的投资机会 [5]