行业现状与挑战 - 全球新能源装机量已达到1700吉瓦，行业面临的新核心问题是绿电消纳与电网平衡，以确保电网安全稳定运行 [1] - 光伏行业自2005年以来已经历4-5个大的产能过剩周期，每个应用技术的红利期仅3-4年，远短于预期 [6] - 国家在过去一年半内发布了约40多个指导性文件，以引导行业向新型电力系统转型 [6][7] 公司战略与定位 - 公司成立之初的定位是生产老百姓用得起的绿色电力，通过技术创新、产品迭代和垂直一体化产业链来降低生产成本 [3] - 公司未来发展着眼于综合能源互补，并积极寻找新应用场景，如出海和光伏建筑一体化 [6] - 公司建议行业从用电端出发，帮助用户在区域内实现最优用电方案，而非一味从供给端出发 [6] 技术创新与成本控制 - 在过去20年间，公司通过技术优化使光伏转换效率不断提高，生产成本持续下降 [3] - 公司通过垂直一体化产业链压缩每个环节的成本，以提供可负担的绿色电力 [3] - 新产品的推动力源于技术创新，从而带动产品迭代 [7] 新业务拓展：光伏建筑一体化 - 公司推出新品牌“嘉盛光电”，专注于光伏建筑一体化这一新赛道 [3] - BIPV产品需满足与建筑同寿命（超过25年）、防火、防风等建筑要求，公司已进行十几代产品研发 [4] - 嘉盛光电的BIPV产品已在全球有200多组应用场景落地，旨在为耗能建筑赋予绿色发电功能 [4] 海外市场布局 - 海外市场布局重点在东南亚、中东、拉美等地区，针对当地用电需求组建了“光储充联盟” [4] - 推出出海品牌UniGo，通过整合国内优质供应链资源，以联合体形式出海，提供组合产品解决方案 [4] - UniGo布局了50多个细分领域，涵盖工业、农业、渔业及柴油替代，在东南亚地区可将能源成本从二十多美金降至六美金 [5] 未来发展方向与商业模式 - 行业应着眼于综合能源互补，并寻找如出海和BIPV等新应用场景 [6] - 未来商业模式应从提供单一产品转向成为全方位的能源综合服务商 [7] - 应对复杂贸易局势需采取差异化、定制化策略，联合产业链出海，而非单一产品出口 [7] 新兴概念：虚拟电厂与零碳园区 - 虚拟电厂是实现零碳园区的路径，通过数字化和智能化手段汇聚区域内的分布式发电资源和用能大户，以实现新能源消纳和用能平衡 [7] - 国家发布的众多指导文件释放了关于虚拟电厂和零碳园区的积极信号 [7]

文章核心观点 - AI的角色已从效率工具全面升级为电力数智化转型的生存与生产双核心要件，是破解电力系统“极致稳定”与“极致灵活”矛盾的关键 [1] 新型电力系统的核心矛盾 - 核心矛盾在于既要守住“极致稳定”的安全底线，又要实现“极致灵活”的运行目标以适配海量分布式资源接入 [2] - 矛盾驱动因素包括电源结构向新能源主导转变，以及电动汽车、储能等交互式设备普及导致系统运行机理深刻变化 [2] - 数据印证矛盾尖锐性：2030年分布式光伏达10亿千瓦，电动汽车保有量突破1.1亿辆，调节性负荷占比升至10%左右，对系统响应速度提出毫秒级要求 [2] AI的生存级赋能价值 - AI需深度融入电能全过程，从效率工具升级为保障系统稳定的生存要件，并贯穿资产全寿命管理及赋能客户全方位服务 [3] - 至2030年风光发电量占比超30%，系统进入失稳频发高发期，AI通过功率预测、负荷预测、调度求解等应用应对配网反向重过载及功率断崖式骤降风险 [3] - AI加持下的市场机制深度融入生产运行，使源网荷储协同成为现实，呼应完善电力辅助服务市场体系的要求 [3] AI对电力资产价值的激活 - AI赋能路径覆盖设备预测性维护、环境与人员预防式管理、作业安全主动免疫升级及工程管理资源优化配置四大维度 [6] - 实践案例显示，陕西电网主网“技改大修”计划制定周期从周级压缩至分钟级，变更响应速度从天级提速至分钟级 [6] AI的经济与服务价值 - 经济账：2030年新能源发电量预计超4.2万亿千瓦时，通过AI技术将消纳率提升2.6个百分点，相当于新增一座三峡大坝的年发电量 [7] - 服务账：AI推动电力交易向分钟级演进，使千家万户参与电网削峰填谷成为现实，并通过优化线损管理及客户响应速度提升企业效益与用户体验 [7] AI落地的数据与通信基石 - 实时、高质量的数据是AI释放价值的前提，需构建可信、可控、可追溯的电力数据交换空间以破解数据孤岛难题 [8] - 通信网络是基石，主网通信需强化智算支撑，中压通信推进光纤与无线融合组网，低压通信实现全要素透明感知 [9] - 华为提出的20字建设标准预计可将电力通信运维成本降低30%以上，为实时数据传输提供确定性保障 [9] AI落地的认知锚点与行业引领 - AI应用需始终服务于电力企业战略目标，解决行业核心挑战，避免盲目追求技术噱头 [10] - 当前行业核心矛盾在于人才储备与快速构建垂直整合能力，电力行业应主动引领AI在并行计算、推理能力、能效比及系统工程四大方向发展 [10] - 电力行业以复杂场景与宏大需求为锚点，为AI技术注入行业要素，形成电力赋能AI、AI重构电力的正向循环 [10]

电网网架优化与互联互济 - 烟威1000千伏特高压工程作为山东电网关键工程，是连接鲁冀特高压环网和烟威新能源基地的能源枢纽，未来将接入莱阳核电及海上风电等清洁电源[2] - 上海崇明500千伏输变电工程连接江苏与上海，投运后沪苏电力交换能力将提升20%，为崇明新增74万千瓦供电能力，并将电网电压等级由220千伏提升至500千伏[2] - 河北南部电网通过庆东特高压直流通道在迎峰度夏期间输入电量11.4亿千瓦时，蒙西—京津冀±800千伏特高压直流工程获批后将引入内蒙古新能源基地电力，提升京津冀地区电力保障能力[4] 区域电网升级扩容以支撑经济发展 - 天津津南500千伏输变电工程预计12月投产，将满足南部电网负荷增长需求，提升外受电比例和供电可靠性，助力实现双碳目标[5] - 河南商丘500千伏电网加强工程投运，可避免受电断面过载风险，并将豫中—豫南东通道供电能力提升100万千瓦[7] - 焦作110千伏黄河变电站投运，解决产业新区低电压和频繁停电问题，并与周边4座变电站互联互供，增强配网自愈能力和供电质量[7] - 周口西华东220千伏输变电及扩建工程计划2026年7月投产，将作为西华县智能制造产业园的电力主动脉，解决园区用电容量饱和及电压波动问题[7] 乡村电气化与典型应用场景建设 - 在河南兰考县，通过配电网升级改造，助力建成奥吉特菌菇产业示范园电气化改造、堌阳音乐小镇商业街电网升级及红色张庄全电村等一批乡村电气化典型应用场景[8]

行业周期与技术迭代 - 光伏行业从2005年至今已经历4-5个大的产能过剩周期 [1] - 公司技术不断迭代 每个应用技术的红利期仅为3-4年 远短于最初预期 [1] 政策指导与行业方向 - 国家在过去一年半内发布约40多个指导性文件 以推动新型电力系统建设 [3] - 政策旨在引导全行业形成更宏观的认识 明确新能源未来转型方向 [3] 行业发展路径与策略 - 行业应着眼于综合能源互补 使传统能源与电力等新能源相互借力 [3] - 行业需寻找新场景 例如出海或BIPV（光伏建筑一体化） [3] - 应从用电端出发 帮助其在区域内实现最优方案 以最低成本满足生产需求 [3]

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]