纪要涉及的行业或公司 * 行业：光伏行业、储能行业、太空光伏（商业航天能源）、光伏辅材（光伏玻璃、胶膜）、逆变器及储能PCS设备 * 公司：阿特斯、钧达股份、东方日升、上海港湾（伏羲星空）、正泰电源、禾迈、锦浪科技、爱伦能源、固德威、新易光能、福莱特、福斯特、翔邦 核心观点与论据 光伏产业链价格波动与组件盈利 * 2025年下半年至2026年1月，光伏组件价格明显上涨，但上游原材料成本上升压力依然存在[2] * 硅料价格上涨约20元，对应硅成本增加约3分钱[2] * 银浆价格上涨超过1万元，对应组件涨价超过1毛[2] * 价格波动导致许多光伏公司2025年第四季度业绩承压，包括阿特斯等盈利企业[1][2] * 贵金属价格从上周五开始回调，可能为组件板块带来修复动力[3] * 预计高功率组件的盈利能力将在2026年二、三季度改善，其溢价销售将提升产品结构占比，带动单位盈利能力领先[1][3] 储能政策与市场前景 * 储能政策具有持续性和确定性，市场化进程分三步走：新型储能独立参与市场、峰谷价差拉大、全国性容量电价政策（114号文）[4] * 新容量电价政策对各省补贴项目影响不一，但总体提供了较高且充分的补偿以保证收益率[4] * 预计2026年国内储能系统需求可能达到230-250吉瓦时甚至更高[1][5] * 长远看，峰谷价差是关键指标，未来3-5年华北地区新型储能仍不足以完全替代火电功能[5][6] * 火电在电力短缺省份的边际定价使得套利空间较大，将持续推动储能需求增长[1][7] * 为实现2035年3.6亿千瓦（3,600 GW）风光装机目标，未来每年新增量巨大，光伏发电量占比需从2025年的11%升至20%，对储能的需求将比过去更高[7] 太空光伏领域进展 * SpaceX计划发射超过100万颗卫星构建全球首个轨道数据中心系统，总功耗需求达100GW[1][8] * 太空光伏作为其电源系统升级核心方向，正迈向技术路线升级和产业化交付新阶段[8][9] * 中国光伏企业在晶硅、钙钛矿叠层等技术方面经验丰富，将受益于太空需求带来的设备端出口和产品迭代升级[1][9] * 具备在轨验证及产线落地能力的企业有望获得先发优势，包括钧达股份（钙钛矿配方、柔性衬底等技术）、东方日升（50~70微米超薄HJT电池）、上海港湾（伏羲星空，拥有19项航天能源专利）[2][10] 储能板块边际变化与相关公司 * 新容量电价政策为储能PCS设备端让出更多获利空间，正泰电源和禾迈等企业竞争优势明显[2][11] * 正泰电源去年储能出货约1GWh，今年预期可达4GWh，一季度订单约6~10亿元，同比增速较快[11] * 禾迈去年大储收入指引约3亿元，今年预期可达10亿元，通过提供增值服务锁定订单[11][12] * 英国“温暖家园计划”通过150亿英镑投资支持500万户住宅安装光伏、储能等设备，预计在2026-2030年间新增15-24GW光伏装机及50-75GWh储能容量，利好锦浪科技、爱伦能源和固德威等企业[2][12][13] 光伏辅材、玻璃与胶膜市场 * 光伏辅材、光伏玻璃和胶膜的需求预计集中在2月下旬，此轮需求周期约维持1.5个月[2][16] * 海外库存较高，上半年将以降库为主，可能给海外需求带来压力[16] * 光伏玻璃市场国内产能稳定在87,300吨/日，较年初减少4,640吨，降幅小[17] * 光伏玻璃价格从1月初的10.75元上涨至11元，但除龙头企业外大部分企业仍亏损，库存从40天降至34天左右[17] * 2026年光伏玻璃市场两极分化，若能满足海外需求（如美、印新产能），龙头企业利润中枢预计上移，需贡献8,800吨/日熔量用于出口；无出口业务的企业压力大，建议关注新易光能和福莱特[18] * 光伏胶膜头部企业开工率提升，价格小幅上涨但不会大涨，福斯特今年出货预期良好，海外占比提高有望使利润中枢上移[19] 其他重要内容 * 自2026年4月1日起取消部分组件增值税出口退税，并逐步降低直至取消部分产品退税比例，促使有稳定出口订单的大厂开工率上升[14][15] * 福斯特铝塑膜业务去年首次盈利，今年下半年可能从3,000万平扩产至5,000万平；感光干膜业务持续扩产，计划到2027年完成2.1亿平扩产目标[20] * 固德威逆变器出货50%面向澳大利亚，电池包80%-90%销往澳洲，以应对当地补贴政策调整[21] * 逆变器毛利率与去年持平，每年环比下降5%-10%属合理，碳酸锂成本传导困难对户用逆变器端影响有限[21] * 固德威全年营收指引7-8亿元，若巴西、意大利、英国等地贡献超预期，业绩有望进一步提升[21]

行业与公司 * 行业：中国储能行业，特别是大型储能（大储）和独立储能市场[1] * 公司：未提及具体上市公司名称，但涉及国企、上市公司、储能集成厂、中小型经销商等市场参与者[3][19][30][31] 核心观点与论据 * **市场现状与项目推进** * 北方11省（特别是新疆、内蒙古）部分储能项目出现延期，主要原因是政策空档期或补贴退坡，以及电池等原材料价格上涨带来的投资观望，但项目取消情况较少[1][4][8][9] * 新疆原有补贴政策（从每千瓦时0.3元降至0.128元）于2025年12月到期，新政策未出[9] * 内蒙古补贴从2025年底的每千瓦时0.35元降至0.28元，项目处于申报筛选阶段[9] * 电芯价格上涨并非项目观望主因，政策不明朗更为关键[16] * **政策环境与收益机制** * 储能容量电价政策因省而异，全国难统一，已有9省（包括内蒙古、新疆、山东、宁夏、甘肃、湖北、浙江、河北等）出台地方性容量补偿政策[3][17] * 国企对储能项目资本金内部收益率要求普遍在6.3%-6.7%之间，达到此标准方会参与[1][5] * 政策支持力度大的省份（如西北、内蒙古、宁夏、甘肃）储能发展较快[1][5] * 火电容量电价上调增强了火电竞争力，减少了其深度调峰，这部分收益空间转移给独立储能，有助于提升其盈利[3][20] * **区域市场深度分析：甘肃省** * 甘肃是西北地区唯一真正运营现货市场的省份，其政策调整及时且有针对性[1][10] * 甘肃独立储能收益受政策影响大：136号文取消租赁费用补偿后，甘肃出台新的容量补偿政策，使总体收益仍可维持在每千瓦时0.4元以上[1][6][7] * 甘肃储能项目收益构成：现货市场收入约每千瓦时0.26元，加上容量补偿后可达0.4元以上[6][7] * 甘肃储能项目盈利关键：选址合理且调用次数足够多（如300次）[1][7] * 甘肃储能项目成本与收益：系统级别成本约为每千瓦时0.7-0.87元[1][11]，4小时储能系统报价约每千瓦时0.45元，EPC报价约每千瓦时0.9元[14] * 甘肃项目内部收益率示例：弥勒150MW/300MWh储能站仅调频月收入就达三四百万元，实际收益率远高于国企6.4%的标准[12] * 甘肃储能装机：截至2025年新增并网投运容量超过5GWh，位列全国前十[32] * **技术、成本与融资** * 当前储能系统级别成本约为每千瓦时0.7-0.87元[1][11] * 液冷技术已广泛应用[26] * 在西北地区的大型新能源末端基地及小型园区，因电网结构薄弱，构网型储能需求较高[26] * 国企项目融资比例通常为20%资本金，其余通过借款解决[27] * 电网侧调试要求变得更加严格，测试指标增加，周期延长[28] * **市场需求与必要性** * 北方地区风光资源丰富但消纳受限，储能成为必需[1][15] * 国家能源局数据显示未来光伏装机增长将主要集中在北方地区[1][15] * 根据“十五五”规划，新增2亿千瓦风光装机中超过60%为光伏，必须配套储能以确保电力平衡[15] * 即使成本上涨，地方政府也将出台政策保障收益率，以避免项目停滞[1][15] * **竞争格局与参与者** * 国企和上市公司在储能领域投资增加，改善了项目融资环境[3][19] * 国央企在独立储能市场的参与度取决于各省政策和收益率情况，在政策好的省份（如宁夏、山东）项目较多[29] * 拥有新能源指标且有配储需求的发电企业（国企），随着现货市场推进，将持有更多储能项目以增强市场博弈能力[29] * 储能集成厂目前面临资金压力和盈利困难，付款条件变严格，仅20%的资本金要求项目投产后必须快速盈利[31] * 碳酸锂等原材料价格上涨给中小型经销商带来巨大资金压力，迫使其改变策略，只做系统集成[30][31] * **未来展望与趋势** * 预计2026年全国新增储能装机功率将达到200-300GW，西北地区将持续高速增长[3][18] * 2025年全国新增储能装机功率已达170GW[18] * 在新疆、内蒙古等新能源发展好的地区，大型化趋势明显，将出现更多吉瓦时级别的大型项目[18] * 未来两三年，新能源增长带来的储能需求将主要由磷酸铁锂电池满足[3][24] * 行业集中化增强，但能源园区和微电网领域将为小型储能项目提供更广阔的发展空间[3][24] * 西北地区现货市场加速推进，例如宁夏和陕西可能在2026年6月30日启动现货交易[23] 其他重要内容 * **冬季施工影响**：在内蒙古、新疆等地，冬季施工面临混凝土供应停止等问题，采用预制基础可延长施工周期[2] * **风光资源潜力**：甘肃光伏资源丰富，可继续大规模开发，但优质风电资源面临挑战[13] * **电价政策影响**：固定分时电价取消对沿海工商业用户影响较大，但可能为现货套利带来新机会[21][22] * **工商业市场**：江苏、浙江的工商业储能发展依赖“两通两放”等政策性人为制造的需求，市场本身需求并未那么大[23] * **西北地区充放电特性**：对于西北的大储，受电价曲线压制，每天通常只有一次充放循环具有经济性[23] * **储能并网节点**：高电压等级变电站（如330千伏以上）通常是优质并网节点，具体需根据各省电网结构分析[25]

政策数据概览 - 2025年12月共发布储能相关政策116项，其中国家层面政策11项 [2] - 从重要程度看，非常重要类政策有51项，陕西、青海、四川、福建发布数量居多 [2] - 从政策类别看，电力市场与辅助服务类政策居多 [2] 重要国家层面政策 - 国家发改委、能源局发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》，明确市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，并围绕市场运营效果、主体可持续性等四方面开展评价 [5] - 国家发改委、能源局发布《电力中长期市场基本规则》，对直接参与市场交易的主体不再人为规定分时电价水平和时段 [5] - 国家发改委、工信部、能源局发布第一批国家级零碳园区建设名单，共52个园区，要求在2027至2030年间建成 [5] - 国家发改委发布新版基础设施REITs项目行业范围清单，将储能设施项目纳入符合条件的15类可申报项目范围 [6] 电价政策 - 河北省优化冀北电网分时电价，规定多项费用不参与峰谷浮动，并自2026年起调整各季节峰谷时段，例如冬季增加3小时深谷时段（12:00-15:00） [8] - 山东省2026年工商业分时电价时段与2025年保持一致，高峰上浮70%、低谷下浮70%、尖峰上浮100%、深谷下浮90% [8] - 山西省征求意见拟调整工商业分时电价，包括调整峰谷时段、实施节假日深谷电价，并将全年上午高峰时段前移至6:00-8:00 [9] - 湖北省建立新型储能价格机制，对电网侧独立储能实施容量补偿，年度容量电价暂按165元/千瓦·年执行，并对等效充放电次数偏低项目扣减容量电费 [9] 电力市场政策 - 江西省修订电力市场规则，明确年度、月度交易价格上限，如尖峰0.894888元/kWh，并引入虚拟电厂等主体，新型储能“报量不报价”参与现货市场 [11] - 陕西省提示2026年市场交易事项，指出新能源电价改革等费用纳入系统运行费由工商业用户分摊，市场化用户电价取消峰谷浮动 [11] - 北京市2026年电力市场化交易总电量规模拟安排950亿千瓦时，其中直接市场交易350亿千瓦时，电网代理购电600亿千瓦时 [12] - 天津市2026年电力市场化直接交易电量总规模暂定为375亿千瓦时，并允许独立储能与批发用户直接交易或通过售电公司向零售用户售电 [12][13] - 四川省明确原执行峰谷电价用户继续执行，但市场交易电价部分不执行峰谷浮动，新能源、独立储能等不受年度签约比例限制 [14] - 海南省允许额定功率5兆瓦及以上、持续充放电不低于1小时的独立储能参与市场，可选择“报量不报价”或“报量报价”方式 [14] - 山东省明确独立储能可报量报价参与日前市场，调频里程价格上下限为12元/MW和0.1元/MW，并将市场化容量补偿电价用户侧收取标准由0.0991元/kWh暂调为0.0705元/kWh [15] - 福建省允许独立新型储能等主体参与中长期市场，现货市场运行期间，批发用户和签订分时段套餐的零售用户不再执行该省分时电价政策 [15] - 青海省现货市场申报和出清价格下限为80元/兆瓦时，上限为650元/兆瓦时 [15] - 辽宁省规定年度、多月交易价格参照燃煤基准价上下浮动20%执行，电能量报价上下限分别为1.1元/kWh和-0.1元/kWh [16] - 安徽省要求独立储能参与现货市场需充电功率不低于5兆瓦，持续充电时间不低于1小时 [17] - 广西省为避免机制重复，规定增量新能源项目在竞价结果发布前暂不参与绿电交易 [17] - 福建省要求以“报量不报价”方式参与日前现货市场的独立新型储能电站，充放电功率不小于1万千瓦且持续时间不小于1小时 [17] - 陕西省现货市场允许独立储能以“报量不报价”或“自调度”方式参与，市场申报及出清价格上下限为0-1000元/MWh [18] - 黑龙江省允许独立储能按自然月选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与日前现货市场，选择参与调频市场则当日现货市场按零出清处理 [18] - 内蒙古预计2026年蒙东区内电力市场交易电量规模533亿千瓦时，直接参与市场用户不再执行峰谷分时电价，独立储能可自愿参与中长期交易 [19] - 山西省调整调频市场报价时段，并规定储能参与调频若充电费用大于放电费用可获得量价补偿 [19] 辅助服务政策 - 湖南省要求纳入管理的独立新型储能容量不低于2MW/2MWh，对调度充电电量进行补偿，标准为H2×300元/兆瓦时 [22] - 四川省细则明确现货市场运行期间，低谷调峰等市场不再运行，独立储能可自主选择参与电能量或辅助服务市场，低谷调峰申报价格上限为350元/兆瓦时 [22] - 云南省调频市场补偿为调频里程补偿，申报价格上限8元/MW、下限3元/MW，市场出清价格上限15元/MW [23] - 甘肃省规则将储能企业等新型经营主体纳入，并规定调试运行期的发电机组和电网侧储能分摊费用不超过当月调试期电费收入的10% [24][25] - 江苏省细则将电化学等独立新型储能纳入发电侧并网主体统一管理 [25] - 陕西省调频市场与现货市场分步出清，申报价格范围暂定为0-15元/MW，并规定新型经营主体中标调频容量之和不超过系统需求值的35% [26] 补贴政策 - 深圳市龙岗区对符合条件的储能等示范项目按实际投资的10%给予支持，最高100万元 [28] - 甘肃省建立发电侧可靠容量补偿机制，电网侧独立新型储能的可靠容量补偿标准暂定为330元/（kW·年） [28] - 河南省公示2024年度新建非独立新型储能项目财政奖励资金省级复核结果，10个项目核定总容量376.63MW，获奖励资金共4519.56万元 [28] 管理规范政策 - 陕西省要求各市科学评估储能需求，制定年度建设计划，按照“按需而建、建而有用”原则管理 [30] - 四川省发布安全管理通知，制定了涵盖四个阶段22项常见风险点的安全隐患风险研判指南 [31] - 青海省规定新型储能项目备案后1年内需开工，2年内未开工将取消项目并移除备案信息 [31] - 甘肃省规定项目并网前不得转让开发权，备案后2年内未开工且无进展则备案失效，并明确除已明确配储项目外，不再将配置储能作为新能源项目核准、并网的前置条件 [32] 发展规划与示范 - 云南省发布新型储能高质量发展专项行动方案，目标到2027年全省新型储能装机规模达到8GW以上，并下发8.955GW/20.36GWh储能项目清单，实行清单式管理 [34] - 青海省公示首批7个绿电直连试点项目，包括风电1.75GW、光伏430MW、光热58MW [35] 虚拟电厂政策 - 青海省要求虚拟电厂调节容量初期不低于5000千瓦，响应时间不超过15分钟，持续响应能力不小于1小时 [37] - 佛山市禅城区征求意见稿提出，将不高于50%的虚拟电厂收益用于公共机构节能改造 [38] - 江苏省提出到2030年虚拟电厂调节能力力争达到500万千瓦以上，重点建设首批100个项目，聚合容量共1698.46万千瓦，投资额共127324万元 [38] - 广西省目标到2027年虚拟电厂调节能力力争不低于50万千瓦，到2030年力争不低于100万千瓦 [38] - 福建省现阶段主要聚合分布式电源等资源参与中长期和现货电能量交易 [39]

涉及的行业与公司 * 行业：储能行业、锂电中游材料行业（包括六氟磷酸锂、VC添加剂、磷酸铁锂、隔膜等）[1] * 公司：天汽股份、天赐材料、石大盛华、深圳新星（六氟磷酸锂）[12] 华胜锂电、海科新源、福日股份、富祥药业（VC添加剂）[12] 湖南裕能、万润新能、龙蟠科技、德方纳米、安达科技（磷酸铁锂）[12] 彩客新能源（磷酸铁）[12] 恩捷股份、星源材质、火树科技（隔膜）[12] 核心观点与论据 政策驱动储能需求高增长 * 新型储能政策明确终端用户承担容量电价 为长期投资收益提供保障[1] * 新政策首次在顶层文件中将新型储能与煤电、抽水蓄能并列[3] * 预计各省将在未来几个月内密集出台相关细则 进一步推动国内大规模储能需求增长[4] * 预测2026年国内储能装机量有望达250GWh 较2025年的150GWh增长50%以上[1][4] 若政策落实顺利 2026年实际需求可能超出预期[4] 锂电中游材料供需偏紧 价格普遍上涨 * 铁锂、LiPF6和隔膜等环节加工率均超80% 显示行业整体开工率较高 供需偏紧[1][2][5] * 六氟磷酸锂价格从底部上涨150% 散单均价达12万元[1][5][7] VC添加剂价格上涨40%[1][5] 其他多数环节出现4%-16%的涨幅[5] * 锂电池综合材料价格呈现上行趋势 部分材料从底部上涨40% 当前报价约65,000元 部分企业散单报价突破70,000元[8] * 预计偏紧状态将持续至2026年[1][5] 尤其是六氟磷酸锂和VC添加剂将继续引领涨价趋势[5] 2026年产能扩张可控 多数环节维持偏紧 * 各环节2026年产能扩张幅度不一 铁锂预计增产10%-15% 六氟磷酸锂20%-30% 添加剂超30% 隔膜20%左右[1][6] * 整体产能增长可控 预计2026年多数环节维持偏紧状态 不会出现明显过剩[1][6] 重点看好六氟磷酸锂与VC添加剂 * 六氟磷酸锂因供需结构最优且头部企业主导权强 价格仍有上行空间 四季度盈利反转明确[1][7] 前三大企业市占率达70%[2] * VC添加剂在高品质供应方面紧缺 需求增速超越平均水平[1][7] 头部企业或形成默契 看好其后续价格走势[8] 磷酸铁锂与隔膜市场展望积极 * 磷酸铁锂市场近期表现强劲 11月以来企业推动价格上行[3][9] 成本指数可能高于企业当前售价 将成为提价依据[3][9] 预计整体反应率和后续价格将呈现趋势性上行[3][10] 2026年行业供给增长主要集中在头部企业 整体工序结构良好[10] * 隔膜市场扩产周期较长且当前稼动率偏高 具备后续价格上升的基本条件[3][11] 随着时间推移 整体供需错配可能出现[3][11] 前三大企业市占率达63%[2] 其他重要内容 * 各环节市场集中度较高 以六氟磷酸锂、电解溶剂和隔膜为代表的环节 前三大企业市占率分别达到70%、70%和63%[2]

市场整体表现 - A股三大指数高开高走，沪指涨0.7%报4016点，深证成指涨1.95%，创业板指涨2.93% [1] - 北证50指数大幅上涨8.41% [1] - 全市场成交额达2.29万亿元，较前一交易日增加1254亿元 [1] - 近2700只个股上涨 [1] 领涨板块与驱动因素 - 光伏设备板块爆发，隆基绿能、通威股份及晶澳科技等多股涨停，头部企业三季报业绩向好 [1] - 电工电网板块领涨，单日涨幅达4.57% [2] - 基本金属板块资金净流入显著，涨幅4.40% [2] - 海南板块走高，海汽集团、海德股份等多股涨停 [1] - 锂矿概念拉升，川能动力涨停，受中国储能政策推动锂价上涨影响 [1] - 有色金属板块活跃，南山铝业涨停，贵金属板块5日涨幅达3.65% [1][2] - 化肥农药板块上涨3.10%，林木板块上涨2.29% [2] 下跌板块 - 银行股普遍下跌，成都银行跌近6% [1] - 盲盒经济走低，顺网科技领跌 [1] - 商业百货板块普遍下跌，厦门信达跌逾7% [1] - 微盘股、船舶制造、DRG/DIP概念及托育服务等板块跌幅居前 [1]

核心观点 - 火电行业第三季度业绩持续向好，煤价反弹提升“稳电价”预期，水电因秋汛来水改善且受益于风格切换，配置价值凸显，储能政策频出，容量补偿机制尚有完善空间，需重视调节性电源价值及第三季度业绩催化预期 [1] 需求端 - 9月全国全社会用电量达8886亿千瓦时，同比增长4.5% [2] - 1-9月全社会用电量累计77675亿千瓦时，同比增长4.6%，其中规模以上工业发电量为72557亿千瓦时 [2] - 9月第一产业用电量129亿千瓦时，同比增长7.3% [3] - 9月第二产业用电量5705亿千瓦时，同比增长5.7% [3] - 9月第三产业用电量1765亿千瓦时，同比增长6.3% [3] - 9月城乡居民生活用电量1287亿千瓦时，同比下降2.6% [3] 供给端 - 9月规上工业发电量8262亿千瓦时，同比增长1.5%，日均发电275.4亿千瓦时 [4] - 1-9月规上工业发电量72557亿千瓦时，同比增长1.6% [4] - 9月规上工业火电同比下降5.4%，8月份为增长1.7% [5] - 9月规上工业水电增长31.9%，8月份为下降10.1% [5] - 9月规上工业核电增长1.6%，增速比8月份放缓4.3个百分点 [5] - 9月规上工业风电下降7.6%，8月份为增长20.2% [5] - 9月规上工业太阳能发电增长21.1%，增速比8月份加快5.2个百分点 [5]

核心观点 - 全社会用电量再破万亿千瓦时 同比增长5.0% [1][2] - 火电板块受用电需求改善及政策推动 建议关注华能国际等国电企业及灵活性改造龙头 [2] - 绿电板块中风电增速加快 绿证交易价格环比上涨22.77% 推荐布局低估港股绿电及风电运营商 [2] - 水电与核电板块具防御优势 建议关注长江电力及中国核电等企业 [2] 行业表现 - 电力设备行业近1月涨幅17.7% 近3月涨幅41.0% 近1年涨幅70.0% [1] - 电子行业近1月涨幅15.7% 近3月涨幅52.6% 近1年涨幅118.4% [1] - 通信行业近1月涨幅8.4% 近3月涨幅59.0% 近1年涨幅114.4% [1] - 非银金融行业近1月跌幅9.5% 近3月涨幅6.3% 近1年涨幅34.4% [1] - 银行行业近1月跌幅7.9% 近3月跌幅9.7% 近1年涨幅19.2% [1] 电力细分领域表现 - 规上工业风电8月增速加快 水电降幅扩大 火电/核电/太阳能发电增速放缓 [2] - 8月核发绿证2.71亿个 交易价格环比上涨22.77% [2] - 火电领域推荐关注华能国际（A+H）/国电电力/宝新能源/申能股份/福能股份 [2] - 火电灵活性改造推荐青达环保/华光环能 [2] - 绿电领域推荐新天绿色能源/龙源电力/中闽能源/吉电股份 [2] - 水电领域推荐长江电力/国投电力/川投能源/华能水电 [2] - 核电领域推荐中国核电/中国广核 [2]

市场表现 - 市场走势分化 沪指窄幅震荡跌0.23% 深成指涨0.63% 创业板指冲高回落涨1.52% [1] - 沪深两市成交额2.28万亿 较上一交易日缩量2458亿 [1] - 游戏 猪肉 汽车板块涨幅居前 贵金属 文化传媒等板块跌幅居前 [1] 券商策略观点 - A股第三轮基本面主导的重估渐行渐近 当前上涨得益于全球流动性泛滥 国内长期估值修复及短期催化剂共同作用 [2] - 建议关注三类资产：高股息资产 实物资产和黄金应对全球滞胀 科技板块突破经济停滞 中国出海/产业升级/下沉消费领域优质企业 [2] - 政策组合拳聚焦电力市场化改革 明确绿电直连与风光储一体项目输配电价机制 为储能需求侧打开新模式空间 [3] - 新型储能规模化建设专项行动方案等政策定稿 给储能装机增长划定底线目标 利好储能和风电订单持续性 [3] 细分行业机会 - 室内滑雪场作为新兴地产品类解决优质冰雪资源匮乏与滑雪需求增长的矛盾 推动滑雪运动普及 [4] - 头部室内雪场运营商及产业链企业存在发展空间与投资机会 [4]

行业政策 - 国家能源局发布储能政策 2025至2027年新增100吉瓦储能装机容量 相当于300吉瓦时 [1] - 政策预计3年内带动2500亿元人民币投资规模 [1] 企业影响 - 部分内地电池企业将受惠于政策利好 [1] - 宁德时代作为全球电动车与储能电池制造龙头 预期2024年盈利增速加快至按年增长37% [1] 投资评级 - 里昂予宁德时代H股目标价535港元及"跑赢大市"评级 [1] - 予A股目标价390元人民币及"高度确信跑赢大市"评级 [1]

储能行业政策与市场动态 - 2025年上半年新型储能装机受"136号文"影响波动较大 新能源"抢装"导致并网高潮前移至5月31日节点前 [2] - 全国储能政策体系加速完善 重点推进现货市场与辅助服务市场建设 同时通过产业支持与模式创新注入发展动能 [2] - 截至2025年6月全国累计发布2740余项储能政策 上半年新增323项政策 [2] 政策分析与行业活动 - 储能联盟将开展"2025年储能政策半年观察"宣讲 聚焦宏观政策导向 市场进展 区域经济性分析及趋势研判 [4] - 第97期CNESA储能百家讲堂定于2025年8月8日举办 主讲人李臻将解读上半年323项储能政策 [5][7] - 该讲堂自2020年设立以来已举办96期 覆盖技术 商业模式 政策等热点话题 参与主体包括政府 企业及科研机构 [7] 行业热点关联信息 - 近期行业焦点包括省级容量电价机制出台 储能强制性国标实施 以及2025上半年储能出海数据发布 [9]