报告行业投资评级 - 增持（维持）[4] 报告核心观点 - 多省健全储能机制，通过“电能量市场（现货+中长期）+辅助服务收益+容量补偿”三驾马车构建储能新的稳定盈利模式，推动行业从“政策依赖型”向“市场竞争型”转变[1][3][7][9] - 用户侧储能计划装机800万千瓦（8GW），成为重要增长极，覆盖化工、钢铁、制造、数据中心等行业，可享受峰谷电价与辅助服务双重收益[3] - 河南、吉林、陕西等省份近期密集出台政策，细化独立储能参与电力市场的规则，明确收益框架、参与限制与激励机制，为储能投资提供稳定的可靠性价值回报[3][7][8][9] - 河南省提出到2030年力争新型储能装机规模达到23GW，带动项目直接投资400亿元，其中用户侧储能装机目标为8GW[7] - 河南省政策通过免除充电电量的输配电价和政府性基金及附加（约降低0.15元/千瓦时的度电成本）、建立健全容量电价机制、对全钒液流电池等长时储能技术给予优先支持等措施，全面激活储能市场[7] - 电力板块本周表现强劲，中信电力及公用事业指数上涨2.01%，跑赢沪深300指数3.42个百分点，在30个中信一级板块中涨幅排名第4[1][63][65] 分目录总结 储能机制与政策动态 - **吉林省**：构建独立储能“电能量（现货+中长期交易）+调频辅助服务+容量补偿（市场）”的收益框架，参与调频的储能不可同时参与现货市场，调频里程报价上限为15元/兆瓦[3][16] - **河南省**：明确2030年储能发展目标（总装机23GW，用户侧8GW），并出台具体措施包括缩短建设周期（6个月内开工，15个月内投运）、免除充电输配费用、健全容量电价机制、倾斜支持长时储能技术（如循环>20000次、时长>4小时的全钒液流电池）、以及用新能源指标激励投资（如每亿元投资给予5万千瓦新能源指标）[7][17] - **陕西省**：探索独立储能灵活参与机制，试点按容量比例同时参与电能量现货市场和调频辅助服务市场，以实现双重收益，现货市场申报与出清价格上限均为1000元/兆瓦时[8][18] 电力子行业近期动态 - **火电**：环渤海动力煤（Q5500）市场价上涨至762元/吨[19] - **水电**：3月27日三峡入库流量同比下降6.34%，出库流量同比下降23.94%[39] - **绿电**：硅料价格下降，截至3月25日价格为40.5元/KG；主流硅片价格下降至1.16元/片，长期看有利于提升光伏项目收益率[52] - **碳市场**：本周（3.23-3.27）全国碳市场交易价格较上周下跌0.32%，收盘价为79.9元/吨；周成交量83.37万吨，周成交额0.63亿元；累计成交量8.84亿吨，累计成交额591.31亿元[58] 市场行情回顾 - **指数表现**：本周（3.23-3.27）上证指数下跌1.09%报3913.72点，沪深300指数下跌1.41%报4502.57点，而中信电力及公用事业指数逆市上涨2.01%报3433.85点[1][63][65] - **个股表现**：板块内涨幅前五为华电辽能（+43.61%）、新能泰山（+40.20%）、宁波能源（+39.73%）、晋控电力（+36.10%）、广西能源（+35.25%）；跌幅前五为协鑫能科（-14.62%）、金开新能（-5.88%）、韶能股份（-4.18%）、兆新股份（-3.12%）、华电国际（-2.49%）[68] 行业资讯与数据 - **装机容量**：截至2026年2月底，全国累计发电装机容量39.5亿千瓦，同比增长15.9%，其中太阳能发电装机12.3亿千瓦（同比+33.2%），风电装机6.5亿千瓦（同比+22.8%）[73] - **电力交易**：2026年1-2月，全国电力市场累计交易电量11925亿千瓦时，同比增长25.5%，其中绿电交易电量484亿千瓦时，同比增长7.6%[74] - **技术创新**：我国首个新型储能人工智能数据分析平台在广州投用，接入8座储能电站数据，能进行“毫秒级”精准诊断[72] 投资建议与关注标的 - **投资建议**：随着河南、吉林、陕西等省明确储能市场化机制，预计后续其他地区政策将陆续落地，储能盈利模式趋于稳定[9] - **关注方向与标的**： - **算电协同**：涪陵电力、金开新能、甘肃能源[9] - **火电（调节价值与红利）**：华能国际、华电国际、国电电力、大唐发电、内蒙华电、陕西能源[9] - **火电灵活性改造**：青达环保、华光环能[9] - **优质风光资产（绿电）**：新天绿色能源、龙源电力、中闽能源[9] - **水电与核电（防御性）**：长江电力、川投能源、中国核电、中国广核[9] - **燃气板块**：新奥能源、昆仑能源、华润燃气[9] - **重点公司盈利预测**：报告列出了包括浙能电力、皖能电力、国电电力、华能国际、新集能源、青达环保、新天绿能、华光环能在内的多家公司2024-2027年的EPS及PE预测[10]

河南省新型储能发展政策核心观点 - 河南省发布《推动河南省新型储能高质量发展的若干措施》，设定了明确的产业发展目标，并出台了一系列涵盖项目建设、市场机制、技术标准、要素保障等方面的具体支持措施，旨在推动新型储能规模化、高质量发展，为能源绿色转型提供支撑 [2][22] 发展目标 - 到2030年，力争全省新型储能装机规模达到**2300万千瓦（23GW）**，其中用户侧储能装机达到**800万千瓦（8GW）**，预计带动项目直接投资**400亿元** [2][22] 项目建设与管理 - **加快独立储能项目建设**：要求项目在取得接入系统批复后**6个月内开工**，**15个月内建成投运**，逾期需重新办理手续 [3][22] - **强化项目进度监管**：同一投资主体有**三个及以上**项目逾期未开工，将纳入信用记录并实施失信惩戒；同一地市有**50%以上**纳规容量项目逾期未开工，将从严控制该地市储能项目规划指标 [4][22] - **推动新能源配建储能转型**：支持已投运且未申请过财政奖励的新能源配建储能项目转为独立储能电站，电网企业简化流程，按“能转尽转”原则办理 [6][22][23] - **新建项目模式引导**：未开工建设的新能源配建储能项目，原则上采取租赁储能模式或直接按独立储能模式建设 [6][24] 市场机制与盈利模式 - **支持容量租赁**：鼓励新能源企业自愿租赁储能设施，并确保独立储能容量可在**全省范围**内调配使用，不受区域限制 [5][6][24] - **完善电价政策**：独立储能电站的充电电价、上网电价按**河南省电力现货市场价格**结算；向电网送电时，其相应充电电量**不承担输配电价和政府性基金及附加**；向增量配电网送电的小型抽蓄、新型储能电站，其充电电量也**不收取**相关费用 [6][7][24] - **健全市场交易机制**：完善新型储能参与**电力中长期**及**电力现货市场**的机制，建立健全参与**电力辅助服务市场**的机制，支持获取调频、黑启动、爬坡、备用等收益 [7][26] - **建立容量电价机制**：综合考虑项目额定功率、放电时长等确定有效容量，健全新型储能等调节资源的容量电价机制，对电力系统可靠容量给予合理补偿 [7][26] 技术发展与创新支持 - **支持先进技术项目**：对能量密度大于**180瓦时/千克**、循环次数大于**10000次**、系统循环效率大于**89%** 的锂电池储能项目，以及充放电深度**100%**、循环次数大于**20000次**、时长大于**4小时**的全钒液流储能项目，在纳规、审批、并网、中央预算内资金等方面给予**优先支持** [11][29] - **鼓励技术攻关**：依托省科技重点研发专项，支持固态电池、大容量锂离子电池、钠离子电池等技术，以及构网型储能、分布式储能聚合等涉网控制技术攻关 [28] - **推动全钒液流电池发展**：加快电堆、双极板、离子交换膜等关键技术攻关，促进核心技术消化再创新 [28] 多元化应用场景拓展 - **支持煤电储能融合发展**：推动煤电机组与电化学、压缩空气、飞轮、热储能等联合运行，提升调节能力；相关设施用电按厂用电管理，但不计入厂用电统计 [8][9][26] - **支持用户侧储能发展**：鼓励化工、钢铁、制造、数据中心、冶金等行业建设**源网荷储一体化**项目，配置**长时储能**，降低用电成本，并鼓励其参与公用电网削峰填谷 [8][9][26] - **支持构网型储能建设**：鼓励企业建设构网型储能，提高系统效率，促进新能源与储能集成发展 [10][11][29] 要素保障与产业支持 - **优化并网服务**：电网企业受理接入申请后，需在规定时限内出具书面答复意见，其中**110(66)~220(330)千伏**项目为**30个工作日内**，**35千伏及以下**项目为**20个工作日内** [15][30][32] - **强化资源激励**：对在豫建成新型储能领域**国家级产业技术平台**的，按每亿元投资给予**5万千瓦**新能源资源配置激励；对获得**国家重大科技或示范项目**的，按每亿元投资给予**2万千瓦**激励 [17][32] - **完善融资与成本控制**：完善电解液租赁和融资渠道，鼓励企业以**租赁形式使用电解液**，以降低全钒液流储能的初始投入成本 [12][13][30] - **加强人才培养与引进**：鼓励高校设立新型储能专业，建立招生、培养、就业联动机制，并引进行业领军人才及团队 [32] 标准制定与安全规范 - **制定地方技术标准**：将研究制定**构网型储能、离网型储能、全钒液流电池**等新型储能技术的地方标准 [18][19][25] - **加强消防安全管理**：加快出台地方储能设施消防安全规定、日常运行消防安全管理规定和操作规程，提高设备性能及安全准入条件 [19][25]

涉及的行业或公司 * 公司为上市公司“同利日升”，正申请变更为“同力天启”，业务正从传统电梯部件制造向新能源领域转型，形成双主业格局[1][3][13][14] * 新能源业务板块由子公司“天脊鸿源”（亦称“天启鸿源”、“天津鸿源”）运营，专注于储能、风电、光伏等电站开发建设[1][2][8][11] * 行业涉及储能、风电、光伏等新能源电站开发、电力交易市场、数据中心绿电直连（算力中心）[4][6][17][18][22] 核心观点和论据 **1 公司经营业绩与业务结构变化** * 前三季度营业收入同比略微下滑，主要因新能源业务会计结算方法由总额法改为净额法，以及去年三季度为交付高峰[2] * 利润总额同比基本持平，归属于上市公司股东扣非净利润同比下滑8.95%[2] * 利润下滑主因传统业务毛利大幅下滑，去年同期净利润约1亿元，今年同期仅4000多万元[2] * 新能源业务板块保持高增长，子公司天脊鸿源去年全年净利润2.67亿元，今年前三季度累计已达2.96亿元，接近去年全年水平[2][8] * 公司正申请变更董事会构成、公司名称及证券简称，标志着新能源业务贡献占比越来越高，双主业发展平稳[3][13][14] **2 在手项目推进与未来业绩可见性** * 原有风电项目（天津100MW、承德300MW）已并网，平台公司少数股东权益处置完毕，贡献今年前三季度主要新能源业绩[6] * 承德920兆瓦时电网侧大型储能项目政策明确，除容量租赁外，未来还有容量补偿和市场化交易收入，公司决定长期持有，预计持有收益将增长[6][15][29] * 承德500兆瓦项目已开工，预计明年年底首并（首次并网），考虑与当地算力中心大客户负荷绑定售电[6] * 广东肇庆怀集600兆瓦时独立储能（以调频为主）和贵州绥阳600兆瓦时独立储能项目将根据收益择机启动[6][9][30] * 天津地区有重大进展，包括11月15日将投产的系统集成工厂（产能数倍于江苏基地），以及1吉瓦时的大型储能项目和大型风电项目在推进中[8][11][29] * 海外项目取得进展，埃塞俄比亚项目已签700万美元合同，澳大利亚有1.8吉瓦和1.2吉瓦项目在谈框架协议[13][30][36] **3 公司发展战略与核心竞争力** * 项目筛选严苛，核心原则是每个项目必须保证现金流为正、利润为正，不盲目追求出货量和规模扩张，避免高负债和赔本项目[9][11][16][32][33][41] * 与行业内许多公司为抢占市场份额而亏损做项目（提及有公司每做1吉瓦时储能赔1亿元）形成鲜明对比[23][33] * 技术优势源于团队背景（如核电行业对电源稳定性的理解）和长期积累（如2012年开始做储能），注重系统可靠性和与电力交易、人工智能的结合[19][20][44][48][49] * 未来3-5年目标：利润规模进入行业前十，利润年增长率目标20%以上，不追求规模最大但要求技术领先[44][45] * 规划未来海外与国内利润贡献各占一半，海外项目利润率更高[38][46][47] **4 数据中心绿电直连（算链协同）的机遇与挑战** * 商业模式能为数据中心度电能耗降本，目标将电价从约0.5元/度降至0.4元/度以下，甚至0.3-0.4元/度之间[18] * 与甘肃移动等有战略合作，但庆阳项目进展受限于当地优质风光资源匮乏，导致收益模型难搭建，目前处于选源阶段[7][18][21] * 绿电直连大规模复制需具备先决条件：负荷中心附近有大规模优质风光资源、资源小时数能满足负荷要求、最终电价有竞争力，目前仅少数地区可行[21][25] * 技术关键和壁垒在于保证供电的稳定性和可靠性（如达到4个9的可靠性），而非简单的技术连接[19][20][25] **5 储能行业趋势与公司定位** * 随着算力中心、人工智能发展，电力需求大增，绿电替代传统能源趋势明确，配套高质量储能需求巨大[32][37] * 国家政策（如136号文）推动储能发展，但盈利模式依赖对当地电力市场（尤其是现货市场）的深刻理解和交易能力[22][47] * 公司聚焦于自身开发有明确盈利模式的项目，并注重与负荷绑定、参与现货交易来提升收益，而非简单投标[22][29][47] 其他重要内容 * 公司强调其财务状况健康，新能源业务现金流良好，未依赖资本市场融资或高负债来扩张[11][40][41] * 公司名称变更和董事会结构调整预示着未来新能源业务在上市公司内的地位和整合度将进一步提升，不排除未来天脊鸿源利润100%并入上市公司的可能[14][15] * 公司提及正在研发和部署新技术，如5兆瓦一个集装箱的浸没式冷却储能系统，已获壳牌关注[10]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 国内独立储能进入快速发展阶段，成为储能市场增长新动能，收入源于电力现货市场价差套利、辅助服务收益、容量电价补偿[4] - 容量电价补偿有放电度电补偿、按功率与时长补偿、容量租赁三种模式，代表省份独立储能IRR可达央国企项目要求[4] - 国内储能将维持高增速，因中标规模超预期、政策支持强化、电力市场化加速[4] - 预计2025年国内装机规模122GWh，同比+14%；2026年新增装机159GWh，同比+30%；2025年全球储能新增装机256GWh，同比+35%，2026年新增装机351GWh，同比+37%[4] - 受美国政策和国内补贴政策影响，上调2025年储能电芯备货系数至2.1，预计出货520GWh，同比增长56%；2026年备货系数下调，出货698GWh，同比增长34%[4] 根据相关目录分别进行总结 独立储能发展现状 - 独立储能是相对独立于电源侧和用户侧的储能设施，可用于电力调峰、调频、电网黑启动等，由电池组、BMS、EMS、PCS等组成[9] - 强制配储政策推动独立储能发展，136号文后新能源配储退出，独立储能成市场增长主要力量[11] - 锂离子电池在独立储能装机占比达95%，开发业主以央企和地方国企为主，山东、江苏等省份装机容量突破10GWh[16] 独立储能盈利模式与收益测算 - 独立储能可通过电力现货市场低价充电、高价放电实现套利，选址是关键因素[19] - 储能参与的辅助服务市场主要为调频市场，不同省份调频价格机制不同[22] - 国家推动完善新型储能容量电价机制，不同省份补偿标准不同[23][24] - 容量电价补偿有三种模式：内蒙古按放电度电补偿，不考虑辅助服务收益时IRR可达10%；多数省份按功率与时长补偿，甘肃IRR可达13.7%；云南采用容量租赁模式，IRR可达7.8%[25][27][29] 储能需求展望 - 国内1 - 8月储能新增装机容量规模同比增长41.5%，预计2025年装机规模122GWh，2026年新增装机159GWh，增长得益于中标规模增长、政策支持、电力市场化[33] - 全球储能内外需向好，预计2025年新增装机256GWh，同比+35%，2026年新增装机351GWh，同比+37%；上调2025年电芯出货预期至520GWh，同比增长56%，2026年出货698GWh，同比增长34%[39]

新能源行业政策与市场动态 - 国家发改委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》，目标2027年中国内地新型储能装机规模达到180GW以上，预计实际装机有望远超该下限 [1] - 政策鼓励新型储能全面参与电能量市场，加快价格机制建设，推动完善新型储能等调节资源容量电价机制 [1] - 2025年5月新能源抢装结束后国内储能需求保持强劲，8月中国内地储能市场完成25.8GW/69.4GWh招标，创历史新高 [1] - 未来电能量市场、辅助服务市场、容量电价/补偿将成为储能盈利来源，有利于提升储能收益率，预计在经济性推动下中国内地储能新增装机将快速增长 [1] 电池行业市场表现与产能扩张 - 2025年8月中国内地动力电池装车量62.5GWh，同比增长32.4%，环比增长11.9% [2] - 中国电池出口维持稳健，8月合计出口22.6GWh，同比增长23.9%，环比下降2.6%，出口占当月销量16.8% [2] - 2025年上半年全球储能市场电芯累计出货240.2GWh，同比增长106.1% [2] - 头部电池企业储能业务收入增速显著，中创新航/亿纬锂能1H25储能业务收入同比分别增长109.7%/32.5% [2] - 头部电池企业开启新一轮产能扩张，中创新航在常州、成都、厦门和葡萄牙启动项目建设，预计2026年迎来产能集中释放 [2] 电池行业股价表现与技术进展 - 2025年8月11日至9月11日，宁德时代/亿纬锂能/国轩高科/中创新航股价分别上涨22.4%/63.4%/61.7%/35.6%，触及目标价 [3] - 股价上涨主要驱动力来自储能订单的持续高景气，以及部分企业在固态电池领域的研发进展 [3] - 固态电池正逐步从实验室走向量产验证阶段，低空飞行、机器人和AI等新兴场景为固态电池打开新的市场空间，加速产业化落地 [3][5] 全球主要指数表现 - 恒生指数收盘26,388点，单日上涨1.23%，年初至今上涨28.12% [4] - 国企指数收盘9,365点，单日上涨1.13%，年初至今上涨28.46% [4] - 纳斯达克指数收盘22,141点，单日上涨0.44%，年初至今上涨14.66% [4] - 道琼斯指数收盘45,834点，单日下跌0.59%，年初至今上涨7.73% [4] - 标普500指数收盘6,584点，单日下跌0.05%，年初至今上涨11.95% [4] 大宗商品及外汇市场表现 - 布兰特原油收盘66.37美元/桶，三个月下跌4.32%，年初至今下跌11.01% [4] - 期金收盘3,649.40美元/盎司，三个月上涨7.94%，年初至今上涨38.80% [4] - 期银收盘42.26美元/盎司，三个月上涨16.80%，年初至今上涨46.20% [4] - 期铜收盘10,004.50美元/吨，三个月上涨2.31%，年初至今上涨14.92% [4] - 欧元兑美元汇率1.17，三个月上涨1.25%，年初至今上涨13.25% [4] 恒生指数成份股表现 - 腾讯控股(700 HK)收盘643.50港元，市值5.85万亿港元，单日上涨6.28%，年初至今上涨54.32% [8] - 阿里巴巴(9988 HK)收盘151.10港元，市值2.69万亿港元，单日上涨14.64%，年初至今上涨83.37% [9] - 汇丰控股(5 HK)收盘106.30港元，市值1.86万亿港元，单日上涨4.11%，年初至今上涨40.24% [8] - 中国移动(941 HK)收盘87.85港元，市值1.82万亿港元，单日上涨2.33%，年初至今上涨14.69% [8] - 建设银行(939 HK)收盘7.88港元，市值2.11万亿港元，单日上涨2.74%，年初至今上涨21.60% [8] 国企指数成份股表现 - 美团(3690 HK)收盘96.55港元，市值5,340.77亿港元，单日下跌6.26%，年初至今下跌36.35% [9] - 小米集团(1810 HK)收盘55.15港元，市值1.19万亿港元，单日上涨2.80%，年初至今上涨59.86% [9] - 京东(9618 HK)收盘131.70港元，市值3,560.15亿港元，单日上涨7.86%，年初至今下跌3.16% [9] - 农夫山泉(9633 HK)收盘52.30港元，市值2,633.13亿港元，单日上涨2.65%，年初至今上涨54.05% [9] - 网易(9999 HK)收盘236.40港元，市值7,515.51亿港元，单日上涨12.57%，年初至今上涨70.81% [9]

行业与公司 - 行业涉及储能行业 包括电芯、PCS、系统集成等环节[1][2][3] - 公司包括海博、亿纬锂能、阳光电源、宁德时代、比亚迪、中创新航、欣旺达、尚电器、上能电气、艾罗、德业等[1][2][3][12][13][15][16][17][21][22][23][24] 核心观点与论据 市场增长与需求 - 储能市场超预期增长源于市场化配储需求增加 政策强制配储取消后市场认识到储能价值[1][2] - 海博2025年上半年出货9GWh 下半年预计超20GWh 环比增速超一倍[1][2][7] - 亿纬锂能2025年下半年相比上半年增长近50% 处于满产满销状态[1][2][7] - 风光发电占比提升驱动储能需求 预计十年内风光占比达60%[3][5] - 预计2026年中国储能容量超200GWh[1][5] - 美国光伏装机40GW 每年需要40GWh储能[11] 政策支持 - 全国范围内储能容量电价支持政策即将出台[5] - 内蒙古、甘肃、河北等省份已出台容量电价补贴政策[1][9] - 甘肃容量电价补贴为每千瓦100到200元[9] - 内蒙古补贴每度电3毛5 储能全生命周期度电成本约3毛[9] - 内蒙古二贷收益率达18%甚至更高[1][9] - 内蒙古推行农业电价支持政策后已发放46GWh路条 中国2024年全年达100GWh[9] 盈利模式变化 - 139号文实施后风光上网电价变为市场化交易 集中出力时段电价降低 储能通过现货交易或分股定价差获利[6] - 国家给予火电脱硫脱硝容量补贴 也开始给予储能力度不小的容量补贴[6] - 储能开始盈利后市场追求品质和全生命周期度电成本 不再是劣币驱逐良币[10] - 储能赛道比动力电池潜力更大 中国纯电动汽车年耗电3000亿度占全国用电量3% 储能可能占30%[10] 价格趋势 - 储能系统及组件价格梯度宽 国内低端2毛6 高端5毛多 海外高端超6毛[1][12] - 2024年10月竞争最激烈时普遍降至3毛以下[1][12] - 2025年厂商满产并挑选客户提价 正值年度价格谈判期 预计会涨价[1][12] - 一线企业如宁德时代、比亚迪转型集成业务 注重利润较高的海外市场[1][12] - 二三线企业如中创新航、欣旺达普遍满产 定金供不应求[1][12] 公司业绩与预期 - 海博2025年第一季度出货3GWh 利润0.6-0.9亿元 第二季度出货6GWh 利润2.2亿元（扣除7000万元减持） 加回减持部分接近3亿元 预计第三季度利润约3.5亿元 对应出货10GWh以上 第四季度环比增长[1][13] - 海博明年目标70GWh 业绩或达30多亿元 后年运营100GWh 收入15亿元 利润10亿元[1][13][14] - 亿纬锂能2025年储能产量80GWh 2026年预计120GWh[15] - 2025年二季度单位盈利3分钱 因海博和华为采购比例增加导致盈利下滑 预计三季度恢复[15] - 若单位盈利保持3分钱 220GWh总产量带来约66亿元利润 加上消费业务10亿元利润 总计超70亿元[15] - 价格每上涨1分钱 带来20多亿元利润弹性[15] - 持有思迈尔32%股权 价值约400亿元[15] - 阳光电源储能业务边际拉动效果明显 二季度毛利率近30%[3][16] - 2025年净利润预计140亿元 2026年有望提升[3][16] - 全球大型储能项目需求旺盛 包括欧洲、中东、印度、北非等新兴市场[16] - 估值不到20倍 切入ADC领域后中长期成长空间广阔[16] - 尚电器2025年二季度环比增长30% 单季净利润1.13亿元 下半年量会大幅增加[17] - 2025年上半年国内PCS市场交付约4GW 一季度1多GW 二季度环比两倍以上增长接近3GW 全年预计出货10GW以上 下半年可能达6GW甚至更高 上下半年比例4:6[18][19] - 光伏行业2025年下半年发货优于上半年 例如沙龙公司上半年完成10GW 全年预期15GW 目前看可能会更多[20] - 上能电气2025年下半年预计逐季度向上 全年业绩估计超6亿元 市盈率约20倍 2026年国内市场进一步增长 欧洲、中东、北非和美国等市场陆续发货[21] - 户储公司如艾罗和德业工商储占比提升 同样台数带动的产值和盈利贡献权重增加[22][23] - 9月份排产相对平稳 得益于澳洲、印度、巴西等新兴市场需求良好[22] - 10月及11月有较大概率实现环比增长 费用杠杆效应显著 净利润弹性较大[23] 其他重要内容 - 储能在电力系统中调节供需平衡 光伏和风电发电时间集中而用电时间分散 导致供需不匹配[3][4] - 中国新增用电量约5%-6% 相当于五六千亿度电 风光新增装机已足以满足需求 但由于发电时间和用电时间不均衡 需要大量储能匹配[3][4] - 政策支持费用由全社会承担 不会增加地方财政负担[6] - 政策推动路条价格上涨[1][9] - 建议重点关注大储公司如上能电气和阳光电源 以及户储公司如艾罗和德业[24]