公司战略转型 - 南网能源发布2026年度战略执行计划，核心是推动业务从持有智慧绿电项目向多能协同与智慧运营转型 [1][7] - 公司明确五大核心执行方向，以应对行业政策与市场形势变化 [2][8] 核心业务布局优化 - 坚持“精益投资+高端服务”并重的转型方向，健全“投资+服务+产品”业务形式 [2][8] - 聚焦工业节能和建筑节能两大业务基本盘，不再新增投资综合资源利用业务 [2][8] - 在工业节能领域，深耕高效冷热供应与生产过程节能，拓展多能协同、零碳园区、交能融合、智能微网、虚拟电厂等业务 [1][2][7][8] - 明确不再新增持有光伏等智慧绿电项目，制定资产持有策略，推动向多能协同与智慧运营转型 [1][2][7][8] - 在建筑节能领域，提升全过程节能管控技术，加强重点区域、行业及集团客户的规模化市场开发与服务能力 [2][8] 市场与产品体系 - 优化市场开发机制，构建新型商机管理体系，巩固集团合作、政企协同、行业协会、产业链延伸等创新营销渠道 [3][8] - 深化产品体系建设，推进全生命周期管理，聚焦产业制高点进行技术创新和成果转化 [3][8] 科技创新与核心能力 - 将科技创新视为最重要核心竞争力，发挥业务场景优势推进综合能源技术和产品突破 [4][9] - 以科技创新为驱动、商业模式创新为核心、管理创新为保障，持续深化核心能力打造 [4][9] 运营与服务能力 - 着重提升项目运营管理能力，通过迭代优化组织模式和数字化转型提升资产质量与效能 [5][10] - 突出客户视角，以产品质量和服务态度增强客户粘性，强化客户关系管理与生产经营的融合 [5][10] 市值管理与资本运作 - 将市值管理提升至公司战略层面，旨在增进市场认同、提升投资价值并增强投资者回报 [6][11] - 依法合规信息披露，强化投资者关系管理，注重产业与资本良性互动 [6][11] - 积极开展并购整合，加快推动再融资，研究通过资产证券化工具提升资产价值并拓展业务空间 [6][11]

新型电力系统核心特征与挑战 - 新型电力系统的核心标志性指标是新能源高比例接入 [2][6] - 新能源高比例接入将带来电力平衡、稳定、安全等一系列挑战 [2][6] - 应对挑战需依托灵活调节资源如储能的高速发展 [2][6] - 需构建适应高电力电子化比例的安全稳定体系 [2][6] 电力市场的价格信号与作用 - 未来5-10年，电力市场需发挥引领作用，提供双重价格信号 [2][6] - 长期价格信号用于引导新能源、储能等资源的投资方向，使其向有价差、有需求的区域集中 [2][6] - 短期价格信号用于影响生产生活方式，例如利用部分省份一年近3000小时的零电价或低电价时段引导用户错峰用电 [2][6] - 短期价格信号的目标是优化用能效率 [2][6] 电力商品的特殊属性 - 电力商品无法等同于一般商品，核心源于其物理属性和社会责任属性 [2][6] - 物理属性指电力需实时平衡，受电力系统物理约束，安全稳定是首要前提 [2][6] - 社会责任属性源于中国发电与电网资源归国家所有，安全保供、民生保障是第一原则 [2][6] - 中国模式与国外电力市场“私有化、重盈利、轻责任”的模式有本质区别 [2][6] 行政定价与市场机制的关系 - “行政定价”应理解为对社会责任的保障，由政府或公共机构按成本核定价格以确保基础供电 [3][7] - 在满足安全保供的前提下，针对供大于求的时段可通过市场机制优化效率 [3][7] - 形成“社会责任为先、市场效率为辅”的辨证关系 [3][7] 储能行业发展现状与前景 - 储能行业具有发展潜力 [3][7] - 当前中国储能主要依赖现货市场价差获取收入 [3][7] - 欧美市场中灵活性资源的收入来源更为多元 [3][7] - 国家正制定将储能与煤电、抽蓄一视同仁的容量价格机制，将为储能发展提供基础保障 [3][7] 新能源入市对电价及市场的影响 - “136号文”出台后，新能源将全面进入市场 [3][7] - 电能量市场的价格预期将回归到更合理的水平或普遍预期价格会有所走低 [3][7] - 腾出的电价空间可用于激励辅助服务市场建设，为储能发挥更多作用创造条件 [3][7] 电化学储能的技术短板与创新 - 与传统火电灵活性改造、抽蓄等同步机调节资源相比，电化学储能缺乏转子惯量 [3][7] - 构网型储能技术已开始推广，通过模拟同步机功能弥补这一短板 [3][7] - 未来若构网型储能在技术与性价比上形成竞争力，将实现对传统调节资源的有效替代 [3][7]

行业核心共识与展望 - 光伏行业正从拼成本转向拼价值，从规模扩张转向高质量发展，这是多家头部企业的核心共识 [1] - 展望2026年，行业将以价值创造为核心，朝着更成熟、更稳健的方向迈进 [1] “136号文”政策影响与行业转型 - “136号文”推动新能源从“保量保价”向“市场主导”转型，光伏风电通过市场化交易形成上网电价 [2] - 政策使新能源投资逻辑从固定电价收益率计算，转变为对电力市场波动、消纳比例和综合能源管理能力的复杂评估 [2] - 政策推动光伏电站商业模式从依赖补贴转向比拼度电成本与发电收益，投资评估更注重可靠性和全生命周期收益 [3] - 市场化改革将凸显光伏的清洁能源竞争力，并预计将拉大电力峰谷价差，促进光伏配储需求 [5] 储能业务成为第二增长曲线 - 2025年储能业务爆发式增长，为光伏行业开辟了第二增长曲线，光储融合是新的增长赛道 [6] - 阿特斯凭借储能业务实现业绩突破，第三季度扣非净利润达2.84亿元 [6] - 晶科能源2025年储能发货目标为6GWh，2026年目标预计倍增，储能业务有望成为公司第二增长曲线 [6] 价格触底反弹与盈利改善 - 2025年是“反内卷”初见成效、光伏价格触底反弹的一年，行业已从全面亏损转向结构性盈利 [7] - 自7月初价格低点以来，多晶硅致密料、硅片、电池片、组件价格均有不同幅度的上涨 [7] - 企业业绩印证趋势：大全能源第三季度净利润7347.90万元，结束连续五个季度亏损；协鑫科技光伏材料业务第三季度录得利润约9.6亿元；隆基绿能前三季度归母净利润同比减亏47.52%；晶科能源第三季度环比减亏5.08亿元 [7] - 行业产能出清进入深水区，跨界及小型厂商退出事件屡见不鲜，竞争逻辑已从成本比拼转向价值创造 [8] 未来发展趋势与关键变量 - 技术创新是行业发展永恒主题，龙头企业有望在2025年四季度至2026年一季度迎来明确拐点 [9][10] - 影响2026年行业走向最关键的变量是行业自律能否落实，包括自律减产、以销定产、不低价抢单 [9] - 2026年是电力全面市场化交易关键之年，行业将顺应新市场机制摸索发展模式 [10] - 2026年下半年行业有望走出阴霾重新转暖，具备效率功率优势的企业将率先穿越周期实现结构性增长 [10]

国内风电市场前景 - “十五五”期间国内风电年新增装机容量目标不低于120GW，其中海上风电年新增不低于15GW，并设定2030年累计装机1300GW、2035年2000GW的明确目标 [8][22] - 2024年国内风电新增装机86.99GW，同比增长9.6%，其中陆上风电装机81.37GW，同比增长12.7%，海上风电新增装机5.62GW，同比下降21.7% [22] - 2021-2024年累计国内风电新增装机272.1GW，较“十三五”期间的145.5GW大幅提升 [8][22] - 2025年前三季度国内风电招标量为102.1GW，其中海上风电招标量为5.0GW，招标量高企奠定行业高景气度 [22] 行业竞争格局与盈利能力 - 2023-2024年行业经历价格战，2024年4月风机含塔筒报价低至1219元/kW，风机价格跌破900元/kW，引发质量事故，2023年全国风电重大事故较2021年增长37% [30] - 2024年10月12家整机企业签订行业自律公约，11月40余家开发企业与整机企业达成共识优化招投标规则，杜绝最低价中标 [30] - 2025年1-8月陆上风机含塔筒价格均价为2035元/kW，较2024年全年均价提升13%，价格自2024年第四季度起止跌回升 [9][31] 海上风电发展潜力 - 沿海各省市“十四五”海上风电规划目标超50GW，但2021-2024年累计装机仅31.5GW，2025年需新增至少20GW才能完成目标，待填补规划缺口较大 [33] - 2021-2025年9月行业累计招标量为43.8GW，但2022-2024年海上风电合计新增装机量仅为18.0GW，大量已招标项目未进入安装阶段，项目储备丰富 [33] - 江苏省新一轮海上风电竞配规模为8.05GW，较上一轮2.65GW显著提升，首个项目已于2025年10月获得核准 [38] - 广东省2025年重点海上风电项目合计7.15GW，多个项目进入建设关键阶段，前期预备项目达7.15GW，储备丰富 [40] 海外市场需求与出海进展 - 全球风能协会预测2025-2030年全球除中国外陆上风电合计新增装机367GW，复合年增长率为12.4%，海上风电复合年增长率为15.8% [4][47] - 2025年前三季度国内7家整机商合计中标海外订单19.28GW，同比增长187.8%，再创新高，海外订单单价更高、盈利能力更好 [4][56] - 2024年中国风机累计出口容量达20.8GW，陆上风电占比高达97%，主要出口至亚洲（除中国）、非洲和南美，合计占比74.8% [52] - 国内风机企业在海外具有价格优势，出口至亚太（除中国大陆外）和欧洲的平均价格分别较国内高29%和45%，但仍比西方风机价格低约20% [54] 风电技术优势与政策支持 - 2024年全国风电平均利用小时数为2127小时，显著高于光伏的1211小时，单位装机容量发电效率优势明显 [15] - 风电出力曲线与负荷需求更为匹配，夜间风力高峰恰逢晚间用电负荷峰值，冬季大风期与供暖用电高峰重叠 [15] - 2025年2月国家出台政策推动新能源上网电量全面进入电力市场，截至2025年10月，28地已出台省级衔接细则 [17] - 在电力现货市场中，风电年均价整体高于光伏，例如在山东，风电机制电价为0.319元/kWh，光伏为0.225元/kWh [17][18] 欧洲海上风电市场机遇 - 2024年欧洲海上风电核准量为19.9GW，同比增长46.3%，创历史新高，其中德国、英国、荷兰分别核准8.3GW、5.3GW、4.0GW [61] - 欧洲风能协会预计2025-2030年欧洲海上风电累计新增装机47.6GW，主要集中于英国（20GW）、德国（9GW）、波兰（6GW）等 [61] - 大金重工是欧洲市场排名第一的海上风电基础装备供应商，2025年上半年市场份额达29.1%，累计向欧洲市场供应单桩数量突破200套 [66] - 2025年以来大金重工已公告4个欧洲超大型单桩订单，海外海工订单累计金额超100亿元，并突破重型风电甲板运输船订单 [67][68]

核心观点 - 新能源全面入市导致行业原有项目盈利评估方法失效，新的方法尚未建立，行业投资理念需转向“比同行跑得快” [1] - 国家政策推动新能源发电量原则上全面进入电力市场，形成价格，并以2025年5月31日为节点实行“新老划断”和“机制电价”制度 [1] - 新能源电站收益结构变化，市场化电量与机制电量均存在波动，项目投资风险增加 [2] - 行业需通过控制发电成本、重构营销链条、强化投资预测（尤其是利用AI）来应对市场变化 [2][3] - 新能源全面入市反映了装机快速增长与电网消纳能力不足的矛盾，市场电价机制能更充分体现新能源电力的发电价值，也可能暴露部分区域或类型的产能过剩 [3] 政策与市场机制变革 - 国家发改委、能源局印发“136号文”，明确要求新能源发电量原则上全面进入市场，由电力市场形成价格 [1] - 政策实行“新老划断”：以2025年5月31日为节点，此前投产电站执行保障性收购，此后投产电站执行“机制电价” [1] - “机制电价”通过竞价形成，作为市场价格波动时对电站进行补贴或收费的标准 [1] - “机制电价”与常见电力交易有三点不同：衔接计划投资与市场交易、是新能源电站间的竞争、保障全省同类型电站平均收益而非单个电站收益 [2] - 新能源电站收益现由两部分构成：随行就市的市场化电量收益和“机制电价”制度下的机制电量收益，两者均具波动性 [2] 行业挑战与风险 - 新能源电量大规模接入给电网带来较大压力，部分地区的电网运行频率持续恶化 [3] - 新能源全面入市后，项目投资风险性随之增加 [2] - 市场电价由竞争形成，若电站在市场交易中无法盈利，可能意味着某些省份、部分类型的新能源已经出现过剩 [3] 企业应对策略与投资建议 - 行业投资理念应从传统评估转向“比同行跑得快” [1] - 新能源电站应尽量将自身发电成本控制在市场较低水平，以有效应对市场变化 [2] - 新能源企业在后续开发中应着重重构营销链条，整合规划、供应、需求等环节资源，同时强化投资预测能力 [2] - 当前新能源电站的投资预测主要依赖AI系统，AI能整合电力市场交易与天气预测数据，帮助实现竞争目标 [2] - AI在电力交易行业早有应用，随着今明两年全国电力市场陆续进入现货运行阶段，其需求将进一步增加 [3] - AI应用的壁垒不在于模型本身，而在于能否将技术与企业的生产过程紧密结合 [3] - 对于试图通过售电业务保障收益率的电站，售电公司应注重与客户合作，通过协助调整生产排期、优化负荷曲线创造价值，而非依靠信息不对称盈利 [3] 行业参与者与现状 - 协合运维为国内新能源电站运维企业，拥有超过18年运维经验，目前运维容量已超过40GW [1] - 业内普遍认为AI具备整合电力市场交易与天气预测数据的能力 [2] - 电力交易量十分庞大，但具备资质的电力交易员较少 [3]

新能源板块市场表现 - 中证新能源指数上涨0.6% [1] - 国证新能源电池指数上涨0.5% [1][4] - 中证光伏产业指数上涨0.4% [1][6] - 中证上海环交所碳中和指数上涨0.2% [1] - 储能电池ETF（159566）半日获500万份净申购 [1] 新能源指数估值指标 - 国证新能源电池指数滚动市盈率为31.4倍，自发布以来估值上升83.8% [4] - 中证光伏产业指数市净率为2.5倍，自发布以来估值上升48.9% [6] 储能行业驱动因素 - 储能全球共振产业趋势不变 [1] - 国内储能经济性迎来拐点，核心驱动在于新能源全面入市推动峰谷电价差拉大 [1] - 容量电价政策出台推动储能内部收益率提升 [1]

市场表现 - 科技与新能源题材股止跌回暖，电池板块涨幅居前 [1] - 国证新能源电池指数收盘上涨1.9% [1] - 中证新能源指数与中证上海环交所碳中和指数均上涨0.4% [1] - 中证光伏产业指数上涨0.3% [1] 行业趋势与驱动因素 - 储能全球共振产业趋势维持不变 [1] - 国内储能经济性迎来拐点 [1] - 核心驱动因素为新能源全面入市推动峰谷电价差拉大 [1] - 容量电价政策出台推动储能内部收益率提升 [1]

核心观点 - 公司2025年上半年新增核准/备案项目容量400.56万千瓦，其中陆上风电180.56万千瓦、海上风电30万千瓦、光伏190万千瓦，重点开发经济性优、抗风险能力强的优质新能源电站 [2] - 公司围绕"陆上大基地、海上风电引领者"战略主线推进业务布局，稳步推进内蒙古库布齐和新疆塔克拉玛干两个千万千瓦级沙戈荒外送基地建设，其中内蒙古基地200万千瓦光伏已于2024年底并网 [3][5] - 公司海上风电累计装机容量714.68万千瓦，市场份额约16.17%，形成"投产一批、建设一批、核准一批、储备一批"的滚动开发格局 [6] - 2025年上半年营业收入同比下降2.19%，归母净利润同比下降5.48%，主要因发电小时数下降（风电减少97小时、光伏减少96小时）、平价项目占比上升导致电价结构化下降，以及折旧运营成本增加 [6] - 应收可再生能源电价附加余额502.89亿元，1-8月回收额超去年全年，坏账计提比例5.13% [7] - 在建装机规模1381.78万千瓦，其中风电光伏1001.78万千瓦（陆风27%、海风26%、光伏47%），2025年计划并网500万千瓦（风电光伏各半） [10] 项目开发与规划 - 新增核准/备案容量400.56万千瓦，陆风180.56万千瓦、海风30万千瓦、光伏190万千瓦 [2] - "十五五"期间聚焦陆上大基地和海上风电引领者战略，推进陆上大型基地和海上集群化开发 [3] - 内蒙古库布齐基地200万千瓦光伏已于2024年底并网，剩余部分完成主要标段招标；新疆若羌基地实证一期完成招标 [5] - 海上风电累计装机714.68万千瓦，市占率16.17%，形成规模化滚动开发格局 [6] - 在建装机1381.78万千瓦（风电光伏1001.78万千瓦，含陆风27%/海风26%/光伏47%），2025年目标并网500万千瓦（风光各半） [10] 经营与财务表现 - 营业收入同比下降2.19%，归母净利润同比下降5.48% [6] - 发电小时数下降：风电减少97小时至1146小时（仍超全国均值59小时），光伏减少96小时至597小时（仍超全国均值37小时） [6][11] - 电价下降主因平价项目占比上升及市场化交易竞争加剧 [6][12] - 应收可再生能源补贴502.89亿元，1-8月回收额超去年全年，坏账计提比例5.13% [7] 市场与政策应对 - 新能源全面入市对存量项目影响有限，增量项目电价不确定性增加 [4] - 制定十类43条全生命周期应对措施，以"优选、优建、优运、优控、优售"建设优质项目 [4] - 8月山东启动首次竞价，公司按"一站一策"参与 [5] - 内蒙古、新疆等8省已发布省级方案，广东、山西等6省发布征求意见稿 [5] 技术创新与产业布局 - 新增授权专利200余项，完成1项专利密集型产品备案 [14] - "多塔一机塔式光热电站聚光集热系统"入选能源领域首台（套）重大技术装备名单 [14] - 16MW海上风电机组技术、钙钛矿太阳能电池技术入选国家重点推广低碳技术目录 [14] - 已建在建新型储能超300万千瓦，涵盖独立储能与新能源配套储能 [12] - 设备价格预计在规范化竞争中基于质量、技术路线差异化合理波动 [14] 运营管理措施 - 开展提质增效专项行动，管理团队分区包片治理30个省区项目 [8] - 通过优化设备运行、精准检修提升发电效率；深化长周期电力交易和跨省消纳 [8][9] - 推行片区化运维降低成本，压控非生产性支出，抓住融资窗口期降低融资成本 [9] - REITs项目以大连庄河300MW海上风电场为底层资产，正处于监管部门审核阶段 [9][10]

文章核心观点 - 新型储能行业正从依赖政策强制配储转向市场化竞争阶段，面临短期震荡但长期向好的发展态势 [4] - 新能源全面入市为新型储能带来新机遇，但行业同时面临盈利模式不清晰、跨省交易受限及技术经济性等挑战 [7][8][9] - 解决当前困境需依靠市场机制顶层设计和技术创新双轮驱动，以释放储能调节潜力并提升商业化能力 [10][11][12] 储能市场装机规模变化 - 2025年第一季度国内新增投运新型储能项目装机规模5.03吉瓦、11.79吉瓦时，同比下跌1.5%和5.5% [5] - 2025年上半年全国新型储能装机规模达94.91吉瓦/222吉瓦时，较2024年底增长约29% [6] - 第二季度在光伏抢装带动下储能装机增长，但企业投资节奏趋于谨慎，重新测算现货价差等多维收益模型 [6] 政策落地与区域差异 - 云南、湖北、山东、内蒙古、新疆等地已正式下发136号文省级落地文件，广东、山西等地仍在征求意见，超半数省份细则未定 [6] - 甘肃省煤电机组及电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，期限2年 [6] - 内蒙古给出度电0.35元、补偿10年的容量电价承诺，山东探索容量补偿+市场交易机制并建立独立储能电力现货市场 [6] 新能源入市对储能的影响 - 136号文取消新能源强制配储要求，现货市场价格上下限价差扩大，为储能等调节资源创造更广泛市场需求空间 [7] - 储能位置越靠近阻塞节点、规模越大且电压等级越高，调用次数和收益越多，可参与现货、调频等多类型市场交易 [7] - 新能源大发期（如春节）部分区域抽蓄、储能连续多日无放电窗口，未来春秋季此现象可能常态化 [9] 行业面临的核心挑战 - 新型储能存在安全运行隐患，规模化化学储能设备事故频发，长时运行参数外特性尚未彻底解决 [8] - 技术路线不明确，与电力系统适配度较好的新型储能仍处于研发、试验或半商用阶段 [8] - 电力市场限价区间较窄，中长期市场价格仅允许在基准电价上下浮动20%，现货市场限价区间也较窄，抑制调节资源潜力释放 [8] - 新型储能以省内一充一放为主，未纳入区域及省间市场体系，跨省交易缺乏机制支撑 [9] - 截至2025年6月底全国新能源汽车保有量达3689万辆，集中充电对配电网承载力和系统调节能力构成挑战 [9] 破局路径与建议 - 制造领域需降低度电成本、提高转化效能、加快产品迭代，电力领域应强化项目前期规划与收益能力分析 [11] - 建议完善中长期市场交易机制，构建综合能源运营体系，并推动氢能、压缩空气等长周期大容量储能技术研发 [11][12] - 应逐步放开市场限价设置，拉大最高最低限价区间，支持虚拟电厂、源网荷储一体化等新型主体参与市场 [12]

投资评级 - 维持"买入"评级 当前股价对应2025-2027年PE分别为9/8/7倍 [5][7] 核心观点 - 上半年业绩符合预期 营收156.57亿元同比下降17.36% 归母净利润35.19亿元同比下降12.46% 二季度归母净利润15.42亿元同比增长0.23% [7] - 营收下滑主因2024年下半年火电剥离 重述后实际增长3.1% 风电/光伏营收分别为138/17亿元 同比变动-1.6%/+66% [7] - 首次中期分红每股0.1元 分红比例24.77% 公司承诺2025-2027年分红比例不低于30% [7] - 控股装机4320万千瓦 风电/光伏装机分别为3140/1080万千瓦 同比增长11%/55% 发电量397亿千瓦时 风电/光伏发电量分别为335/61亿千瓦时 同比增长6%/71% [7] - 绿电交易41.4亿千瓦时同比增41.67% 绿证交易423.2万张同比增81.46% [7] 财务数据 - 2025年上半年风电不含税上网电价0.422元/千瓦时 同比下降1.6分 光伏0.273元/千瓦时同比下降0.5分 [7] - 预测2025-2027年归母净利润分别为59.82/65.94/71.31亿元 同比增长-5.73%/10.23%/8.14% [6] - 预测2025-2027年营业收入分别为324.08/344.78/366.13亿元 同比增长-12.6%/6.4%/6.2% [6] - 当前总市值570.98亿港元 资产负债率67.27% [3] 行业与战略 - 国家发改委136号文推进新能源全面入市 预计为绿电最后政策利空 促进行业理性发展 [7] - 控股股东国能集团未上市新能源资产约40GW 未来资产注入值得期待 [7] - 应收账款494亿元较2024年底新增59亿元 [7]