文章核心观点 韩国新能源市场（尤其是海上风电）提供了明确的目标、高电价和可合同化的收益框架，但市场机会的兑现高度依赖于能否克服许可、并网和社会许可三大非线性的“硬约束” 市场筛选的是能够将不确定性转化为确定性交付能力的参与者，而非低价竞争者 本地化与联合体是成功进入市场的关键组织工具，用于管理合规、融资和议价风险 [1][2][4][19][24][25] 韩国新能源市场概况与投资逻辑 - 市场目标明确：到2030年，韩国计划将光伏装机推至约55.7GW，风电约20GW（其中海上风电约14GW），可再生能源发电占比约21.6% [1] - 收益框架清晰可合同化：发电收入由系统边际价（SMP）和可再生能源证书（REC）构成 2025年上半年光伏固定电价竞标加权平均价格（SMP+1REC口径）为154,655韩元/MWh，约合0.78元/度电 海上风电REC系数区间为1.0–3.5，等效度电价格上限可达约2.4元/度电 [3] - 高成本结构刚性：成本高昂源于许可不确定性、海工窗口与船机资源稀缺、陆网改造系统工程、长期社区协商以及严格的用工制度，而非简单的施工溢价 [4] - 市场本质是“为确定性付费”：韩国市场愿意且能够支付溢价，但溢价只给予那些能将不确定性（尤其是许可、并网、社会许可）转化为可管理、可验证交付结果的参与者 [4][19] 市场进入的主要挑战（三大确定性） - **许可确定性是首要门槛**：项目节奏由跨部门许可链主导，而非施工链 涉及海域秩序、安全审查、环评、渔业协商等多部门强依赖，历史上存在从申报到核准长达8到10年的案例 2025年下半年海上风电固定电价竞标轮次推迟，当期仅剩约230MW陆上风电招标，是许可非线性跳变的典型信号 [2][7][9] - **并网确定性决定现金流**：并网约束不仅是接入容量，更关键的是接入点明确性、送出增容工程时间表以及调度限发规则 韩国电网存在资源（西南部）与负荷（首都圈、东南部）逆向分布问题，导致输电瓶颈 例如济州岛风电装机曾超过当地最低负荷两倍，弃风频繁 系统规划通过西海岸能源高速公路输电走廊（输送约20GW海上风电）和配套约24GW/65GWh储能来提升承载能力 [13][14] - **社会许可确定性构成硬约束**：社会阻力（尤其是渔业权）会通过程序化方式（听证、诉讼、阻工）直接影响审批和施工 例如蔚山东海一号浮式项目因渔民抗议在许可阶段受阻，济州岛某104.5MW海上风场因变电站选址争议拖延一年多 社会许可需要利益共享、公共收益和公众参与等制度化、工程化的解决方案 [16][17] 对中资企业的策略建议 - **总体策略：联合体与本地化**：单打独斗社会摩擦成本高 应由韩方伙伴承担公众程序、许可协同和本地接口的主体责任，中方以可验证的交付能力（系统方案、关键工程包）嵌入关键路径 本地化是合规工具、融资工具和议价工具 [18][19][25][26] - **设备供应商路线**：建议从系统确定性高的环节切入，如储能与电网侧设备，满足可调度、可验收要求 向海上风电核心链路上移（如控制系统、通信）需谨慎，更稳健的路径是从电气配套、运维数字化、备件服务等环节建立在地履约记录，再逐步靠近核心 需避免“只交货不交付验收口径”的陷阱，明阳与Unison、上海电气与晓星的合作是参考范例 [20] - **EPC及工程建设方路线**：应少争名义总包，多抢关键路径（如登陆点、陆网改造、海缆走廊、联调验收）的总控 可行结构为韩方主合同加中方分段EPC或专业分包 需将接口责任、顺延与补偿写入合同，并适应韩国高人工成本、严格工时与安全规范的制度化工程管理环境 [21] - **投资与融资方路线**：建议将经济权利与控制权敏感度分开设计 路径一：以少数股权进入，将三大确定性里程碑纳入重大事项与拨付条件 路径二：通过项目融资、设备融资、绿色债务工具等切入，把并网兑现、验收口径绑定为融资条件 核心是确保投资能产生按期起算、按口径结算、可被金融接受的现金流 [22]

项目概况 - 晶澳智慧能源在贵州省遵义市绥阳县投资建设的枧坝一期风电场已于2025年12月30日正式并网投入运营 [1] - 项目总投资额为5.89亿元人民币，总装机容量为100兆瓦，共建设18台风力发电机组 [1] - 项目场区横贯山区超过30公里，并配套新建及扩建道路24公里，建设110千伏外送输电线路23公里 [1] 运营与效益 - 项目预计年发电量可达2亿千瓦时，相当于每年节约标准煤约7万吨，并减少二氧化碳排放约16万吨 [1] - 项目在全运行周期内预计可实现二氧化碳减排总量达到350万吨，同时大幅降低二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放 [1] 战略与模式 - 项目是绥阳县践行绿色发展理念的代表性实践，标志着该地区在新能源发展领域迈出了关键一步 [1] - 项目采用了“风电+储能”一体化模式，旨在实现能源结构优化与生态环境保护的协同发展 [1] - 当地政府表示将持续强化科技赋能、政策引导和要素保障，以推动县域经济绿色转型，并形成可复制推广的经验 [1]

华电新能公告称，本次解除限售并上市流通的限售股为首次公开发行网下发行采用比例限售方式形成的 限售股，数量为724,638,355股，占公司总股本的1.74%。股份锁定期为自公司股票2025年7月16日上市 之日起6个月，将于2026年1月16日上市流通。上市流通后，公司有限售条件的流通股将减少至 38,484,472,107股，无限售条件的流通股将增加至3,229,813,607股。 ...

核心观点 - 中国新能源上网电价市场化改革（“136号文”）自2025年6月1日起实施，以“机制电价”取代保障性收购，导致新能源项目收益普遍下滑，投资回报周期拉长，迫使发电企业调整投资策略并加速向市场化转型 [1][4][14] 政策与机制概述 - 政策以2025年5月31日为界划分存量与增量项目，存量项目机制电价在0.26元/度至0.45元/度之间，增量项目必须全电量参与电力市场交易，其机制电价通过年度竞价确定 [1][4] - 机制电价竞价采用“报价从低到高”排序出清，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [9] - 新能源发电收入分为两部分：机制电量部分按机制电价与市场均价差价结算（“多退少补”），机制外电量部分则完全按市场交易价格结算 [12] 机制电价地域与品类差异 - 增量项目机制电价地域差异显著，呈现“南北梯度”：上海风光电价均达0.4155元/度，北京为0.3598元/度，贴近当地煤电基准价；而资源丰富地区电价大幅低于煤电基准价，如山东光伏机制电价为0.2250元/度，比当地煤电价0.3949元/度低约43%，新疆2026年光伏电价低至0.1500元/度 [3][5] - 光伏与风电机制电价出现“品类分化”：上海光伏电价0.4155元/度比山东0.2250元/度高约84.67%，新疆光伏电价0.1500元/度仅为上海的三分之一左右；风电价差亦明显，新疆最低0.1950元/度，重庆、湖北、浙江等地接近0.4000元/度 [3][5] - 部分省份形成中间价区域，如云南风电、光伏电价分别为0.3320元/度、0.3300元/度，河北电价保持在0.3300元/度到0.3500元/度之间 [5] 定价逻辑与影响因素 - 高电价地区原因：负荷需求高但新能源资源禀赋不足的地区（如上海）为推动本地绿电发展而设定较高电价；部分省份为完成消纳责任权重考核或固定资产投资任务也推高电价；部分地区存在新能源企业“组团报价”行为 [6] - 低电价地区原因：新能源资源丰富、本地消纳能力有限的地区（如甘肃、新疆），高比例装机导致现货市场价格走低，进而拉低机制电价 [6] - 光伏电价普遍低于风电的原因：光伏出力具有间歇性与正午集中性，与负荷高峰错配，导致现货市场边际出清价格较低；部分区域光伏装机供给过剩，竞价激烈；光伏集中出力加剧电网波动，产生更高的系统平衡成本，在市场化结算下电价被压低 [7] 对发电企业的影响与应对 - 项目收益下滑，回本周期拉长：山东某分布式光伏项目回本周期从6.5年拉长至8年；山东某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年 [1][15] - 投资态度转向观望：不少发电集团对新能源项目投资持观望态度，尤其是光伏领域，等待各地细则落地并研判盈利空间后再做决策 [14] - 竞价策略以“保入围”为首要目标：为规避全额市场交易风险，发电企业在竞价中普遍采取低价策略，形成价格踩踏，如山东光伏企业秉持“少亏就是赚”心态，报出成本底线价以确保入围 [13][16] - 业务模式转型：部分企业将业务重心从全电量上网项目转向高比例自发自用的负荷资源项目，优先选择消纳能力强的区域，并与用电企业签订协议提前锁定消纳量 [21] - 提升电力交易能力：企业通过精细化管理控制成本，并着力开发靠近负荷中心的项目，以应对市场化挑战 [20] 对电力市场与用户侧的影响 - 用户侧用电成本可能下降：新能源全面入市加剧竞争，带动上网电价降低，其降幅可能超过因差价结算而增加的系统运行费，最终降低终端企业用电价格 [22] - 短期可能加剧负电价现象：海量低价新能源电量涌入市场会压低现货边际电价；同时，差价结算机制隔离了价格波动风险，使得新能源主体更倾向于在电力过剩时段报低价甚至负价以确保出清，获取稳定收益 [23] - 光伏项目难以参与中长期交易：光伏发电的随机性与不可控性导致买方面临较大偏差考核风险，使得光伏项目很难找到中长期合约买家，例如2024年全年山东省无任何光伏场站主动参与中长期合约交易 [19] 行业发展趋势 - 机制电价为过渡性政策，最终目标是全面市场化，新能源企业的市场交易能力将成为收益差异的主要因素 [18] - 部分项目类型将逐步退出机制电价保障：山东宣布自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目将正式退出机制电价竞价范围，必须全量进入电力现货市场，预计其他省份可能跟进 [17] - 长期看，结算机制有望引导资源高效配置，增加市场理性，推动负电价现象缓解 [24]

核心观点 - 中国正通过政策引领与市场机制，在重点行业节能降碳、构建新型能源体系、建设全国碳市场、推进污染防治与生态优化、以及培育绿色产业与生活方式等多个维度，系统性地推动经济社会全面绿色低碳转型，以实现高质量发展 [1][2][12] 重点行业节能降碳改造 - 鞍钢集团本钢板材公司采用“电炉+转炉”短流程低碳冶金工艺，其生产的汽车钢可实现综合降碳30%以上 [3] - 中国已建成全球规模最大的清洁钢铁生产体系，9.5亿吨粗钢产能完成全流程超低排放改造或重点工程改造 [3] - 2012年以来，中国以年均3.4%的能耗增速支撑了年均6.1%的经济增长，碳排放强度累计下降超过35% [3] - 2026年是从能耗双控全面转向碳排放双控的第一年，将完善碳排放统计核算体系并实施一系列碳管理政策制度 [3] 构建清洁低碳新型能源体系 - 内蒙古新能源总装机容量已超过1.7亿千瓦 [6] - 中国新能源发电装机规模已超过火电装机规模 [6] - 中国为全球贡献了80%以上的光伏组件和70%的风电装备 [6] 全国碳排放权交易市场建设 - 中国已建成全球规模最大的碳市场 [7] - 全国碳市场已纳入发电、钢铁、水泥和铝冶炼4个重点行业，覆盖全国二氧化碳排放总量的60%以上 [7] - 市场采用强制碳市场和自愿碳市场“双轮驱动”模式，实现对减排主体的全覆盖 [7] - 主管部门计划扩大碳市场覆盖范围，丰富交易品种和方式，加快建设更具国际影响力的碳市场 [7] 污染防治与生态系统优化 - 全国地表水优良水体比例已从64.1%提高到90.4% [10] - 长江干流连续6年保持Ⅱ类水质，地级及以上城市黑臭水体已基本消除 [10] - 在环塔克拉玛干沙漠等重点区域，21个县（市）完成新增植绿面积938.22万亩，锁边宽度增加110米至7500米 [11] - “三北”工程攻坚战已累计实施项目415个，森林覆盖率提高到25%以上 [11] - 中国已建立以国家公园为主体的自然保护地体系，有效保护了90%的陆地生态系统类型和74%的国家重点保护野生动植物种群 [11] 绿色产业体系与生产生活方式 - 截至2025年12月，全国已培育6430家绿色工厂、491家绿色工业园区、727家绿色供应链企业，推广超过4万种绿色产品 [13] - 中国已建成“两级、三类、一清单”的生态环境分区管控体系，划定了超过4万个生态环境管控单元 [14][15] - 全国已有27个省份出台了碳普惠相关政策，激励公众在绿色出行、节约用电等场景的低碳行为 [15]

行业板块行情 - 电力设备与新能源板块本周（20260105-20260109）上涨5.02%，涨跌幅排名第13，表现强于上证指数 [1][48][104] - 子行业中，核电指数涨幅最大，达7.47%，储能指数上涨5.58%，工控自动化指数上涨5.29%，新能源汽车指数上涨4.83%，风力发电指数上涨2.60%，太阳能指数上涨2.09%，锂电池指数涨幅最小，为1.14% [1][50][106] - 个股方面，本周涨幅居前的包括金风科技（56.57%）、泰胜风能（46.85%）、弘讯科技（36.33%）等 [50][106] 新能源汽车与动力电池 - 2025年1-11月全球动力电池总装车量达1046GWh，同比增长32.60% [2][8][64] - 中国动力电池企业全球领导地位稳固，TOP10企业中占据6席，合计市场份额达69.40%，较去年同期提升3.2个百分点 [8][64] - 宁德时代装机量400GWh，同比增长34.5%，市场份额38.2%，同比提升1.33个百分点，持续领先 [2][9][11][65][67] - 比亚迪装机量175.2GWh，同比增长31.30%，市场份额16.7% [2][9][11][65][67] - 二线企业增长强劲，蜂巢能源装机量27.5GWh，同比大增85.60%，亿纬锂能装机量28.4GWh，同比增长77.00% [2][9][65] - 2025年1-11月中国动力电池累计装车量671.5GWh，累计同比增长42.00% [8][64] - 近期锂电池材料价格普遍上涨，例如电池级碳酸锂价格环比上涨18.64%至14万元/吨，氢氧化锂环比上涨19.25%至13.63万元/吨 [34][90] 新能源发电（光伏） - 政策方面，自2026年4月1日起，取消光伏等产品增值税出口退税，电池产品退税率自2026年4月1日起由9%下调至6%，2027年1月1日起取消 [3][15][60][71] - 该政策预计将导致企业直接成本增加，例如每块210R组件出口利润减少46-51元，并削弱中国组件在海外的价格竞争力 [15][71] - 政策可能加速落后产能出清，有利于具备技术、规模和成本优势的龙头企业 [16][72] - 产业链价格方面，本周硅料致密复投料价格53-60元/公斤，硅片价格持稳，电池片均价上调至0.39元/瓦，组件价格TOPCon集中式项目在0.64-0.70元/瓦，HJT组件均价0.76元/瓦 [17][18][19][73][74][75] - 价格跟踪显示，N型210mm硅片价格环比上涨13.33%至1.7元/片，TOPCon电池片（182mm）价格环比上涨2.63%至0.39元/瓦 [44][98] 电力设备及工控 - 国家发改委、能源局印发指导意见，目标到2030年初步建成新型电网平台，“西电东送”规模将超4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力约4000万千瓦，支撑新能源发电量占比达30%左右 [4][27][61][83] - 2025年国家电网输变电设备招标累计公示金额达918.80亿元，同比增长25.32% [29][85] - 人形机器人产业化初期，投资思路关注特斯拉供应链确定性高的Tier1厂商，以及具备量产性价比优势的国产供应链厂商 [31][87] 风电 - 行业当前交易核心是需求，24年第四季度项目推进明显提速，基本面和市场面右侧信号逐渐明朗 [22][78] - 建议关注海风相关产业链，如管桩、海缆、深远海/漂浮式技术，以及具备全球竞争力的零部件和主机厂 [23][79] 储能 - 储能需求向上，建议关注包括工商业侧在内的三大场景投资机会 [25][81] - 工商业侧储能重点推荐苏文电能、金冠电气等公司 [26][82] 商业航天 - 中国近期向国际电信联盟（ITU）新增提交了20.3万颗卫星申请，涵盖14个卫星星座，其中CTC-1和CTC-2星座各申请96,714颗 [4][31][61][87] - 广州市发布规划，目标到2035年打造具有全球影响力的中国商业航天新一极，聚焦可重复使用火箭技术及卫星星座建设 [32][88] 重点公司关注与业绩 - 本周关注公司包括宁德时代、科达利、大金重工、海力风电、德业股份等 [5][62] - 部分公司发布业绩预告，如华友钴业预计2025年归母净利润58.5亿元至64.5亿元，同比增长40.80%至55.24% [52][108] - 科士达公告与专业投资机构共同投资，方向涉及数据中心、AI及新能源（风电、光伏、储能）等领域 [54][110]

宏观经济与政策 - 国务院部署财政金融协同促内需一揽子政策，明确将设立民间投资专项担保计划，并实施中小微企业贷款贴息、建立民企债券风险分担机制，同时优化个人消费贷款及服务业经营主体贷款贴息政策 [1][9] - 2025年12月CPI同比上涨0.8%，涨幅较上月扩大0.1个百分点，为2023年3月以来最高，核心CPI同比上涨1.2%，连续4个月保持在1%以上 [6][16] - 同期PPI同比下降1.9%，降幅收窄，环比上涨0.2%，连续3个月上涨 [6][16] 金融市场动态 - 2026年首个交易周，每经品牌100指数上涨1.26%，成分股中国人寿、紫金矿业和贵州茅台上周市值增长均超500亿元 [2][12] - 紫金矿业股价开年再创新高，总市值一度突破万亿元大关 [2][12] - 2025年券商结算模式首次成为新发基金主流，占比突破50%，中小基金公司与中小券商通过深度绑定实现业务规模与行业话语权跃升 [5][15] 行业与企业新闻 - 全国20余省份新能源机制电价结果公布，上海光伏电价达0.4155元/度，比山东高出约85%，浙江比辽宁高约31% [3][11] - 纸业巨头中顺洁柔年薪超500万的董事长刘鹏辞职，创始人之子邓冠彪代理董事长，引发市场对公司治理策略的关注 [1][10] - 我国商业航天产业迎来关键发展拐点，测算市场规模将从2024年的1.2万亿元增至2030年的7.8万亿元，超20个省区市已出台40余项支持政策 [4][14] 国际与区域经济 - 越南2025年GDP增速达8.02%，若2026年实现10%增长目标，其GDP将突破5000亿美元，有望超越泰国跃居东南亚第三，并可能在2029年超越新加坡 [4][14] - 泰国受政局动荡、高债务及旅游业放缓拖累，增长前景黯淡 [4][14] - 印尼凭借内需驱动的制造业稳居区域第一 [4][14] 大宗商品市场 - 2026年初黄金与白银期货价格延续涨势但波动剧烈，地缘政治风险与发达经济体债务问题推升避险需求 [7][17] - 彭博指数年度再平衡调降贵金属权重，以及芝商所大幅上调交易保证金，加剧了短期获利了结压力与价格波动性 [7][17] - 机构分析指出白银因缺乏央行储备支撑，其波动性将显著高于黄金 [7][17]

行业投资评级 - 强于大市（维持评级）[5] 报告核心观点 - 锂电板块：四部门召开座谈会规范锂电池竞争秩序，拟取消锂电池出口退税，旨在抑制低价内卷，推动行业健康有序发展[1][9] - 光伏板块：光伏出口退税正式取消，短期将刺激抢装潮，长期将加速落后产能出清并推动企业全球化布局与技术创新[2][19] - 风电板块：江苏多个海风项目获得核准，国内深远海海上风电项目持续向前推进[2][34] - 储能板块：12月储能系统及EPC均价齐涨，电池出口退税政策调整落地，行业需求旺盛[3][50][51] - 电力设备板块：CES2026顺利召开，青桂直流进入可研阶段，特高压建设加速[3][60][62] - 工控及机器人板块：英伟达称机器人领域已迎来“ChatGPT时刻”，节卡机器人与Intel合作推动具身智能[3][66][70] - 氢能板块：国家能源集团架构大调整新增氢能事业部，中央再提“十五五”重点推动氢能成新经济增长点[4][77][79] - 核聚变板块：全球首套球形托卡马克光纤涡流测量系统研制成功，诊断技术获重大突破[2][44] 新能源汽车和锂电板块观点 - 四部门联合召开动力和储能电池行业座谈会，旨在规范产业竞争秩序，打击低价竞争等非理性行为[9] - 中国拟取消或降低电池相关产品出口退税，自2026年4月1日起，22种电池相关产品增值税出口退税率由9%下调至6%，2027年1月1日起彻底取消[10] - 长期看，出口有序退税有利于抑制出口价格过快下滑，降低贸易摩擦风险[10] - 投资建议关注成本曲线有优势、率先出海布局、快充高压密技术领先、受益于排产景气、新技术渗透率提升及低空经济等相关企业[11][14][15][16] 新能源发电板块观点 光伏板块观点 - 财政部、税务总局宣布自2026年4月1日起取消光伏等产品增值税出口退税，标志着“退税红利”时代终结[19] - 短期影响：政策生效前“窗口期”内有望迎来抢装潮与订单激增，预计组件排产上升[20] - 长期影响：增加出口成本，加速落后产能出清，倒逼企业向技术创新与品牌建设转型，并推动中国光伏企业加速全球化产能布局[19][20] - 产业链价格边际变化：多晶硅价格回暖，硅片价格上涨，电池片价格回暖但下游采购意愿低迷，国内组件价格上调，逆变器价格稳定，高纯石英砂供应压力大，EVA光伏料排产增加，玻璃企业长期累库[21][22][23][24][25][28] - 投资建议关注受益供给侧改革的环节、受益需求爆发的逆变器及跟踪支架、具备价格弹性的电池片、穿越周期的组件、受益新技术的辅材等环节相关企业[29][30] 风电板块观点 - 项目进展：广东阳江三山岛一（483MW）、二（500MW）海上风电项目风机中标候选人公示，投标报价折合单价分别为2537元/kW和2561元/kW；江苏盐城大丰H19（506MW）、华润响水H3-2（308MW）海上风电项目正式获得核准[34] - 深远海项目：浙江深远海风电宁波母港一期陆域工程总承包中标候选人公示，投标报价13.39亿元，一期工程建成后可实现码头年吞吐量51.44万吨；三峡青岛一期3000MW海上风电项目陆上送出工程获得核准[35] - 原材料价格：2026年1月9日较2025年12月31日，10mm造船板全国均价下降0.08%，齿轮钢（宁波）价格上涨1.07%，铸造生铁（上海）价格上涨0.33%，废钢（唐山）价格持平[36] - 投资建议关注海风及深海科技产业链、风机盈利水平有望回升的整机企业、产能紧缺的大兆瓦零部件等相关企业[37][40] 核聚变板块观点 - 全球首套适用于球形托卡马克装置的光纤涡流电流测量系统研制成功，并成功部署于新奥“玄龙-50U”装置[44] - 该系统通过“双回路设计”与“两级硬件补偿”技术，实现了在强磁场与紧凑空间下的高信噪比涡流直接测量，精准重建了峰值约120 kA的净环向涡流动态波形[45] - 投资建议关注核心设备、电源、上游材料等环节相关企业[46] 储能板块观点 - 2025年12月国内储能市场共完成22.5GW/55.8GWh储能系统含设备的EPC总承包招标，独立式储能规模合计为49.9GWh，占比近九成[50] - 12月锂电储能系统报价：2小时/3小时/4小时/2小时与4小时混合储能项目平均报价分别为0.604/0.579/0.559/0.456元/Wh，其中2小时储能系统均价环比小幅上涨1.7%，4小时储能系统均价环比上涨13.2%[51] - 12月储能EPC平均报价：2小时/3小时/4小时分别为1.096/1.368/0.99元/Wh，其中2小时及4小时均价环比分别上涨4%和7%[51] - 四部门召开动力和储能电池座谈会强调反内卷，电池出口退税政策同步调整落地[52] - 储能电芯价格中枢上移，碳酸锂现货均价来到13万元/吨水平，电解铜均价站上10万元/吨台阶，电芯厂成本压力提升[53] - 投资建议关注优质储能集成、户储、储能运营商、逆变器、储能电芯、结构件、BMS、温控、消防、工商业储能及南非储能等方向相关企业[56] 电力设备板块观点 - CES2026：英伟达推出并宣布量产Rubin平台，该平台采用液冷架构，1块大冷板覆盖1CPU+2GPU的组合[60] - 青桂直流工程进入可行性研究阶段，工程总投资392亿元，采用±800千伏特高压直流输电技术，建成后每年可向广西输送电量360亿千瓦时，其中清洁能源电量约246亿千瓦时，占比69%[62] - 配套电源项目青海省柴达木格尔木东沙基地电源项目已开工，总投资约800亿元，建设总规模1924万千瓦，新能源装机占比85%，投运后每年通过“青桂直流”输送约365亿千瓦时清洁能源[62] - 投资建议看好出海、电改、数字配网三条投资方向，并关注充电桩相关企业[63][65] 工控及机器人板块观点 - 2025年12月制造业PMI为50.1%，较上月上升0.9个百分点，生产指数和新订单指数均回升，表明制造业生产活动加快且市场需求改善[68] - 英伟达首席执行官黄仁勋称机器人领域已迎来“ChatGPT时刻”，并发布了一系列开源“物理AI”模型[69] - 节卡机器人与英特尔签署合作备忘录，围绕“算力与作业力融合”建立战略合作，共同推动具身智能技术产业化[70] - 禾赛科技宣布其2025年割草机器人3D激光雷达出货量第一，2026 CES现场约十款新机型搭载其产品亮相[70] - 投资建议关注工控自动化及人形机器人产业链相关企业[71][73] 氢能板块观点 - 国家能源集团组织架构调整，新增“氢能事业部”，总部架构由原来的“17”变成“1+22”的格局[77] - 国家能源集团低碳院百吨级绿色航煤成套装置采购项目公示中标候选人，第一中标候选人投标报价为818万元[78] - 国家发改委主任郑栅洁在报告中指出，“十五五”期间要重点推动氢能等产业成为新的经济增长点[79] - 中国石化与中国航油正式实施重组，双方在氢能生产、储运与航空终端服务网络的融合，将加速航空氢能基础设施普及[79] - 投资建议关注绿氢制备及燃料电池产业链相关企业[80][83]

文章核心观点 - 国家发改委与能源局联合发布的“136号文”启动了新能源上网电价市场化改革，以2025年5月31日为界，此后并网的新能源增量项目需全面参与电力市场交易，通过竞价确定“机制电价”，取代了原有的保障性收购制度 [1][3] - 新政导致新能源项目（尤其是光伏）收益预期下降，回本周期显著拉长，迫使发电企业调整投资策略，部分企业暂停新项目投资或转向EPC、自发自用等业务模式 [1][13][19] - 机制电价的竞价结果呈现出显著的地域和品类价差，资源禀赋、本地消纳能力、政策目标及市场竞争程度是主要影响因素，低价竞争成为普遍现象 [2][4][7][12] - 电价改革在短期内可能加剧电力市场（如负电价）的结构性矛盾，但长期有望通过市场机制优化资源配置，并可能降低终端用户的用电成本 [21][22] 政策内容与框架 - “136号文”核心要求：2025年5月31日后并网的新能源增量项目，所有上网电量必须进入电力市场交易，并通过竞价确定“机制电价”，该价格设有上限 [1][3] - 政策划分了存量与增量项目：存量项目机制电价在0.26元/度到0.45元/度之间；增量项目电价通过自由竞价确定 [3] - 机制电价执行“多退少补”的差价结算：当市场均价低于机制电价时，电网向发电企业补差额（“少补”）；当市场均价高于机制电价时，发电企业向电网退差额（“多退”） [12] - 该机制被定位为过渡性政策，旨在逐步推动新能源全面市场化 [17] 机制电价地域与品类差异 - **地域价差显著**：增量项目机制电价最高与最低差距超一倍，呈现“南北梯度” [2][4] - **高价区**：经济大省电价贴近煤电基准价，如上海风光电价均为0.4155元/度，北京均为0.3598元/度 [4] - **低价区**：新能源资源丰富地区电价大幅低于煤电基准价，如新疆2026年光伏电价仅0.1500元/度，山东光伏电价0.2250元/度比当地煤电价0.3949元/度低约43% [4] - **中间价区**：如云南、江西、河北等省，电价介于0.3300元/度到0.3750元/度之间 [4] - **品类分化明显**：光伏机制电价普遍低于风电，且价差更大 [2][5][7] - 光伏最低价为新疆0.1500元/度，最高为上海超过0.4000元/度 [5] - 风电最低价为甘肃0.1950元/度，最高为上海、重庆接近0.4000元/度 [5] - 山东光伏竞价（0.2250元/度）明显低于风电，此现象在辽宁、湖北等省同样存在 [7] 定价逻辑与影响因素 - **资源禀赋与消纳能力**：负荷高但资源不足的地区（如上海）为满足绿电需求，机制电价较高；资源丰富但消纳有限的地区（如甘肃），因现货市场价格低，机制电价也偏低 [7] - **政策与考核目标**：部分省份为完成非水可再生能源消纳责任权重考核或固定资产投资任务，推高了机制电价 [7] - **市场竞争与供给**：光伏装机在部分区域供给过剩，导致竞价中申报充足率过高，形成激烈价格竞争；风电装机相对受限，竞价空间较大 [8] - **技术特性与系统成本**：光伏发电具有间歇性和正午集中性，出力峰值对应负荷低谷，导致现货市场边际出清价格低，且其加剧电网净负荷波动，产生了更高的系统平衡成本，这些成本通过价格信号反馈，压低了光伏机制电价 [8] - **市场操作行为**：部分地区存在新能源企业“组团报价”行为，影响最终电价；为确保入围，发电企业普遍采用低价策略，形成价格踩踏 [7][12] 竞价规则与收益构成 - **竞价逻辑**：各地每年组织竞价，按项目报价从低到高排序入选，以最后一个入选项目报价作为所有入选项目的统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [9] - **收益构成**：新能源发电企业电量收入分两部分 [12] - **机制电量收入**：按机制电价与市场均价之差进行“多退少补”的差价结算 [12] - **机制外电量收入**：按交易规则参与中长期、现货市场结算，价格完全市场化 [12] - **入围策略**：为优先确保入围机制电量以获得收益托底，发电企业倾向于报出成本底线价，形成低价竞争，市场竞价行为被认为能挤出此前电价中的“水分” [12][15] 行业影响与企业应对 - **项目收益下降与投资观望**：机制电价导致项目收益明显不如从前，回本周期拉长，例如山东某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年，不少发电集团对新能源项目（尤其是光伏）投资持观望态度 [13][14] - **企业策略调整**： - **暂停或转向**：部分企业暂停投资新的光伏项目，转向光伏EPC行业 [1] - **聚焦负荷与消纳**：项目开发更看重消纳能力，转向高比例自发自用的负荷资源项目，与用电企业签订协议提前锁定消纳量 [19] - **提升交易能力**：企业开始注重提高电力交易能力，并加强靠近负荷中心的项目开发 [19] - **山东案例与政策变化**： - 山东2026年竞价机制电量总规模达171.74亿度，其中光伏机制电量39.46亿度，是2025年（12.94亿度）的约3.05倍 [14] - 山东省太阳能行业协会常务副会长预判，光伏结算电价需达到0.26元/度才有可能实现微利，在0.24-0.25元/度仅能覆盖成本 [14] - 自2027年起，山东户用非自然人分布式光伏项目将正式退出机制电价竞价范围，需全量进入电力现货市场，此政策可能被其他省份效仿 [16] - **中长期交易困境**：光伏发电因随机性、不可控性，面临较大的偏差考核风险，导致很难在中长期电力市场找到买家，例如2024年全年山东省没有任何光伏场站主动参与中长期合约交易 [18] 对电力市场与终端用户的影响 - **终端用电成本可能下降**：虽然新能源差价结算会增加系统运行费，但新能源全面入市加剧竞争并带动上网电价降低，其降幅可能超过系统运行费的涨幅，最终降低终端企业用电价格 [21] - **短期可能加剧负电价**：高比例新能源全面市场化过程中，海量低价新能源电量涌入会压低现货边际电价；同时，差价结算机制隔离了现货价格波动风险，促使新能源主体在电力过剩时段采取更激进的低价甚至负价策略以确保出清，从而可能短期加剧负电价现象 [21][22] - **长期市场理性有望增强**：长期来看，结算机制能引导资源高效配置，增加市场理性，有望推动负电价现象缓解 [22]

报告投资评级 - 投资评级：买入，维持 [8] 报告核心观点 - 产能扩张带动发电量稳步增长，但市场化交易电价下降、部分核电子公司税费增加、新能源折旧成本上升及持股比例稀释等多重因素限制了业绩增速，公司全年业绩展望平稳 [1][5][12] 2025年经营业绩与发电量分析 - **总发电量**：2025年全年累计商运发电量为2444.30亿千瓦时，同比增长12.98% [5] - **核电业务**： - 控股核电机组发电量2008.07亿千瓦时，同比增长9.66%，圆满完成年初计划 [1][12] - 若不考虑新投产的漳州1号机组，2025年核电发电量同比增长4.08% [12] - 四季度控股核电机组发电量497.99亿千瓦时，同比增长4.88%，增速有所放缓；若不考虑漳州1号，四季度发电量同比微降0.41% [12] - 分电站看：福清核电发电量同比增长18.52%，江苏核电增长1.89%，海南核电增长3.48%；秦山核电同比下降1.81%，三门核电同比下降6.72% [12] - **新能源业务**： - 控股新能源在运装机容量3364.10万千瓦，同比增长13.67%，其中风电1062.68万千瓦，光伏2301.42万千瓦 [12] - 控股新能源机组发电量436.23亿千瓦时，同比增长31.29%，其中风电发电量193.14亿千瓦时（同比增长27.42%），光伏发电量243.08亿千瓦时（同比增长34.53%） [12] 2026年发电计划与项目储备 - **2026年发电目标**：全年计划发电量2592亿千瓦时，较2025年实际发电量提升6.04%，其中核电计划2100亿千瓦时，新能源计划492亿千瓦时 [5][12] - **装机进展**：2026年1月1日漳州2号机组投入商运，公司核电装机容量达到2621.20万千瓦 [12] - **远期储备**：公司控股核电在建及核准待建机组共18台，装机容量2064.7万千瓦，保障远期成长空间 [12] 影响业绩的核心因素 - **限制核电业绩的因素**：部分省份市场化交易电价下降以及部分核电子公司税费增加，一定程度限制了核电板块业绩增速 [1][12] - **限制新能源业绩的因素**： - 新能源装机扩张导致折旧等各项成本费用同比显著增加 [1][12] - 新能源电价偏弱 [1][12] - 公司对主要新能源平台中核汇能增资引战后，持股比例降低 [12] - 以上因素共同导致新能源板块的业绩贡献预计延续承压 [1][12] 财务预测与估值 - **盈利预测**：预计公司2025-2027年EPS分别为0.44元、0.42元和0.48元 [12] - **估值水平**：对应2025-2027年PE分别为20.42倍、21.31倍和18.75倍 [12] - **基础数据**：当前股价8.91元，每股净资产5.62元，总股本205.68亿股 [9]