行业与公司 * 行业：电力行业与算力（数据中心/AI）产业的协同发展，即“算电协同”[1] * 公司：西安丰平能源科技有限公司，主要为电力市场参与主体提供基于人工智能的电力交易技术服务（如电价预测、交易决策、储能优化控制）[19] 核心观点与论据 * **战略定位与宏观背景** * “算电协同”已上升至国家战略，旨在利用中国电力供给富余的优势，通过低成本电力弥补AI芯片短板，提升国际竞争力[1][4] * 核心背景是解决电力系统双重挑战：电力市场化改革深化与高比例新能源接入导致的系统结构性矛盾[3] * 预计到2025年，中国新能源装机将达到18亿千瓦，2030年增至36亿千瓦，电力系统将转变为以新能源为主导[3] * 2024年起，“三北”及云桂地区弃风弃光问题加剧，部分重点地区弃电率超过50%，新疆、甘肃等省份实际弃电率可能超过20%[1][3] * 若新能源装机按计划翻番而全社会用电量增速平稳，未来弃电比例可能攀升至30%-40%甚至更高[3] * **“绿电直连”模式运作与成本效益** * 主流模式为“专线供电+电网备用”，算力中心仍需并入大电网以确保供电可靠性[5][6] * 实测该模式可降低度电成本1-4分钱[1][6] * 极端案例中，有高耗能企业通过自建风光储直连，实现60%电力自供，综合用电成本从0.3-0.4元/度大幅降至0.1元/度以上[1][9] * 成本优势源于新能源发电成本降低及避免了弃电损失[6] * 用户仍需向电网支付输配电价、系统运行费分摊及备用容量费等，但模式仍具经济性[7][8] * 当前实际落地项目不多，因成本降幅有限，大规模推广需更具吸引力的激励政策（如输配电价折扣）[9] * **政策驱动与执行路径** * 国家对八大算力枢纽节点提出刚性绿电使用要求，未来可能需达到80%以上[1][6][11] * 满足要求主要通过两种方式：1) 绿电交易（溢价约1.5-2分/度）；2) 购买绿证（均价约0.6-0.7分/度）[1][11] * “算电协同”热度骤升源于两会期间国家层面首次将该模式与算力发展明确绑定[20] * 未来政策关键看点在于是否会针对算力负荷出台优于普通工业负荷的差异化输配电价折扣，预计未来半年内有望出台[2][20][21] * 乌兰察布等电价洼地是特定政策人为引导的结果，例如通过特殊输配电价折扣（低至5分钱）吸引投资[1][19] * **产业趋势与影响** * 算力负荷向西部电价洼地（如乌兰察布）迁移趋势明确，未来非实时、可拆解的算力模块将大规模西移[1][10] * 单个算力中心用电量巨大（可达数亿至十几亿度），但对局部电价影响有限[10] * 预计2025年中国数据中心用电量约2000-4000亿度，占全社会用电量（预计10万亿度）的2%-3%，即使未来占比增至10%，电源装机增长更快，不会出现供应不足[10] * 算力负荷聚集对当地新能源消纳有促进作用[10] * **储能需求与发展** * “绿电直连”或“源网荷储”项目强制配储已成趋势[1][12] * 电力现货市场峰谷价差套利产生的经济效益，基本可覆盖配置储能的增量投资成本[1][13] * “算电协同”将为储能装备带来新的增量需求[13] * **技术与管理需求** * 核心差异体现在运行策略，项目需要一套能感知外部电价、内部新能源功率预测及自身负荷变化的动态决策系统，以优化成本与系统平衡[17] * 这种精细化的动态决策与控制能力将成为核心软件需求[2][17] 其他重要内容 * **存量项目改造**：政策允许但实践中非常罕见，主要因发电权保障与负荷持续运营风险，未来模式将以增量项目为主[14] * **配置比例**：无强制性风光储配置比例政策，监管重点在于运行效果（如上网电量限制），项目方需根据资源曲线测算确定[16] * **中美电价对比**：中国整体电价水平与美国大致相当，均存在区域差异；市场化改革后国内多数省份电价呈走低趋势，仍有下行空间[18] * **与“零碳园区”关系**：算力中心可被纳入“零碳园区”框架，关键看是否有针对性的优惠政策[20]

行业与公司 * 涉及的行业为**绿色电力行业**，具体包括水电、火电、新能源发电（风电、光伏）及相关的电力服务[1][2][3][4][5][6][7][8][9][10][11][12][13][14][15] * 讨论的**公司**包括**长江电力**、**龙源电力**、**新天绿色能源**、**中闽能源**、**福能股份**、**国投电力**、**川投能源**、**华能水电**等[1][3][4] * 提及的**投资工具**为**绿色电力ETF（159,625）**，其跟踪**国证绿色电力指数**[14] 核心观点与论据 一、 行业边际改善的核心逻辑 * **“十五五”期间行业将迎来显著边际改善**，核心驱动力来自**碳配额扩容、CCER重启及绿证供需格局反转**[1][2] * **绿证供需格局从2025年起反转**：供给端因**136号文**收缩（享受补贴或机制电量的项目不能获得绿证），需求端因**电解铝（要求绿电消费比例>25%）、数据中心等高耗能行业强制需求激增**而扩大[1][2][3] * **绿证价格已现上涨趋势**：从2025年的**4.2元/个**升至2026年初的**5.3-5.5元/个**，未来随AI应用铺开仍有上行空间[1][10][11] * **“算电协同”成为核心催化剂**：AI算力需求激增，2025年数据中心耗电量占全社会用电量比例**已超过2%（约2000亿度）**，未来该比例预计将继续大幅提升[1][10] * **AI发展可能拉动全社会电量增速超10%**，超出市场预期[1][11] 二、 细分领域投资价值与选股逻辑 * **新能源电力（风电、光伏）**：是“边际改善”逻辑下的主要关注点[3] * **选股逻辑**：**风电优于光伏；中东部资产优于西部资产**；优先关注**龙源电力、新天绿色能源、中闽能源、福能股份**等高股息沿海标的[1][3] * **估值水平**：部分龙头公司估值在上涨后也仅位于近几年的**30%至40%分位数**，仍处中间偏下位置[7][8] * **水电**：具备极高配置价值，是“价值本质”逻辑下的核心[1][3] * **投资逻辑**：基本面稳定（成本低、政策友好），估值因市场风险偏好提升而被压缩[3][4] * **配置价值**：以**长江电力**为例，其与十年期国债的息差达**历史高位**，静态股息率维持在**3.5%-3.8%** 区间，是长期资金的极佳配置选择[1][4][7] * **火电**：投资价值体现在定位转变和盈利模式重构[3][4] * **定位转变**：从周期性行业转变为电力系统的 **“稳定器”和“调节者”** [4] * **盈利保障**：**容量电价机制**保障盈利稳定性，2024-2025年补偿标准约**每千瓦100元（相当于折旧成本的30%）**，**2026年起将提升至每千瓦165元（折旧成本的50%以上）** [1][4] 三、 板块行情驱动因素与可持续性 * **近期上涨驱动因素**： 1. **市场风格切换**：经历一年半成长股行情后，兼具周期与红利属性的电力板块重新获得关注[5][6] 2. **多重催化剂**：预期“十五五”碳排放要求更严；全球资本风格切换至重资产；地缘政治推高能源价格；国内“算电协同”等政策利好[6] * **行情可持续性**： * **中短期**：绿电周期与能源化工周期同步，行情可能刚启动；国内绿证及电价低于全球，向国际看齐有上涨空间[12] * **长期**：**能源短缺风险**与**AI技术长期发展**带来的强劲电力需求，将持续驱动行情，凸显绿电双重价值[13] 四、 投资配置建议 * **建议通过ETF布局**：因电力股以国央企为主、股价有共振性、专业性强，通过**绿色电力ETF（159,625）** 布局是合适选择[14] * **该ETF特性**：跟踪的国证绿色电力指数中，**水电占25%**，**风电与光伏合计占约30%**，**电网设备和电力服务商占约13%**，**核电与火电占约30%出头**，广义绿电相关资产合计占比达**85%**左右[14] * **配置策略**： * **短期**：具主题投资特性，受益于“双碳”、AI算力等催化事件[14] * **中期**：具备红利属性和防御性，正迎来第二轮投资周期的上行阶段[15] * **长期**：作为替代能源具备稀缺性和底仓配置价值，历史回撤相对较小[15] 其他重要内容 * **“十四五”期间行业困境**：绿电装机占比已近**48%**，但供需严重失衡，主因电力输送瓶颈、本地消纳能力有限及碳排放政策落实不力[2] * **弃风弃光问题缓解**：2025年上半年弃风弃光电量约**600亿度**，与数据中心巨大耗电量存在互补空间，“算电协同”等模式将直接提升绿电消纳[10] * **电价市场化长期利好**：国内电价远低于海外，随着电力市场化改革深入，电价将更好反映能源价值，为绿电资产提供向上看涨期权[11] * **电力服务商存在机会**：围绕绿电的智能电力配置和调度企业也存在投资机会[11]

报告行业投资评级 - 投资评级：看好（维持）[1] 报告核心观点 - 核心观点：可再生能源消纳考核范围拓宽与“算电协同”政策驱动下，绿电直连等新能源消纳新业态正塑造行业新生态，同时绿证市场供给冲击结束，价格有望回归绿电环境价值，从而为新能源发电运营商带来第二成长曲线和盈利提升空间 [3][5][26] 根据相关目录分别进行总结 1. 可再生能源消纳考核范围拓宽，绿电直连塑造行业新生态 - **政策驱动消纳考核深化**：2025年7月，国家发改委发布通知，在电解铝行业基础上，新增钢铁、多晶硅、水泥和枢纽节点新建数据中心四大行业进行可再生能源消纳权重考核，其中新建数据中心2025-2026年绿色电力消费比例要求为80% [3][11] - **消纳责任主体持续下沉**：可再生能源消纳责任从早期的电网公司全额收购，逐步落实到省级区域（2019年），再到2025年进一步落实到钢铁、有色等重点用能行业 [12][14] - **“算电协同”成为新基建重点**：2026年政府工作报告将“超大规模智算集群”、“算电协同”列为新基建重点工程，政策导向日益清晰，截至2026年2月，全国已有涵盖算力中心在内的84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达3259万千瓦 [3][14] - **数据中心用电需求高速增长**：2019-2024年，我国数据中心年度用电量从824亿千瓦时增至1660亿千瓦时，年均增速15.0%，远高于同期全社会用电量6.4%的增速，预计到2030年用电量或将达到3900亿千瓦时至8200亿千瓦时 [3][15] - **上市公司已有项目布局**：部分上市公司如豫能控股、晶科科技、金开新能等已在算电协同、绿电直连项目上有所布局 [16][17] 2. 库存出清、供给趋稳，绿证价格有望回归绿电环境价值 - **绿证供给冲击结束**：2024年下半年绿证补发工作造成供给冲击，年末补发基本结束，2024年12月起绿证供给收缩并基本维持稳定 [4][19] - **绿证核发与交易数据**：2024年国家能源局共计核发绿证47.34亿个（可交易31.58亿个），交易4.46亿个；2025年核发29.47亿个（可交易18.93亿个），交易9.30亿个，交易量大幅增长，供需情况好转 [4][20] - **绿证价格呈现回升迹象**：2025年12月绿证交易均价4.56元/个，环比降低8.1%；2026年1月均价5.11元/个，环比提高11.9% [23] - **运营商环境价值收益测算**：测算显示，假设绿证价格5元/个，绿电环境价值覆盖率（绿证交易量/绿证核发量）每提高20%，运营商单位发电环境价值收益可提高1.0元/兆瓦时 [4][23] 3. 投资建议：关注资产质量优秀、算电协同相关运营商 - **投资逻辑**：2026年绿证供给冲击结束，叠加四大高耗能行业正式面临绿电消费考核，绿证市场活力有望被激发，绿电直连、算电协同等新业态有望打造运营商的第二成长曲线 [5][26] - **建议关注标的**：报告建议关注A/H股资产质量优秀、盈利能力稳定的新能源发电运营商，并列出了包括龙源电力(H)、新天绿色能源(H)、大唐新能源(H)、中国电力(H)、中广核新能源(H)、浙江新能、嘉泽新能、节能风电、三峡能源、中闽能源、江苏新能、晶科科技等在内的受益标的 [5][26] - **部分标的盈利预测**：报告附有部分受益标的的盈利预测与估值表，例如龙源电力2024年归母净利润64.2亿元，2026年预测为65.9亿元；新天绿色能源2024年归母净利润16.7亿元，2026年预测为25.5亿元 [27]

行业投资评级 - 电力及公用事业行业投资评级为“推荐（维持）” [1] 报告核心观点 - 报告认为“电力+算力”的融合发展趋势已上升至国家战略层面，政策叠加经济性共同驱动电算协同发展，开启电算融合新周期 [1][6] - 人工智能（AI）带动数据中心需求爆发，同时国内算力通过“Token出海”模式加速向全球输出，共同驱动电力需求快速增长 [7] - 绿证交易和绿电直联是保障数据中心绿色电力供应的两大关键路径，能有效解决可再生能源采购限制和就地消纳难题 [7] - 电算融合大时代来临，算力及数据中心的需求爆发将进一步提升绿电需求，有望有效缓解目前绿电行业的量价困境 [7] 分章节内容总结 一、 政策与经济性驱动“电力+算力”协同发展 - **驱动力1：高层定调，政策持续出台**：“算电协同”首次写入2026年国务院政府工作报告，成为“十五五”开局之年新基建重点 [10]。2026年2月，国务院国资委提出中央企业要推进“算力+电力”协同发展 [1][10]。政策明确要求到2025年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比须超过80% [7][12][13] - **驱动力2：绿电减轻能耗双控制约**：数据中心属于高能耗行业，面临严格能耗指标约束 [1][15]。2021年起，国家明确新增可再生能源消费量不纳入能源消费总量考核，数据中心通过增加绿电消费可在不挤占地方能耗指标的前提下实现规模扩张 [19][20] - **驱动力3：绿电低电价优势推动降本**：电力成本在数据中心运营成本中占比高达56.7% [2][21]。甘肃、宁夏、新疆、青海等西部地区绿电交易均价处于0.22-0.27元/千瓦时的低位，部分已低于当地煤电基准价，为数据中心降本提供了有效途径 [24][26] 二、 AI带动需求爆发与电力增长 - **AI驱动算力规模快速扩张**：预计2026年我国算力总规模将达到767 EFlops，2021-2026年复合年增长率（CAGR）约为31% [7][30]。智能算力占比从2016年的3%大幅提升至2026年的73% [7][30] - **数据中心用电需求抬升导致局部缺电**：我国整体电力供需宽松，但数据中心集群区域面临压力 [7][36]。2025年，长三角枢纽节点电力缺口高达6108亿千瓦时，京津冀、粤港澳大湾区缺口分别为2616亿和2495亿千瓦时 [7][37][40] - **国内算力“Token出海”加速电力需求**：“Token出海”指海外开发者通过API调用中国境内数据中心的推理服务，电力消耗发生在中国电网内部 [41]。以DeepSeek为例，其API输入成本为0.28美元/百万token，具备极强性价比优势，驱动全球Token需求向中国汇聚 [42][44]。Agent模式推动Token消耗呈指数级增长，预计2030年全球企业活跃Agents年度Token消耗将暴增至152,667 Peta Tokens [45][49] 三、 绿证与绿电直联保障供电 - **绿证交易解决采购限制**：绿证是可再生能源电量环境属性的唯一凭证 [52]。国网区域绿证交易量从2022年的145万张爆发式增长至2024年的17640万张，CAGR高达1003% [52][54] - **绿电直联实现新能源就地消纳**：政策支持通过自建专线等方式，实现新能源向数据中心的点对点供电 [56][57]。截至报告统计，全国已有84个绿电直连项目完成审批，新能源总装机规模达3259万千瓦 [11] 四、 投资建议 - 报告梳理出三条投资线索 [7][62]： 1. **从电力主业向数据中心布局的公司**：建议关注金开新能（深度参与乌兰察布数据中心项目，总投资约319亿元，IT负荷约1600MW [63]）、豫能控股（筹划收购数据中心公司合盈数据，其持有及规划的数据中心IT容量超过1GW [64]）等 [7][71] 2. **拥有电网背景的综合能源管理服务商**：建议关注南网能源（重点拓展零碳园区、数据中心节能等业务 [65][66]）、涪陵电力（推进源网荷储一体化项目 [67]） [7][71] 3. **绿电直联催化下受益的电力运营商**：推荐中闽能源、福能股份、节能风电、江苏新能；建议关注甘肃能源（旗下新能源资产参与全国首个绿电聚合试点项目 [68]）、绿发电力、韶能股份、新筑股份、晶科科技等 [7][70][71]

研报核心观点 - AI行业已从训练时代进入推理时代，Agent模式将推动Token消耗呈指数增长，国产与海外算力差距缩小，国内大模型规模与成本优势显现 [1] - 若全球日均Token调用量达千万亿级，叠加国产大模型30%-50%的全球市占率、70%-90%的本土算力部署，Token出海将拉动中国电量/电力需求分别达8%/18% [1] - Token出海对电力价格的拉动呈现“绿证先于容量电价先于电量电价”的特征，最利好绿电和火电板块，2026年电力供给侧降速后板块已步入配置窗口 [1][2][10] AI竞赛进入推理时代及其影响 - 市场未意识到AI竞赛已从“训练时代”演化到“推理时代”，Agent模式的Token消耗是“任务复杂度×执行时长”的指数函数，而非“对话量”的线性函数 [2][17] - 推理时代，国产与海外算力差距在缩小，海外大模型的GPU优势边际减弱，国产算力依靠更高性价比在全球竞争中脱颖而出 [17] - 推理模型对芯片峰值算力要求降低，但产能利用率显著低于训练模型，导致相同耗电量下用电负荷更高，对电力需求的弹性可能胜于电量的弹性 [8] 电力成本在AI算力竞争中的角色演变 - 当前电力成本在AI算力竞争中的重要性持续提升，但芯片仍是核心决定因素 [1][7] - 在高配训练版AIDC中，电价成本占比仅5%；在推理模型下，电价占比翻倍至10%；在自研推理级芯片配置下，电价占比可能升至20%-30% [1][7] - 市场可能认为中国大模型Token出海的核心竞争优势是低电价，但测算发现目前电价在单位Token成本中占比仅约10%，后续占比有望随芯片推理经济性优化而持续提升 [2][9][43] - 中国宽松的电力供需不会成为算力扩张瓶颈，且中美工业电价剪刀差进一步凸显中国电力供应优势 [1][20] Token出海对中国电力需求的具体拉动测算 - **对电量的拉动**：中性情景下（全球日均Token消费量3000万亿，百万Token用电量0.1度），Token出海有望拉动中国电量需求增长约1%（329亿度）[75] - **对电力（负荷）的拉动**：相同中性情景下，有望拉动中国电力需求增长约8GW [75] - **对绿电需求的拉动**：受AIDC绿电消费比例80%以上的政策要求，Token需求将增厚2026-2030年中国绿电需求4%-33% [2][81] - **对容量电价的拉动**：推理模型用电负荷更高，有望推动2026-2030年容量电价增厚50-300元/千瓦 [2][8] - **对绿证价格的拉动**：绿证价格当前被低估（2026年均价5.5元/张，仅为同期碳价的8%），新增绿电需求将直接利好绿证价格 [2][18][82] 对不同电力板块及公司的投资影响 - **最利好绿电和火电板块**，尤其推荐关注低估值港股 [10] - **受益于AIDC可再生能源（绿电）需求的公司**：龙源电力H、绿发电力、京能清洁能源、中广核电力H、节能风电等 [10] - **受益于容量电价弹性的公司**：建投能源、京能电力、浙能电力、淮河能源、陕西能源等 [10] - **电量和电价弹性下利润兼具弹性、估值兼具性价比的港股火电公司**：华能国际电力H、华润电力、中国电力 [10] - **2026年开始中国基荷电源和新能源装机降速，板块步入配置窗口，推荐龙头公司**：长江电力、国投电力、川投能源等 [10]

行业与公司 * 涉及的行业为**绿色电力运营行业**，核心公司为**龙源电力**，并提及**福能股份**[18] * 讨论的绿电运营商包括港股和A股公司，港股公司普遍处于破净状态[2] 核心观点与论据：基本面压力与估值 * **估值处于历史底部**：绿电运营商估值已部分消化电价下行及税收优惠退坡的预期，龙源电力PB不足0.8倍[1][2] * **电价与盈利压力的核心因素**： * 税收优惠退坡：2025年11月起陆上风电增值税“即征即退”政策取消，影响项目全投资IRR约0.4个百分点，度电利润下降约0.01元/度[1][4]；企业所得税“三免三减半”优惠陆续到期，项目进入减半阶段后，当年度电税后利润影响约0.01元/度[2][5] * 电力供需转向宽松：2022-2023年火电“三个8,000万”在2025-2026年逐步投产，同时2025年风光装机处于“装机大年”，加剧市场化交易压力[2] * 沿海地区电价下行：从2025年年底至2026年年初的年度长协交易结果看，广东、江苏等沿海地区电价水平面临下行压力[2] * **进入“具备性价比的配置区间”的依据**：估值已反映压力，同时三类边际利好正在累积[2] 核心观点与论据：边际改善因素 * **补贴回款提速改善现金流**： * 2025年已出现补贴发放提速迹象，龙源电力2025年前三季度经营现金流约160亿元，同比增加约60亿元[1][8] * 若补贴能够常态化回收，龙源电力经营性现金流可由约170亿元提升至约240-250亿元，与年均约200-250亿元的资本开支更趋匹配[1][8] * 全国累计补贴缺口规模约6,500—7,000亿元，若不加速解决预计在2030年左右达峰，历史欠补预计需到2038-2039年左右解决[6] * 补贴欠款推升资金压力，以龙源电力为例，2025年应收账款占净资产比重约70%+，行业经营现金流普遍难以覆盖还本付息与新增装机建设需求，资产负债率逐步逼近70%的监管线[7] * **独立储能容量电价政策落地**： * 2026年1月全国性的独立储能容量电价政策正式落地，推动储能盈利模式完善[9] * 2025年前11个月，新型储能招标落地规模约40.5GW，同比增长约182%[1][10]；2025年前三季度新增储能中，独立储能占比约83%[10] * 在甘肃案例中，100MW/400MWh储能电站在地区政策叠加现货市场峰谷价差条件下，年均L1约12.4%，全投资IRR约5.9%[9] * 影响：在电价端，通过削峰填谷提升风光综合电价水平，且成本由终端工商业用户承担[11]；在消纳端，激励火电在新能源发电高峰期降低出力，为风光新增发电腾挪空间[11] * **绿证环境价值有望加速释放**： * 2025年绿证交易规模约9.3亿个（对应约930亿千瓦时），同比增加约108%[1][13] * 2025年下半年绿证价格上升至约4-5分/度电，较上半年（约0.2-0.3分/度电）增长约90%[1][13] * 需求端：可再生能源消纳责任权重考核比例逐年提高，2025年全国平均提高3.9个百分点，并新增钢铁、水泥等多行业对绿电消费比例的要求[12]；工业领域从能耗双控向碳排放双控转变，碳市场覆盖行业扩大[12] * 关键变化：正在研究推动将绿证纳入碳排放核算的可行路径，若打通，绿证将与企业碳合规成本需求直接挂钩，需求与价格中枢有望显著抬升[1][12][13] * 绿证体现了跨区域配置需求，主要售出省包括甘肃、云南、新疆；主要购入省包括浙江、广东、上海[14] * **供需格局边际改善**： * 预计2026-2027年全社会用电量增速约4%-5%，对应新增用电量约4,100亿度[1][12] * 若新增用电量主要由风光满足（假设2026-2027年风光装机各约250GW），则风光利用小时数有望在2027年小幅增加[1][12] 核心观点与论据：公司盈利、估值与投资回报 * **龙源电力盈利与估值测算**： * 关键假设：风电上网电价持续下降0.01元/度、电站利用小时数小幅增长[15] * 增长：在该情形下，2026-2027年龙源电力利润同比增长约7%-8%[1][15] * 估值：对应估值约9倍PE、约0.8倍PB；按30%派息率测算，股息率约3%+[15] * EV/EBITDA：若仅考虑当年补贴常态化回收，2026年EV/EBITDA约7.4倍；若历史补贴欠款（约400+亿元）加速回收，则EV/EBITDA约5.6倍[16] * **增量项目投资回报**： * 陆上风电项目全投资IRR约6.2%，资本金IRR约10.9%，仍具吸引力[2][17] * 光伏项目收益率较难满足收益率底线要求，相关投资将逐步收窄[17] 其他重要内容 * **标的选择偏好**：继续推荐港股低估值绿电运营商龙源电力，并建议关注在东南沿海具备区域优势的风电运营商福能股份[18]

行业投资评级 - 公用事业行业评级为“增持”（维持） [7] - 发电行业评级为“增持”（维持） [7] 报告核心观点 - AI发展已从“训练时代”进入“推理时代”，国产与海外算力差距缩小，Agent模式将驱动Token（AI模型调用单位）消耗量呈指数级增长，成为未来AI能耗的主要来源[5][12] - 随着硬件架构迭代，芯片单Token成本下降，能源价格在全球AI竞争中的重要性日益凸显，千万亿级别的全球日均Token用量对中国电量和电力需求有10%级别的弹性[1] - 中国大模型Token出海（即全球用户调用部署在中国的AI算力）将对中国电力行业产生显著拉动，其核心竞争优势不仅是低电价，更在于充足的电力供应和算力供给无瓶颈[3][17] - Token出海对电力市场的影响顺序是：绿证价格最先受益，其次是容量电价，最后才是电量电价[4][14] - 2026年开始中国电力供给侧增速放缓，电力板块步入配置窗口，Token出海需求将成为额外的增长动力[1] 行业趋势与测算分析 - **AI推理时代的电力需求特征**：推理模型对芯片峰值算力要求低于训练模型，国产芯片适配度提升，但推理模型产能利用率显著低于训练，导致相同耗电量下用电负荷更高，因此AI对“电力”（瞬时功率）需求的弹性可能超过对“电量”（总能耗）的弹性[3][4] - **Token能耗测算**：常见参数的MoE推理模型每百万Token的电耗在0.01-1度之间[2]。若全球日均Token调用量达到千万亿级别（目前为百万亿级），对中美用电量的弹性在2%-12%[2]。假设国产大模型获得30%-50%的全球市场份额，且其中70%-90%的算力部署在中国本土，则Token出海对中国电量/电力的正向拉动可能达到8%/18%[2] - **成本结构变化**：在训练时代，高配AIDC中电价成本占比仅约5%[3]。在推理时代，使用国产自研芯片时，电价在Token单位成本中的占比可能上升至20%-30%[3][13]。目前，在英伟达芯片配置下，Token成本中电价占比通常在10%以内[13][40] - **中美电价对比**：自2025年底起，中美工业电价已出现明显剪刀差，中国电价具备优势[3][15]。但低电价并非吸引AI算力投资的决定性因素，中国充足的电力供应才是算力扩张不受能源瓶颈制约的关键前提[17][30] Token出海对电力各细分市场的影响 - **对绿电和绿证市场的影响**：中央政策要求国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例不低于80%[74]。Token出海带来的新增用电需求将显著增厚绿电需求。测算显示，新增绿电需求可能使中国2026-2030年绿电需求增长4%-33%[4][74]。这将直接利好目前价格显著低估的绿证（2025年均价4.2元/张，2026年以来均价5.5元/张）[14][75] - **对容量电价和火电的影响**：推理模型的高负荷特性将推高电力系统的尖峰负荷。测算表明，Token需求可能带来8GW至274GW的尖峰负荷增长[71]。这将有效增厚电力系统的容量供需系数，从而推动容量电价上涨，实现2026-2030年容量电价增厚50-300元/千瓦[4][77]。因此，能够提供可靠容量的火电企业将受益[1][4] - **对电量电价的影响**：相比绿证和容量电价，Token出海对基础电量电价的直接拉动作用可能较晚显现，且弹性相对较小[4][14]。中美两国在AI需求爆发下缺“电量”的概率不大，但缺“电力”（即尖峰时刻供电能力）几乎是确定性的[4] 投资建议与推荐标的 - **推荐逻辑一：受益于AIDC清洁能耗需求的绿电运营商**。推荐关注低估值的绿电公司，如龙源电力H股、绿发电力、京能清洁能源、中广核电力H股、节能风电等[1][6] - **推荐逻辑二：受益于容量电价市场化改革的火电运营商**。推理时代电力瓶颈的出现大概率先于电量瓶颈，容量电价市场化利好火电[1]。推荐建投能源、京能电力、浙能电力、淮河能源、陕西能源等[6] - **推荐逻辑三：兼具电量和电价弹性、估值具备性价比的港股火电**。如华能国际H股、华润电力和中国电力[6] - **推荐逻辑四：电力供给侧降速背景下的板块配置窗口**。报告重申2026年开始中国基荷电源和新能源装机增速都会下降，板块已步入配置窗口[1]。推荐长江电力、国投电力、川投能源等龙头公司[6] - **重点推荐股票列表**：报告列出了超过20家重点推荐公司，包括川投能源、长江电力、华润电力、华能国际、龙源电力等，多数给予“买入”评级，并给出了目标价[8][83]

文章核心观点 - 国家能源局新能源司将推动“十五五”期间可再生能源“扩量提质、可靠替代”发展，以支撑能源强国和新型能源体系建设，并为2026年“十五五”开局之年制定了具体的工作部署 [1][5][8] “十四五”发展成就总结 - **开发规模持续跃升**：“十四五”期间，风电、光伏年均新增装机2.6亿千瓦，截至2025年底总装机达18.4亿千瓦，占全部电源装机比重47%，已超过火电成为第一大电源；可再生能源发电总装机突破23亿千瓦，装机占比从2020年的40%提升至2025年的60% [2] - **重大工程取得积极进展**：常规水电总装机达3.8亿千瓦，抽水蓄能装机超6600万千瓦；“沙戈荒”新能源基地累计投产风光装机超1.5亿千瓦；全国海上风电累计并网装机超4700万千瓦，连续5年全球第一 [3] - **转型贡献更加突出**：2025年全国可再生能源发电量约4万亿千瓦时，占全部发电量38.3%；风光发电量2.3万亿千瓦时，占比达22%，五年累计提升超12个百分点，有力支撑非化石能源消费比重达21.5%左右 [3] - **技术产业实力领跑全球**：新能源专利数量占全球40%以上；2025年风机出口额首破百亿元，出口量同比增长近50%；太阳能电池出口量同比增长97% [4] - **政策支持体系日益完善**：2025年印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》等政策文件，优化完善可再生能源电力消纳责任权重制度，建立了全球最大的绿证市场 [4] “十五五”发展规划与目标 - **发展主线**：坚持“扩量提质、可靠替代”主线，既要保持量的增长，持续提高新能源供给比重，也要着力质的提升，增强对化石能源的安全可靠替代能力 [6] - **发展方向**：以电为核心，持续扩大可再生能源电力供应规模；以非电为突破，积极拓展非电利用途径 [6] - **发展要求**：落实集成发展、协同发展、高效发展三个要求，推动新能源向集成融合转变，形成政策合力，提升市场竞争力 [6] - **明确目标**： - **装机目标**：“十五五”期间新能源装机比重将超过50%，成为电力装机主体，衔接2035年风电和太阳能发电总装机力争达到36亿千瓦的目标 [7] - **电量目标**：到2030年，新能源发电量占比达到30%左右 [7] - **非电利用目标**：推动可再生能源制氢氨醇、供热制冷、生物天然气等非电利用规模跃升 [7] - **可靠替代目标**：提升风电光伏置信出力水平，科学提高新能源参与电力平衡的容量比例 [7] 2026年重点工作部署 - **加快修订法律**：配合修订《中华人民共和国可再生能源法》，研究市场化新阶段下的可持续发展长效机制 [8] - **编制实施规划**：编制并推动印发《可再生能源发展“十五五”规划》，明确中长期发展目标和布局 [8] - **加强政策供给与落实**：抓好《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》落实；印发《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》；增强深远海海上风电、水风光一体化等政策供给；积极参与电力市场规则修订 [9] - **推进重大工程建设**：加快推进“沙戈荒”第二、三批基地项目建设；推进库布齐、腾格里、柴达木沙漠等光伏治沙实验项目；推动一批深远海海上风电项目开工建设；稳步推进重大水电工程和抽水蓄能，加快水风光一体化基地建设 [9] - **扩大绿电应用**：向更多重点用能行业提出并提高绿电消费目标；优化设置2026年可再生能源电力消纳责任权重目标；持续培育扩大绿证市场，开展绿证价格监测与认证，推动绿证国际互认 [10][11]

文章核心观点 - 国家能源主管部门总结“十四五”期间可再生能源取得的巨大成就 并系统阐述“十五五”期间推动可再生能源“扩量提质、可靠替代”的发展主线、方向、要求、目标及2026年开局重点工作 旨在为能源强国和新型能源体系建设提供核心支撑 [1][2][7][8] “十四五”发展成就总结 - 开发规模持续跃升：“十四五”期间风电光伏年均新增装机2.6亿千瓦 截至2025年底总装机达18.4亿千瓦 占全部电源装机比重达47% 历史性超过火电成为第一大电源 可再生能源发电总装机突破23亿千瓦 装机占比从2020年的40%提升至2025年的60% [4] - 重大工程进展积极：全国常规水电总装机达3.8亿千瓦 抽水蓄能装机超6600万千瓦 “沙戈荒”新能源基地累计投产风光装机超1.5亿千瓦 全国海上风电累计并网装机超4700万千瓦 连续5年全球第一 [4] - 转型贡献更加突出：2025年全国可再生能源发电量约4万亿千瓦时 占全部发电量的38.3% 风光发电量2.3万亿千瓦时 占比达22% 五年来累计提升超12个百分点 有力支撑非化石能源消费比重达21.5%左右 [5] - 技术产业实力领跑全球：新能源专利数量占全球40%以上 2025年风机出口额首破百亿元 出口量同比增长近50% 太阳能电池出口量同比增长97% [5] - 政策体系日益完善：2025年印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》等政策文件 优化可再生能源电力消纳责任权重制度 建立全球最大绿证市场 [6] “十五五”发展主线与方向 - 发展主线：把“扩量提质、可靠替代”作为“十五五”可再生能源发展主线 既要保持量的增长持续提高新能源供给比重 也要着力质的提升增强对化石能源的安全可靠替代能力 [9] - 发展方向：以电为核心持续扩大可再生能源电力供应规模 以非电为突破积极拓展非电利用途径如制氢氨醇、供热制冷等 提升多元就地转化利用能力 [9] “十五五”发展要求与目标 - 发展要求：落实集成发展、协同发展、高效发展三个要求 推动新能源向上下游、多品种、多产业集成融合转变 加强政策统筹衔接 提升新能源在市场中的竞争力 [9] - 发展目标：明确四个目标 一是“十五五”新能源装机比重将超过50%成为电力装机主体 二是到2030年新能源发电量占比达到30%左右 三是推动可再生能源非电利用规模跃升 四是提升可再生能源可靠替代能力及参与电力平衡的容量比例 [10] 2026年重点工作部署 - 加快修订《中华人民共和国可再生能源法》 研究市场化新阶段下可持续发展长效机制 [12] - 编制实施《可再生能源发展“十五五”规划》 深入谋划重大战略任务、改革举措和工程项目 [12] - 加强政策供给和落实 包括抓好《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》落实 印发《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》 增强深远海海上风电等政策供给 积极参与电力市场规则修订 [13] - 推进重大工程建设 包括加快推进“沙戈荒”第二、三批基地项目 推进库布齐等沙漠光伏治沙实验项目 推动一批深远海海上风电项目开工 稳步推进重大水电及抽水蓄能工程 [13] - 全方位扩大绿电应用 向更多重点用能行业提出绿电消费目标并提高比例要求 优化设置2026年可再生能源电力消纳责任权重目标 持续培育扩大绿证市场并推动国际互认 [14][15]

文章核心观点 - 深化能源体制机制改革是构建新型能源体系、推动能源高质量发展的关键，需直面安全保供、低碳转型、经济高效等多重目标挑战 [2] - “十五五”时期是能源市场化改革攻坚期，需重点破解能源供给侧绿色转型、消费侧活力激发、系统韧性安全提升、市场与成本传导机制健全等四方面体制机制障碍 [8][9][10][11] - 未来改革举措将围绕构建韧性坚强的能源供给机制、绿色消费引导机制、适应新型能源体系的市场价格机制以及现代能源治理体系展开 [12][13][14][15] “十四五”能源体制机制改革成效总结 - 能源市场结构进一步完善：电力市场近80%电量价格通过市场竞争形成，注册经营主体超97万家；油气领域70余家企业进入上游勘探开发，托运商注册主体超1000家；煤炭产供储销已全面市场化 [4] - 能源市场体系加快建立：全国统一电力市场初步建成，油气“X+1+X”市场体系形成，煤炭“基础价+浮动价”机制引导价格在合理区间运行 [5] - 市场化能源价格机制加快理顺：竞争性环节价格有序放开，煤电、新能源上网电价市场化，工商业目录销售电价取消；自然垄断环节科学核定价格，完成三轮输配电定价成本监审 [6] - 能源治理机制持续强化：出台《能源法》构建法律体系四梁八柱，能源规划体系与监管更加完善有力 [6] “十五五”能源体制机制改革面临的挑战 - 推动能源供给侧绿色转型的体制机制需加快建立：为达成2035年新能源装机容量36亿千瓦目标，需解决新能源出力不稳定、对灵活调节资源依赖度高、与化石能源及上下游产业融合不足等问题 [9] - 激发能源消费侧活力的体制机制亟待强化：需释放绿色能源消费潜力，健全激励约束机制与认证体系，并提升消费侧自调节潜力及与供给侧协同性 [10] - 提升能源系统韧性和安全水平的体制机制有待建立：需适应能源平衡方式向“更大范围优化配置与更小范围自我平衡并重”的深刻变革，提升系统灵活性 [10] - 能源市场机制和成本传导机制需要加快健全：需推进全国统一能源市场体系，解决各能源品种市场建设进展差异、各类电源与用户未完全入市、体现多维度价值的市场体系不健全、新模式新业态激励不足等问题 [11] “十五五”深化能源体制机制改革的核心举措 - 构建韧性坚强的能源供给机制：发挥能源规划牵引作用，推动新能源与化石能源集成融合；构建主配微协同的新型能源系统运行机制；构建以电为中心、多能协同的调度运行机制 [13] - 构建能源绿色消费引导机制：构建政策与市场双轮驱动的激励约束机制，完善可再生能源消纳责任权重、碳双控政策及碳市场机制；培育绿证市场并拓展应用；引导绿电直连、智能微电网等新模式新业态创新发展 [14] - 构建适应新型能源体系的市场和价格机制：推动能源供给侧和消费侧全面入市，通过市场竞争形成价格信号；打破省间与行业壁垒，提升跨省区资源配置能力；完善一二次能源价格传导机制 [15] - 构建现代能源治理体系：健全能源法制体系，完善能源监管机制防止垄断延伸，并积极参与国际能源合作与全球能源治理 [15]