请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分中方暂停锂电相关出口管制一年中方暂停锂电相关出口管制一年，亨通光电中标，亨通光电中标 500k500kV V 直流缆直流缆电力设备证券研.
2025-11-04
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5星级
中欧绿色合作推动电力行业低碳转型挑战与机遇免责声明上海国际问题研究院绿色和平（Greenpeace）作者团队本报告作科学研究、环保公益和信息分享目的使用，不作为公众及任何第三方的投资或决策的参考，不承担因此而引发的相关责任。本报告为课题组基于公开信息独立分析研究产出的成果，不对报告中所含信息的及时性、准确性和完整性作担保。如您有任何问题或建议，请联系绿色和平气候与能源项目主任何婧，jhegreenpeace.org上海国际问题研究院成立于 1960 年，是隶属于上海市人民政府的高级研究机构和知名智库。我院主要任务是：以服务党和政府决策为宗旨，以政策咨询为方向，通过对当代国际政治、经济、外交、安全的全方位研究，为党和政府决策提供有力的智力支持；通过与国内外研究机构和专家学者的合作交流，增强我国的国际影响力和国际话语权，提升国家的软实力。上海国际问题研究院一直被国内外权威机构评为中国最重要的国际问题和中国外交智库之一。绿色和平是一家国际环保机构，致力于以实际行动推进积极改变，保护地球环境和推进可持续发展。绿色和平成立于 1971 年，在全球 55 个国家和地区设立了 26 家分支机构。2002 年，绿色和平在北京设立办公室，二十多年来始终坚持基于丰富国际经验下的本土化实践，将可持续发展和环境保护领域的专业知识和先进理念，都投入到推动中国本土环境改善的工作中。从参与国际气候谈判到推动可再生能源发展，从保护青山绿水到建立更可持续的渔业管理体系，从减少工业污染到推广生态农业，从参与蓝天保卫战到推动绿色消费生活理念，绿色和平都深度参与并且积极提供解决方案。上海国际问题研究院：于宏源 绿色和平：何婧、高雨禾、张凯此外，感谢绿色和平气候与能源项目主任郭诗语、绿色和平传播主任王宇宁、绿色和平多媒体制作人赵雨晨、绿色和平东亚办公室全球政策顾问姚喆、绿色和平政府关系专家雍容、绿色和平法律顾问石凌菲。目录导言2第一章中欧气候合作的新背景4 一、全球气候治理的发展与挑战 5 二、欧盟规则引领型的气候政策目标 6 三、中国气候治理的自主政策与合作政策 9第二章中欧气候合作的现状13 一、中欧已形成气候合作的高层共识 13 （一）中欧高层对气候合作的政治共识 13 （二）中欧气候合作的机制建设 16 二、中欧气候合作的经济基础 17 （一）气候合作已经成为中欧经济发展的动力 17 （二）气候合作催生中欧互补的经济模式 18 三、中欧气候合作的成果 21第三章中欧气候合作的挑战22 一、全球气候治理格局的不确定性与竞争性加剧 22 二、欧盟气候政策困境对中欧气候合作的挑战 23 三、中欧关系对中欧气候合作的挑战 25 （一）欧盟部分对华政策影响中欧气候合作 25 （二）中欧气候政策与转型基础差异性造成合作挑战 27第四章中欧合作推动全球气候治理的路径30 一、提升“中欧 ”的气候雄心，加强贝伦气候大会合作 30 二、确立电力脱碳作为中欧能源转型合作的重要抓手 31参考文献331导言导 言在世界百年未有之大变局下，满足全球能源需求与履行气候变化责任，共同构成了各国发展面临的核心挑战与时代责任。随着新能源加速实现对化石能源的增量替代，绿色转型已不再是可选项，而是推动经济增长、保障能源安全、应对气候变化的根本出路。这一趋势正以前所未有的力量，重塑着未来的全球经济秩序。绿色发展将成为世界经济未来的主流化选项，也是中欧两大经济体的主要合作领域【1】。然而随着全球化进程开始偏离其原有轨道，民粹主义、逆全球化思潮、技术民族主义和世界市场保护主义或将阻碍全球应对气候变化步伐，使全球气候治理面对多重挑战与困境，同时，贸易保护、经济安全泛化等趋势进一步制约了全球绿色发展合作进展。欧盟在“绿色新政”的战略指引下，系统构建起包括欧洲气候法Fit for 55清洁工业协议碳边境调节机制在内的绿色政策组合，将绿色发展嵌入其内部制度转型与对外治理战略之中。欧方不断强化碳市场机制、绿色金融体系与技术标准外溢，通过世界贸易组织（WTO）、国际标准化组织（ISO）等机制推进全球绿色规则的趋同化。中国则在“双碳”目标框架下，依托“1 N”政策体系，系统推进能源结构调整、产业转型升级与全国碳市场机制建设，逐步形成以自主路径为主、合作路径为辅的绿色发展战略。中国在光伏、风电、电动汽车、电池、储能与绿氢等领域已具备世界领先的规模化制造与技术迭代能力，为全球绿色转型提供关键产业支撑。在中欧环境与气候高级别对话等环境平台推动下，中欧在碳市场互认、绿色金融、技术合作、生物多样性与气候适应等多个议题上持续深化共识。绿色产业领域则形成了制度协调、技术互嵌与市场耦合三位一体的合作格局。中国企业广泛参与欧洲绿色产业项目建设，布局电池超级工厂、氢能装备制造基地与智慧储能物流系统；欧洲企业则在核心芯片、控制系统、绿色认证机制与技术授权方面向中国提供支撑。双方在绿色低碳产业链的多个关键节点构建出高度协同的分工网络，显著提升了全球绿色供应链的韧性与效率。尤为突出的是，绿色合作对中欧双方的经济结构调整与民生福祉保障产生了深远影响。在产业结构方面，绿色制造、绿色金融与绿色服务业已成为推动新一轮中欧产业升级的关键动力，不仅促进了高质量就业岗位生成和区域经济均衡发展，也加速了传统产业的绿色低碳转型。在民生层面，绿色基础设施的下沉、能源系统的再构与应对极端天气能力的增强，不仅提升了居民能源可及性，也逐步构建起制度化的绿色韧性保障机制，推动绿色转型与社会治理深度融合。中欧绿色伙伴关系也面临日益复杂的挑战。一方面，绿色地缘竞争愈演愈烈，欧美国家围绕绿色技术、关键矿产与标准制定展开制度化争夺，欧盟自身亦受“去风险化”政策导向影响，强化供应链防御、补贴本土制造、排斥中国产品渗透。另一方面，碳边境调节机制（CBAM）的推进、绿色补贴合法性争议与绿色标准的非对称性，正在增加中欧之间的政策摩擦，也加剧了气候治理制度碎片化风险。综上，中国和欧盟作为全球最大的清洁能源生产和消费方，双方始终致力于成为全球绿色发展的重要驱动力，持续引领并推动全球清洁能源转型与可持续发展进程。在推动全球经济增长和【1】冯仲平、贺之杲等.大变局下的中欧关系：调适与发展 J，欧洲研究，2025 年第 1 期。2导言实现气候目标方面，中欧均扮演着不可或缺的角色。中欧绿色伙伴关系关乎巴黎协定和全球气候治理发展，关乎全球绿色供应链和能源转型。在此背景下，中欧宜重点推进以下合作路径建设：第一，提升“中欧 ”的气候雄心，加强贝伦气候大会合作；第二，确立电力脱碳作为中欧能源转型合作的重要抓手。3第一章 中欧气候合作的新背景2025 年 5 月 6 日，习近平主席同欧盟领导人互致贺电庆祝中欧建交 50 周年，双方共同表达了携手应对气候变化的坚定意愿。在这一共识基础上，习近平主席于 2025 年 9 月 24 日进一步宣布了中国新一轮国家自主贡献目标，为全球气候行动提供了关键指引。此举不仅为正处筹备关键期的 COP30 注入了动力，也标志着中欧气候合作从宏观承诺迈入了以具体目标为导向的务实新阶段，为双方在能源转型、绿色产业与气候治理等领域的深度协作开辟了更广阔的空间【2】。在全球气候治理体系不确定性趋势加深和制度碎片化的背景下，中欧气候合作作为全球减排与绿色转型的关键力量，正处于前所未有的复杂环境【3】，部分发达国家气候政策的非线性、不连续性、能源地缘风险的上升与全球绿色经济竞争的加剧【4】，使多边机制面临结构性功能失调。在大国战略分化的背景下，以 巴黎协定 为基础的全球气候治理体系的完整性和有效性或被削弱，迫使中欧在全球气候秩序重构中承担更大制度责任。2025 年是联合国气候变化框架公约启动谈判 35 周年、巴黎协定达成 10 周年，是全球气候治理关键一年。2025 年巴西贝伦联合国气候变化大会（COP30）将标志着多边气候机制重构与气候治理制度落实进入关键交汇点。如 2017 年巴黎协定实施细则的谈判有赖于中欧合作一样，在部分大国再度弱化巴黎协定背景下，中欧合作的全球价值显著上升，巴西贝伦气候大会是决定未来气候融资体系、气候适应机制以及全球减排雄心的关键场域，中欧需团结协作，推动巴西贝伦气候大会成功，维护巴黎协定行稳致远。中欧气候治理合作正从双边框架拓展至多边平台，呈现出制度化、平台化与结构化趋势。近年来，中欧持续在全球气候治理议题上保持高频协调，在巴黎协定执行、全球碳市场建构、气候融资改革与绿色技术转移等方面形成互补协同效应。中方在碳定价、南南合作、适应能力建设方面提出多元治理方案，欧方则通过 WTO、ISO 等机制推动绿色规则体系建设。面对欧盟碳边境调节机制等制度的扩展，中欧有必要在巴黎协定与 WTO 框架下推动“气候责任履约碳边境机制”之间的有效衔接，通过技术协同与规则协商缓解制度外溢风险，提升全球气候治理的规则一致性与执行弹性。在全球气候变化治理转型加速背景下，中欧绿色气候政策转型节奏趋同、政策工具体系不断完善，为进一步对接合作路径、重构战略互信提供了制度基础和产业条件【5】。在此基础上，中欧气候合作不再仅是国际承诺履约的双边支撑，而是内嵌于各自发展逻辑、面向巴黎协定多边框架的保障工程。【2】新华网.习近平同欧洲理事会主席科斯塔、欧盟委员会主席冯德莱恩就中欧建交 50 周年互致贺电 EB/OL.https:/ T.,“Deference and Hierarchy in International Regime Complexes.”,International Organization.2018;72(3):561-590.【4】周亚敏.国家间绿色竞争、数字竞争与美国对华选择性“脱钩”J.世界经济与政治,2024,(01):138-170 175-176.【5】张彦著,郑军.从“扰沌”“创造性毁灭”“结构性权力”视角试析新冠疫情形势下全球环境治理格局变迁及有关建议 J.中国发展,2021,21(02):60-69.第一章 中欧气候合作的新背景4第一章 中欧气候合作的新背景当前，全球气候治理体系正处于从政治承诺走向制度落实的关键过渡阶段，但治理碎片化趋势日益明显，国际合作的协调效能不断下降。联合国环境规划署 2024 年排放差距报告指出，现有国家自主贡献（NDCs）与实现 1.5 C 温控目标之间仍存在显著缺口，即使各国完全履行现有承诺，到本世纪末全球气温仍将上升 2.5 C 以上【6】。与此同时，全球碳预算迅速消耗、极端天气事件频发，进一步加剧了全球南北国家之间在气候责任认定与资源分配问题上的紧张态势，导致谈判陷入僵局。在全球气候目标日益紧迫、能源结构深度转型的背景下，绿色转型进程正在遭遇多维度的结构性挑战。绿色转型已超越传统能源和产业政策的范畴，深度嵌入全球制度重构、地缘政治演变和供应链战略调整之中。技术扩散与绿色治理不再仅依赖市场机制，而日益受到安全逻辑、政策分化和制度摩擦的约束【7】。这一趋势显著影响了中欧绿色合作的外部条件，也对其战略对接提出更高要求。首先，全球气候治理面临多边协调困境与制度碎片化风险并存的局面。在联合国气候机制尚未就多边融资、碳市场互通等关键议题达成有效协调的背景下，主要国家与区域集团已开始推动区域化治理平台与本地化规范机制的建设。碳定价制度在不同国家间缺乏兼容性，绿色投资规则因法律体系与透明度差异难以实现对接，技术标准则频繁演变为新型非关税壁垒。在此背景下，欧盟逐步将自身绿色规范嵌入对外经贸规则与发展援助体系中，通过碳边境调节机制、欧盟分类法规（EU Taxonomy）等制度工具强化绿色规则外溢，推动全球气候治理规则的“欧盟化”路径【8】发展。此外，欧盟通过2030 环境行动纲领与循环经济行动计划，强调资源的战略性再利用与供应链安全，旨在通过完善绿色供应链治理体系应对关键矿产、再生原料等领域的制度摩擦与政治干扰【9】。绿色转型已不再是全球共识的技术路径，而成为国家间规则竞争的制度场域。与此同时，地缘政治张力显著干扰清洁能源合作。关键矿产与绿色技术的全球供应链正呈现出区域化、政治化趋势，绿色产业战略被纳入国家安全范畴。例如，清洁能源设备、氢能、电池等新兴技术产品越来越频繁地面临原产地溯源、碳足迹核算、数据透明度等方面的制度性审查。部分国家设定绿色产品“安全审查”门槛，使绿色转型政策与国家安全议程高度融合，进而侵蚀全球合作的制度基础。【6】联合国环境规划署.EMISSIONS GAP REPORT 2024EB/OL.https:/wedocs.unep.org/bitstream/handle/20.500.11822/46404/EGR2024.pdf.【7】杨宇,夏四友,金之钧.能源转型重塑地缘政治的逻辑与研究展望 J.地理学报,2023,78(9):2299-2315.【8】欧盟委员会.碳边境调节机制介绍 EB/OL.https:/climate.ec.europa.eu/eu-action/eu-carbon-border-adjustment-mechanism_en.【9】欧盟委员会.2030 年环境行动纲领 EB/OL.https:/environment.ec.europa.eu/strategy/environment-action-programme-2030_en.一、全球气候治理的发展与挑战5第一章 中欧气候合作的新背景欧盟正持续聚焦绿色产业和技术发展，着力提升自身绿色竞争优势，并通过一系列发展倡议和实践积极推动经济绿色转型。以欧洲绿色协议为核心，结合具有约束力的气候立法及碳关税等机制，欧盟正系统构建其绿色制度框架，同时致力于增强在全球多边气候治理中的领导力。长期以来，欧盟将绿色低碳转型作为其内部政策核心与对外战略工具，试图通过强化制度设计与政策创新，确立其在全球气候治理体系中的制度主导地位。自 2019 年提出欧洲绿色协议以来，欧盟在绿色立法、能源结构调整、产业绿色升级与气候金融机制建设等方面推进力度显著加大【10】。2020 年起，欧盟围绕“欧洲绿色协议”总体框架，陆续出台一系列具有战略性、系统性和可操作性的气候治理与绿色转型政策工具。在此框架下，关键原材料法案【11】以立法方式强化了对绿色转型所需关键资源供应的自主控制与安全保障，体现出欧盟将绿色竞争力与资源安全高度绑定的政策取向【12】。2021 年提出的“Fit for 55”一揽子立法提案，作为落实 2030 年气候目标的核心机制，涵盖了碳边境调节机制、能源效率改革、可再生能源推广、绿色燃料应用、碳市场改革等关键领域【13】。同时，欧洲气候法案欧盟氢能战略以及能源系统一体化战略共同构建起欧盟能源转型与产业结构重塑的路径图。在对外协同方面，欧盟持续通过 中欧全面投资协定 中的绿色条款推动绿色金融与碳市场机制对接，并借助世贸组织等多边平台积极引导全球气候规则向欧盟标准靠拢，力求在减排责任、制度设计、适应能力建设、绿色技术合作等多维度确立其全球治理主导权和制度影响力。此外，欧盟还积极构建绿色融资体系（如“可持续金融一揽子方案”），增强绿色税制灵活性（如绿色能源税修订），并推进碳边境调节机制与 WTO 规则相兼容，以实现气候目标与贸易体系建设的双轨并进。在碳定价、适应战略、海运燃料规范等技术领域的立法进程中，欧盟展现出将环境标准系统嵌入全球多边机制的明确意图，也为中欧等主要经济体之间的绿色规则协调提供了制度参照。这一系列政策不仅彰显出欧盟在全球气候治理中的引领地位，也表明欧盟在全球绿色产业链竞争加剧、多边制度碎片化的形势下，正在通过更加系统化、战略化的措施稳步推进其气候雄心。以欧洲气候法所确立的 2050 年气候中和目标为核心牵引，欧盟通过“Fit for 55”【14】立法包、“REPowerEU”计划、清洁工业协议净零工业法案等系统性工具【15】，逐步构建起涵盖气候目标、产业结构调整、能源安全保障与规则外部输出的完整政策体系，展现出其在绿色转型中的雄心与领导意愿。在风电装备合作迅速扩展的同时，欧盟对战略资源自主可控的制度化回应也对中欧产业链协同提出了更高要求。2023 年正式生效的关键原材料法案首次系统性提出战略原料自主化目标，包括稀土、锂、钴、镍等绿色能源核心材料。法案要求 2030 年前欧盟本土的战略原材料加工能力达总需求的 50%、回收利用率提高至 15%，并配套建立“战【10】欧盟委员会.The European Green Deal-European CommissionEB/OL.https:/commission.europa.eu/strategy-and-policy/priorities-2019-2024/european-green-deal_en.【11】欧盟委员会.关键原材料法案原始提案 EB/OL.https:/ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_23_1661.【12】欧盟委员会.关键原材料法案提案（2023 年 3 月）EB/OL.https:/eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52023PC0160.【13】欧盟理事会.Fit for 55EB/OL.https:/www.consilium.europa.eu/en/policies/fit-for-55/.【14】欧盟委员会.Fit for 55：实现欧洲绿色协议的立法工具包 EB/OL.https:/ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_21_3541.【15】庄贵阳,周枕戈,王思博,等.绿色竞合态势下中国碳中和政策的国际协同 J.拉丁美洲研究,2023,45(05):62-77 160.二、欧盟规则引领型的气候政策目标6第一章 中欧气候合作的新背景略项目快速审批机制”与关键矿产联合储备体系。这些措施在强化欧盟供应链韧性的同时，也对中资企业在欧的本地化生产、绿色认证与项目审批适应能力提出新挑战【16】。欧盟的气候政策实践为其绿色发展提供了重要战略机遇。一方面，绿色新政加速了欧盟内部绿色能源系统建设，特别是在风能、光伏、绿色氢能等领域实现了快速部署与技术突破。海上漂浮式风电、高效钙钛矿光伏电池、智能电网与氢能产业链建设均取得突破性进展，为绿色能源自给能力提升提供了关键支撑。在绿色金融机制方面，欧盟通过可持续金融分类标准、绿色债券标准和可持续金融信息披露规则，系统性引导社会资本流向绿色产业，建立起全球最完整的绿色金融政策架构。随着欧洲投资银行转型为气候银行，绿色资金动员能力进一步增强，为落实气候目标提供了坚实的资本基础。此外，欧盟还试图通过碳定价机制不断强化其绿色治理体系的制度引导力【17】。欧盟碳排放交易体系（ETS）已成为全球最成熟的碳市场。通过扩大覆盖行业、加快配额收紧节奏与引入社会气候基金等措施，欧盟增强了碳价信号在能源、交通、建筑等关键领域的传导效能。碳边境调节机制的实施，标志着欧盟从内部市场规制走向全球贸易规则重塑，通过制度外溢推动全球绿色产品标准趋同，试图将其高标准碳监管体系转化为绿色贸易竞争的主导工具。绿色标准与碳定价体系的协同推进，不仅提升了欧盟在国际气候治理中的制度话语权，也构成其应对全球绿色产业链竞争的战略保障【18】。提升工业竞争力是欧盟成员国的共识，也是新一届欧盟委员会的施政支柱。2024 年 9 月欧盟竞争力报告建议出台清洁工业协议；2024 年 12 月 1 日新一届欧盟委员会正式就职，主席冯德莱恩承诺在委员会新任期 100 天内提出该协议；2025 年 2 月 26 日清洁工业协议正式出台【19】。协议围绕三大方向展开：第一，清洁工业协议旨在提升对清洁技术制造业的财政、金融、政策支持，培育欧盟成员国新能源产业的国际核心竞争力、提升能源自主性：一是建立一个新的欧洲竞争力基金、强化欧洲投资银行的绿色融资能力，并拨款促进绿氢和动力电池等发展；二是将简化清洁技术制造业的投资监管、招标和许可程序，以提升欧盟工业重组效率；三是发展欧盟低价风电，并促成风电行业与高耗能行业的合作，同步实现欧盟能源独立与零碳转型。第二，清洁工业协议对高耗能产业设置低碳循环标准，并扩大碳边境调节机制实施范围。一方面，欧盟通过企业可持续发展报告指令推动涵盖中国出口方在内的企业采购低碳循环产品和使用绿电【20】；另一方面，欧盟将通过碳边境调节机制防止碳定价削弱其工业竞争力。第三，清洁工业协议采取绿色外交和战略合作策略，寻求多元化的原材料、清洁能源和清洁技术供应、降低对中国绿色产品依赖程度，协议制定了“清洁贸易和投资伙伴关系”（CTIP），旨在以绿色标准、融资机制与原材料安全为核心，整合欧盟产业、金融与外交资源，共同推动“友岸”国家绿色价值链建设，积极鼓励在清洁能源、关键原材料、清洁技术贸易和工业领域的绿色投融资发展。【16】欧盟委员会.关键原材料法案提案（2023 年 3 月)EB/OL.https:/eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52023PC0160.【17】孙楚绿,慕静.产品环境足迹的供应链绿色采购政策分析欧盟的实践与启示 J.天津大学学报(社会科学版),2017,19(01):7-11.【18】姚铃,夏传信.中欧绿色转型政策、路径比较及有关合作建议 J.对外经贸实务,2023,(12):4-11.【19】欧盟法规.Delegated regulation-EU-2024/2508EB/OL.https:/eur-lex.europa.eu/eli/reg_del/2024/2508/oj/eng.【20】Yuanzhi Z.CSRD(欧盟企业可持续发展报告指令)与 ESRS（可持续发展报告准则）以及 CSDDD（企业可持续发展尽职调查指令）EB/OL.https:/ 中欧气候合作的新背景欧盟坚定推进其长期温室气体减排目标。根据欧盟委员会发布的新规划，欧盟确立了至2040年温室气体排放量比1990年减少90%的中期目标，并计划在2030年实现至少55%的减排。欧盟委员会承诺将在未来数年内投入超过 1000 亿欧元资金，支持可再生能源、氢能、电池制造及关键原材料回收利用等领域的发展。2025 年发布的欧盟竞争力指南针【21】以“科技创新、能源低碳和经济安全”为支柱，明确指出未来竞争力不仅关乎经济增长，更关涉欧盟的全球地位、安全自主与战略资源掌控能力。该文件明确提出“创新驱动的生产率提升”是恢复竞争力的核心路径，并将清洁能源、关键原材料、生物技术与人工智能列为优先发展领域。在推动碳中和的同时，欧盟意图通过统一绿色标准、设立欧洲竞争力基金、建立关键材料联合采购平台等措施，强化其在绿色产业链与技术规则制定中的话语权，打通从政策激励到市场落地的全流程【22】。尤为重要的是，欧盟计划在 2026 年前完成电网现代化计划，推出欧洲电气化行动方案，并在 2030 年前显著提升工业部门脱碳水平。为此，欧盟将在 2027 年启动碳排放交易体系第二阶段（ETS II），首次将建筑、交通等部门纳入统一碳市场管理，以进一步扩大碳定价覆盖范围【23】。与此同时，欧盟理事会提出加强与中亚地区的气候合作，承诺通过知识共享、资金支持与技术转让，帮助中亚国家提高水资源管理与能源安全水平【24】。这一举措不仅是欧盟气候外交的一部分，也服务于其在全球绿色供应链竞争中的战略布局。通过深化与中亚、非洲、南美等地区的合作，欧盟试图减少对单一供应链的依赖，增强自身战略自主性【25】。在对外合作方面，欧盟与南非签署了首个“清洁贸易与投资伙伴关系”协议，旨在推动双方在绿色能源、关键原材料加工及数字经济领域的合作。该协议不仅为南非提供了 47 亿欧元的投资支持，也标志着欧盟试图借助绿色转型议题深化与全球南方国家的关系。欧盟委员会主席冯德莱恩在欧盟-南非峰会上强调，南非是欧盟“全球门户”战略的关键合作伙伴，双方将共同抵制破坏多边合作体系的行为，推动全球治理结构的改革【26】。值得关注的是，中欧企业在“一带一路”框架下的联合出海行动与“清洁贸易和投资伙伴关系”倡导的标准兼容与平台化路径形成互补优势，为未来中欧在非洲、拉美与东南亚开展绿色投资、共同塑造区域绿色治理架构提供了制度性支撑【27】。【21】欧盟委员会.欧盟竞争力指南针（Communication on the European Competitiveness Deal）EB/OL.https:/commission.europa.eu/publications/communication-european-competitiveness-deal_en.【22】欧盟委员会.欧盟竞争力指南针（A Competitiveness Compass for the EU）EB/OL.https:/commission.europa.eu/publications/competitiveness-communication_en.【23】欧盟气候政策说明.ETS2:buildings,road transport and additional sectorsEB/OL.https:/climate.ec.europa.eu/eu-action/eu-emissions-trading-system-eu-ets/ets2-buildings-road-transport-and-additional-sectors_en.【24】Partnering for a Sustainable Future.EU-Central Asia Cooperation on Water,Energy,Climate,and DigitalisationEB/OL.https:/www.eeas.europa.eu/eeas/partnering-sustainable-future-eu-central-asia-cooperation-water-energy-climate-and-digitalisation_en.【25】欧盟气候政策说明.EU climate cooperation with AfricaEB/OL.https:/climate.ec.europa.eu/eu-action/international-action-climate-change/eu-engagement-climate-action-non-eu-countries/eu-climate-cooperation-africa_en.【26】欧盟委员会.Global Gateway Investment Package South AfricaEB/OL.https:/ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_25_774.【27】欧盟委员会.欧盟竞争力指南针（A Competitiveness Compass for the EU）EB/OL.https:/commission.europa.eu/publications/competitiveness-communication_en.8第一章 中欧气候合作的新背景三、中国气候治理的自主政策与合作政策中国在全球气候治理中的地位持续上升，尤其在碳达峰与碳中和目标明确提出后，中国成为了全球绿色转型结构中的关键性力量。2020 年，中国在联合国大会上正式提出力争 2030 年前实现碳达峰、2060 年实现碳中和的“双碳”目标，在时间设定与系统部署方面体现出高度的政策自主性与战略前瞻性。2025 年 9 月，中国国家主席进一步宣布了中国以全经济纬度为核心的2035 年国家自主贡献目标，明确到 2035 年中国全经济范围温室气体净排放量比峰值下降 7%至10%，非化石能源消费占能源消费总量的比重达到 30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到 2020 年的 6 倍以上、力争达到 36 亿千瓦。中国已成为全球能源转型的主引擎，并正以系统性行动推动全球话语体系的重构。2024 年，中国清洁能源投资规模达到 6250 亿美元，占全球总量的三分之一，连续十年在光伏和风电装机容量上稳居世界首位【28】。过去十年间，中国对全球非化石能源消费增量的贡献率超过 45%，充分展现出其从能源消费大国向绿色供给大国的根本性转型。2025 年 7 月发布的2025 年世界能源统计（Statistical Review of World Energy 2025）【29】进一步指出 2024 年亚太地区风光发电量增幅最大，达 399 太瓦时。中国贡献了该地区 91%的增量，占全球总增量的 57%，一直处于能源转型进程的领先位置。中国已由被动应对国际减排压力转向主动塑造气候规则秩序，体现出其在全球能源结构转型、绿色产业重构和气候治理责任体系中的深层次战略转变，并逐步构建起了“自主”与“合作”并存的气候治理政策体系。第一，构建多维度国内政策应对体系。一是加快减排与能源结构转型。中国以量化目标推动减排，2024 年发布的2024-2025 年节能降碳行动方案明确要求单位 GDP 二氧化碳排放降低 3.9%，并设定 2025 年非化石能源消费占比提升至 18.9%的目标。截至 2024 年 7 月，风电和太阳能装机容量突破 12 亿千瓦，提前 6 年实现 2030 年目标。二是提升适应气候变化能力。面对 2024 年频繁发生的极端天气事件，中国印发中国适应气候变化进展报告（2024），提出完善灾害预警体系、加强重点工程韧性等措施。例如，林草生态稳定性增强，森林蓄积量增至 194.93 亿立方米；水利工程抗灾标准提升，2024 年极端降水与台风应对效率显著提高【30】。三是完善政策体系与技术创新支撑机制。例如，中国在 2022 年发布了国家适应气候变化战略2035，在深入评估气候变化影响风险和适应气候变化工作基础及挑战机遇的基础上细化气候政策落地举措，强化财政、科技与法律保障。第二，将碳中和全面纳入国家发展战略，构建以“双碳”目标为统领的政策体系。在碳达峰路径上，中国逐步建立了涵盖能源、工业、交通、建筑、农业等多个领域的低碳转型框架，通过“双控”机制约束能源消费总量与强度，在重点行业实施能效提升与技术改造，提升可再生能源的比重。在碳中和路径上，国家层面启动了碳达峰碳中和“1 N”政策体系建设，明确由中共【28】国际能源署（IEA）.世界能源投资 2024（World Energy Investment 2024）EB/OL.https:/www.iea.org/reports/world-energy-investment-2024/china.【29】Energy Institute.Statistical Review of World Energy 2025EB/OL.https:/www.energyinst.org/statistical-review.【30】中华人民共和国生态环境部.中国适应气候变化进展报告（2024）EB/OL.https:/ 中欧气候合作的新背景中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见【31】作为顶层设计，通过涵盖能源、产业、城乡建设、交通运输等重点领域的“N”项配套政策，逐步构建起“目标导向政策统筹制度保障”的战略实施格局【32】。中国能源结构正加快转型升级，非化石能源消费占比自 2010 年的 9.4%上升至 2024 年的 18.3%，煤电装机占比首次降至 40%以下【33】。在此基础上，中国能源技术体系持续创新，特高压输电、智能电网等技术达到国际领先水平，风电产业关键零部件全球市场占有率超过 70%，新型储能装机规模较 2022 年增长五倍，氢能加注站数量突破 300 座，逐步构建起了具有自主能力的新型能源体系【34】。在产业绿色转型过程中，中国也日益重视关键原材料的供应保障与产业链韧性建设，以支撑风电、光伏、电池等绿色技术体系的持续发展。当前，关键矿产资源已成为全球绿色转型的战略制高点。欧盟通过关键原材料法案构建涵盖勘探、加工、回收与替代的全流程监管体系，明确“2030 年前矿产本土加工比例达 40%、回收比例达 25%、单一来源依赖不超 65%”的战略目标。中国亦强化稀土、锂、钴等资源的本地供给能力与全球合作布局，推动绿色供应链的安全可控，为碳中和目标提供资源保障【35】。在“双碳”目标支撑下，中国绿色产业发展成效显著：2023 年，全国非化石能源装机容量占比首次超过一半，光伏组件产量占全球总量的八成以上，新能源汽车销量已连续八年位居世界第一【36】。2024 年，中国能源结构持续优化【37】，一次电力及新能源占一次能源生产总量比重为 19.3%。通过构建涵盖政策制度、产业体系和技术应用的完整低碳转型路径【38】，中国不仅实现了单位 GDP 二氧化碳排放十年下降 34.4%的成效，中国的清洁能源发展也为广大发展中国家提供了具有参考价值的绿色发展经验。根据世界银行研究，中国新能源成本下降已使全球光伏电价降低 80%，显著加速了清洁能源平价时代的到来。【31】求是网.中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见 EB/OL.http:/ CNKI 数据库的知识图谱分析 J.河南理工大学学报(社会科学版),2021,22(03):30-39.【33】央视网.我国清洁能源投资规模占全球比重达 EB/OL.https:/ EB/OL.https:/ 年 3 月）EB/OL.https:/eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52023PC0160.【36】证券时报.透过数据看“十四五”答卷：中国能源转型提“质”焕“新”EB/OL.https:/ 8 年全球第一 EB/OL.https:/ 国能能源研究院.中国能源数据报告（2025）EB/OL.https:/ 国能能源研究院.中国能源数据报告（2025）EB/OL.https:/ 中欧气候合作的新背景8858.716.25841.536.71974.58.39970.412.58390.443.620835.5表 1：2023-2024 年全国清洁能源发电量【39】第三，在国际合作中积极引领全球气候治理。一是参与全球规则制定。中国在 COP29 上重申支持“共同但有区别的责任”原则，主张发达国家兑现资金承诺。通过中国应对气候变化的政策与行动 2024 年度报告，中国系统展示履约进展并推动巴黎协定实施细则谈判。在“基础四国”“气候行动部长级会议”等机制中，中国不断协调发展中国家的共同立场，促进在“共同但有区别的责任”原则框架下实现全球气候雄心的平衡推进。二是中国开创了不同于传统气候援助的合作模式，推动全球气候正义的实现。通过资金支持、技术输出与能力建设相结合的方式，中国与 42 个发展中国家签署了应对气候变化的南南合作备忘录，为 120 多个发展中国家培训了2500 余名气候变化领域的官员和技术人员【40】。值得一提的是，中国还高度重视与非洲国家在清洁能源领域的合作，已在非洲实施了数百个清洁能源发电和电网项目；南非德阿风电站、肯尼亚加里萨光伏电站、卢旺达那巴龙格河二号水电站等成为当地发展清洁能源的标志性项目【41】。这种不附带政治条件的合作方式，有效推动了全球范围内更加公平的技术转移。三是多层次多边协作。中国持续加大对发展中国家的气候援助，2024 年新增 10 个“低碳示范区”建设项目，并积极共享光伏、风电等绿色技术。同时，中国积极推动全球碳市场互联机制研究，倡导建立公正的碳定价体系。在“一带一路”倡议中，绿色低碳合作持续深化，2024 年沿线可再生能源项目占比超 60%。中国创新设计与欠发达国家碳减排合作模式，将中国绿色“一带一路”建设与巴黎【39】国际能源网 国能能源研究院.中国能源数据报告（2025）EB/OL.https:/ 42 个发展中国家签署应对气候变化南南合作备忘录 EB/OL.https:/ 共谋绿色发展中非合作共创未来 EB/OL.https:/ 中欧气候合作的新背景协定第 6.2 条下的碳交易机制有机结合起来，既有利于解决“一带一路”沿线欠发达国家实现绿色低碳转型所需要的技术和资金缺乏问题，也有助于中国低成本完成国家自主贡献目标，同时也为我国参与绿色“一带一路”建设的企业带来额外收益【42】。此外，中国还与国际组织联合设立气候适应基金，支持脆弱国家应对海平面上升等风险。第四，碳市场建设加速推进。中国全国碳排放权交易市场于2021年启动，首期覆盖电力行业，并计划逐步扩展至钢铁、水泥、电解铝、石化等重点排放行业。碳定价信号初步释放，市场机制在调节减排行为、引导绿色投资方面初具规模。绿色金融体系亦在快速完善，绿色债券、绿色贷款、绿色保险等工具制度逐步成型，全国统一的绿色金融标准框架建设稳步推进，为实现气候目标提供长期资本支撑。应当看到，全球气候治理面临双重现实挑战：一方面，实现气候目标需要大规模、持续的资金投入，远非一国所能负担；另一方面，气候治理体系构建需要持续的技术创新和实践积累，亦非一国所能完成。特别是在长达十余年金融危机的持续影响下，全球经济增长长期乏力，加之传统霸权秩序的衰落，全球气候治理正呈现出扁平化、去中心化的发展趋势，逐渐形成权力分散的多元共治格局。与全球治理整体演进趋势相似，全球气候治理正站在路径选择的十字路口：是以排他性、对抗性的方式推进，还是秉持合作共赢的理念构建多元体系，将直接决定未来全球气候治理是走向分裂对立，还是迈向包容与协同【43】。【42】翁玉艳,余润心,陈奕名,等.基于绿色“一带一路”建设和国际碳交易的碳减排合作模式探析 J.环境保护,2023,51(24):72-76.【43】王志芳,张丹.中欧引领全球气候治理合作探索 J.世界环境,2023,(02):49-52.12第二章 中欧气候合作的现状2025 年 7 月 24 日，习近平主席会见来华参加第二十五次中国-欧盟领导人会晤的欧洲理事会主席科斯塔和欧盟委员会主席冯德莱恩时指出:“中欧都是主张多边主义、倡导开放合作的建设性力量”，“中方愿同欧方加强协调，推动今年联合国气候变化贝伦大会取得成功，为应对气候变化和全球绿色转型作出更大贡献。”2025 年 3 月 7 日，中共中央政治局委员、外交部长王毅指出【44】，2025 年是中欧建交 50 周年，回顾双方半个世纪的交往，最宝贵的经验是相互尊重，最强大的动力是互利共赢，最一致的共识是多边主义，最准确的定位是伙伴关系。中华民族“和而不同”“美美与共”的传统思想与欧盟“多元一体”的发展理念不谋而合。中欧关系 50 年发展历程表明，只要双方相互尊重、平等相待、坦诚对话，就能推动合作、办成大事。中欧分处亚欧大陆两端，中欧之间不存在根本利害冲突，也没有地缘政治矛盾，共识远大于分歧，合作远大于竞争，是相互成就的伙伴而非零和博弈的对手，更不是敌人【45】。气候治理已成为中欧之间最具制度支撑力与战略稳定性的合作领域之一【46】。中欧在国家战略层面对绿色转型的政治承诺高度一致，为中欧战略对接奠定了制度基础【47】。中国在“3060”目标框架下提出构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，系统部署碳达峰、碳中和的阶段性安排，并在此基础上形成了“1 N”政策体系支撑绿色发展。在国家能源结构调整、产业绿色升级、碳市场机制建设、绿色金融发展等关键环节【48】，中国均建立了相应制度化推进路径。欧盟则通过欧洲绿色新政与欧洲气候法将 2050 年实现气候中和写入法律文本。（一）中欧高层对气候合作的政治共识中欧经济上高度互补且利益深度交融，在应对气候变化、生物多样性保护以及维护有效的多边主义等方面存在广泛共同关切。欧盟及其主要成员国领导人对这一点都有清晰的认识（见表2）。法国总统马克龙和德国时任总理朔尔茨均公开反对对华“脱钩”，冯德莱恩本人也明确表示与中国“脱钩”既不可行，也不符合欧洲的利益。在 2023 年 6 月举行的欧盟夏季峰会中，各方专门就经济安全战略和对华“去风险”议题展开讨论，并在最终结论中强调，欧盟仍视中国为重要经贸伙伴，将逐步降低在战略性领域对华依赖，但无意对华“脱钩”。【44】中华人民共和国外交部.王毅谈中欧关系：成就彼此，照亮世界 EB/OL.https:/ 50 周年 EB/OL.http:/ J.中国环境管理,2023,15(04):5-7.【47】王存刚.执政党认知、国家战略与全球治理机制变革以中国共产党与全球气候治理机制为例 J.东北亚论坛,2022,31(06):18-35 125.【48】王妍.“碳中和”背景下的中欧气候合作以与北欧国家的绿色低碳科技合作为例 J.北京理工大学学报(社会科学版),2023,25(05):54-63.第二章 中欧气候合作的现状一、中欧已形成气候合作的高层共识13第二章 中欧气候合作的现状2020/2/12021/9/272022/7/82023/7/42024/6/182025/7/14表 2：2020-2025 中欧环境与气候高层对话【49】欧盟和欧洲国家并不愿意走上与中国“脱钩”之路。2023 年 4 月 7 日，法国总统马克龙访华期间，中法双方发表联合声明，称中法双方“寻求在多极世界里强化以联合国为核心的多边国际体系”【50】。尽管欧盟委员会及部分欧洲国家政府不断强调所谓“去风险”的论调，但中国庞大的市场规模、完善的产业链与供应链所带来的显著成本优势，以及中国持续推进高水平对外开放的政策决心，仍促使欧洲企业“用脚投票”，不断加大对华投资并深化双边贸易合作。美国彼得森国际经济研究所 2024 年 8 月发布的报告进一步印证了这一趋势：2018 年至 2023 年间，欧盟与中国之间的经济相互依赖程度不降反升【51】。中国对欧洲生产的旅行用品、手袋、鞋类和服装等商品的进口持续增长，而欧洲自中国进口的制成品，尤其是电池和电动汽车配件，也出现大幅增加。【49】中华人民共和国外交部.丁薛祥同欧盟委员会执行副主席里贝拉举行第六次中欧环境与气候高层对话 EB/OL.https:/ E.Lovely&Jing Yan.While the US and China decouple,the EU and China deepen trade dependenciesEB/OL.https:/ 中欧气候合作的现状表 3：中国与北欧国家的低碳科技合作一览表【52】欧盟对外行动署副秘书长恩里克 斯库格强调欧中关系是全球最重要双边关系之一，欧盟愿与中国深化伙伴关系，加强沟通合作，共同维护多边主义，推动欧中关系取得更大发展【53】。欧盟“全球门户”战略正逐步将气候议题系统纳入对华对话与合作框架，构建起绿色领域对接的重要机制。2024 年底，欧盟委员会正式发布全球门户：2025 年度执行进展报告，明确将绿色能源、可持续基础设施和数字互联作为三大优先领域，并将“非洲、拉美及亚洲的绿色伙伴关系”作为对外合作的关键支点。在与中国合作方面，报告提出将鼓励欧中企业、金融机构与多边平台围绕清洁能源项目展开联合投融资，探索绿色标准与第三方市场规则的兼容对接【54】。与此同时，欧盟气候署在其 气候适应与复原路线图（2025）中明确将中欧环境与气候高层对话机制视作“全球适应性融资机制协调的重要支点”，并倡议双方在绿色氢能、气候韧性基础设施等前沿议题上建立“联合工作组”机制。此类机制创新不仅有助于深化政策沟通，也将提升中欧在全球南方市场的联合影响力，进一步扩展绿色合作的战略纵深【55】。【52】王妍.“碳中和”背景下的中欧气候合作以与北欧国家的绿色低碳科技合作为例 J.北京理工大学学报(社会科学版),2023,25(05):54-63.【53】欧盟中国商会.五十载携手同行中欧建交 50 周年招待会隆重举行 刘坚东会长率中资企业代表出席 EB/OL.http:/www.ccceu.eu/2025-05/09/c_4701.htm.【54】欧盟委员会.Global Gateway:Annual Progress Report 2025EB/OL.https:/commission.europa.eu/publications/global-gateway-annual-report-2025_en.【55】欧洲环境署.Climate Adaptation and Resilience Roadmap 2025EB/OL.https:/climate.ec.europa.eu.15第二章 中欧气候合作的现状2025 年 6 月 2 日，第十六届中欧企业家峰会在西班牙马德里举行。峰会以“共筑未来：中欧产业升级与可持续发展”为主题，汇聚了来自中国、西班牙及欧洲多国的政府代表、企业家、学者及相关机构负责人【56】。西班牙前工业与旅游部长米格尔塞巴斯蒂安指出，中欧可将“一带一路”倡议与欧盟“全球门户”战略进行对接，并在绿色转型（如风电、电动汽车）、数字经济（人工智能、半导体）和供应链安全三大领域深化合作。中国在新能源技术和市场规模上拥有优势，欧洲则在绿色氢能和数据规则方面拥有专长，双方可以共同开发非洲、拉美市场。此外，双方还应协调应对单边关税战，构建更具韧性的多边经贸体系。人工智能加速器创始人乔霍尼杜尔则提出，西班牙凭借廉价绿色能源和人才优势，可成为中国科技企业进军欧洲的跳板。2025 年中国和欧盟领导人发表关于应对气候变化的联合声明【57】，重申在当前变乱交织的国际形势下，世界各国尤其是主要经济体保持政策连续性与稳定性、加大应对气候变化努力至关重要。双方强调维护联合国气候变化框架公约及巴黎协定的核心地位，同时必须坚持共同但有区别的责任等原则。双方一致认为“绿色”是中欧合作鲜明底色，绿色伙伴关系是双边关系重要基石，双方在绿色转型领域拥有坚实基础和广阔空间。为此，中欧承诺共同发挥全球引领作用，在推进公正转型的同时，坚守公约与协定目标，强化务实行动以落实气候承诺，支持COP30 大会成功举办，加速全球可再生能源部署与技术普惠共享，提升气候适应能力。双方还同意在 COP30 前提交覆盖全经济范围的 2035 年国家自主贡献，并持续深化在能源转型、气候适应、甲烷减排、碳市场建设等关键领域的双边合作。上述新进展表明，虽然中国和欧盟在彼此认知与双边关系定位上仍存在差异，但是双方都有加强对话合作的强烈意愿，并致力于通过建立和完善对话磋商机制，有效管控分歧与矛盾。这将为双方最大限度地求同存异、加强务实合作提供保障。（二）中欧气候合作的机制建设2023 年，中欧绿色低碳合作取得多项实质性进展。首届“中欧合作伙伴对话”活动成功举办，会上遴选并发布了中欧绿色低碳发展合作的十个典型案例。11 月，中国与欧盟建立的首个碳中和中心中法碳中和中心（CNC）正式成立。2024 年 6 月，中德两国政府签署关于建立气候变化和绿色转型对话合作机制的谅解备忘录，将重点产业绿色低碳转型纳入合作范围【58】。同年中方代表团访问法国，法方生态环境与能源部门官员和专家对中国在城市交通领域减污降碳的实践表示高度认可，认为其经验值得借鉴。中华人民共和国和法兰西共和国联合声明进一步强调，“气候、生物多样性和土地退化防治是中法两国共同优先事项”。此外，中欧还举行了第四轮海洋法和极地事务对话，就国家管辖范围以外区域海洋生物多样性协定（BBNJ）协定、南极海洋保护区等议题交换了意见；中国与丹麦共同发布中华人民共和国政府和丹麦王国政府绿色联合工作方案（2023-2026），双方将在污染防治、废弃物处理、化学品管理、生物多样性及海洋生态保护、可持续城市发展等领【56】习近平外交思想和新时代中国外交网站.2025 中欧企业家峰会举行：共庆建交 50 周年，深化绿色创新合作 EB/OL.http:/ 10 周年后的前进方向 EB/OL.https:/ _ 部门动态 EB/OL.https:/ 中欧气候合作的现状域加强合作【59】。2024 年 4 月 8 日至 11 日，来自欧盟及其成员国法国、德国、荷兰、丹麦的气候特使代表团访华，进一步推动中欧气候对话。4 月 26 日，2024 中关村论坛布鲁塞尔平行论坛以线上线下结合方式同步举行，论坛以“中欧绿色转型与产业合作”为主题，旨在探讨并加深中欧在可持续发展领域的共识与协作。2025 年 3 月，欧盟与中国重启“中欧环境与气候高层对话”，双方同意在碳市场机制互认、绿色贷款核算方法等领域开展新一轮联合研究与政策协调。尽管中欧在部分产业链领域存在竞争，但欧盟气候事务专员指出，中欧在第三方市场如非洲清洁能源基础设施建设中存在广泛合作空间。欧方将此类合作视为凝聚全球绿色治理共识、缓解“中美战略竞争”背景下外部压力的务实路径。中欧之间的战略互补性，正被视为未来十年全球绿色转型进程中不可或缺的重要组成部分。在制度协调实践层面，中欧正通过高层对话机制推进双边绿色规则对接。2024 年 6 月，欧盟与中国在布鲁塞尔举行第五次环境与气候高层对话，双方围绕碳市场建设、绿色产品标准互认及清洁能源融资等核心议题进行深入沟通。欧盟气候事务专员沃普克胡克斯特拉与中国生态环境部部长黄润秋共同主持会议，确认双方将继续落实巴黎协定下的合作路径，并推动在绿色产业链安全与碳边境调整机制实施方面的技术协调与风险缓释。欧方表示，愿在绿色认证与碳信息披露规则方面探索与中方建立互认机制，以降低未来贸易摩擦风险。这一机制性沟通为双方构建制度信任、缓解结构性摩擦提供了重要平台支撑【60】。2025 年 7 月，中共中央政治局常委、国务院副总理丁薛祥和欧盟委员会执行副主席里贝拉举行第六次中欧环境与气候高层对话。双方重申坚持多边主义并共同致力于减排行动，同意合作推动巴西贝伦气候大会成果落实。在能源领域，中欧明确将“加快全球清洁能源转型”作为合作的首要目标，并在兼顾能源安全的前提下共同应对气候变化挑战。双方同意在清洁能源转型的各个方面深化合作，讨论涵盖能源过渡加速、能源安全保障、能源转型效益共享以及能源市场设计等广泛议题。中欧作为联合国、世贸组织等多边体系的重要支持者和全球治理的关键参与者，在维护国际关系公平正义、推动多元平等合作等规范性目标上具有长期共识，这为双方在多极化背景下深化多边协作奠定了坚实基础【61】。中国与欧盟在推动能源转型的进程中拥有共同的安全关切与利益诉求，双方在能源、碳中和等领域存在广阔合作空间【62】。（一）应对气候变化和加速能源转型已经成为中欧经济发展的动力首先，气候治理进程推动中欧内部转型版图呈现出明显的“区域重构”趋势。在中国，绿色【59】中华人民共和国外交部.中华人民共和国政府和丹麦王国政府绿色联合工作方案（2023-2026）EB/OL.https:/ EB/OL.https:/www.eeas.europa.eu/eeas/eu-and-china-hold-high-level-dialogue-environment-and-climate_en.【61】金玲.欧盟的多极化认知和中欧多边合作 J，国际问题研究,2025 年第 1 期。【62】周云亨、吴宗翰.欧盟能源转型与中欧能源合作 J，国际问题研究,2024 年第 2 期。二、中欧气候合作的经济基础17第二章 中欧气候合作的现状产业集群从东部沿海向中西部转移，光伏制造、储能产业、高效电力装备等环节在内陆省份快速聚集，推动绿色转型与区域协调发展逻辑耦合。在欧盟，绿色制造能力正从核心工业国向中东欧、南欧等能源转型压力更大的地区布局，缓解了产业集中带来的排放压力，也改善了区域发展失衡问题。气候治理在承担减排目标的同时，正日益嵌入区域政策与社会稳定功能，这一外延扩展也在重塑中欧政策制定的底层逻辑【63】。其次，在就业结构层面，应对气候变化和加速能源转型引导下的新型产业体系迅速扩张，重塑了多个区域的劳动力市场格局。中国部分资源型、制造型地区在光伏、风电、电动车和储能等绿色产业项目的带动下，不仅实现了对冗余劳动力的有效吸纳，也推动了传统技能的转化与新型岗位的生成。在产业链上游，一批围绕设备制造与电力系统集成的新兴就业形态逐渐成型；在中下游，项目施工、能源服务、数据运维、能效管理等环节涌现出多样化的就业需求。这些岗位多数具有长期性、稳定性与本地嵌入性特征，成为缓解结构性失业压力的重要支点。欧洲各国则在清洁取暖、绿色交通与老旧建筑绿色改造等领域形成项目聚集带，也支撑了本地化职业培训体系、绿色认证制度与就业支持政策的快速发展，为绿色转型注入更广泛的社会动员力量【64】。最后，中国与欧盟的企业通过向全球气候治理提供绿色产品，将减排目标的落实同地区发展紧密结合。在“一带一路”框架下，中国新能源企业与欧洲能源公司共同参与多个第三方国家市场项目建设，既增强了绿色项目的资本动员能力，也提升了中欧企业全球化经营水平；在欧盟“外部投资计划”与中方“南南合作机制”对接背景下，双方绿色制造企业通过联动技术服务公司、绿色项目咨询机构与专业设备运输商，形成了可复制、可推广的国际绿色价值链项目包，间接带动了中欧中小企业的参与。项目融资、保险服务、标准制定与培训服务等环节的快速扩展，促进绿色服务业在双边经济结构中占比提升，为双方经济高质量发展注入持续动力【65】。（二）在能源产业上的互补催生中欧气候合作的模式对欧盟而言，中欧气候合作形成了一种经济上的互补关系。在俄乌冲突爆发后，欧洲加快了摆脱对俄罗斯天然气依赖的进程，但可再生能源的快速部署必须具备强大的制造能力与高效交付能力的体系支撑。中国作为全球最主要的绿电设备供应国，通过与欧方在政策协调、标准对接与本地化组装方面建立稳定合作机制，确保了光伏组件、风电装备、储能系统等产品的高效供应与按时交付，在一定程度上缓解了欧洲能源系统转型中的设备瓶颈问题。中欧合作也帮助欧洲在过渡期内降低了清洁能源价格，提高了项目推进的效率与社会接受度【66】。第一，中欧气候合作在能源转型维度的关系已从边缘性互补走向结构性共振。节能减排需要大量可再生能源对传统能源进行替代，而在可再生能源产业领域，中欧合作不仅支撑了各自气候目标的实现，更实质性推动了制造业升级、区域经济平衡、技术外溢与产业生态重构，对双方国民经济结构的现代化转型发挥了重要推动作用。作为全球绿色产业布局最为完整、制造能力与技【63】于宏源.气候变化与全球安全治理：基于问卷的思考 J，世界经济与政治,2010 年第 6 期，第 19-23 页。【64】李壮,王子齐,张磊.环境和气候技术转移新生代：主体、机制和模式创新 J.西北大学学报(自然科学版),2021,51(04):665-674.【65】周亚敏.全球绿色治理中的美国行为与中国的战略选择 J.财经智库,2020,5(03):109-123 143-144.【66】李慧明,向文洁.大变局下的全球气候治理与中国的战略选择基于首次全球盘点的分析 J.国际展望,2024,16(02):85-102 164.18第二章 中欧气候合作的现状术创新能力最具代表性的两大经济体，中欧通过持续深化可再生能源合作，共同构建了以“政策协同技术嵌合产业链接市场整合”为核心的高效合作网络【67】。第二，绿色产业体系的高度互补性构成中欧气候合作的物质支撑。中国在新能源装备制造、新能源汽车、光伏、储能、电池等领域形成了全球领先的产业规模与供应链整合能力，具备成熟的产业集群、高效的制造体系与广阔的市场应用空间【68】。欧盟则在绿色科技创新、高端绿色制造设备、绿色建筑材料、氢能装备技术等方面保持全球领先地位，拥有雄厚的研发能力与规范完备的产业监管体系【69】。双方在绿色价值链不同环节的比较优势具有高度互补性，为产业合作、技术交流与市场整合奠定了坚实基础。尤其在新能源汽车、电池材料、氢能制备与利用、智能电网与绿色工业升级等高附加值领域，合作空间广阔、产业耦合度高，具备共同塑造全球绿色制造新秩序的能力【70】。第三，中欧“产能制度”兼容性合作模式为双方的短期谅解和气候行动协同开拓空间，中欧合作为欧盟绿色转型提供了重要的产品与技术支撑，有效助力欧盟加速向低碳经济转型。在光伏领域，中国拥有完整产业链和规模化制造优势，欧洲则在电网管理、市场机制与分布式应用方面经验丰富，双方通过组件供应、系统集成与智能光伏合作，形成了以中国制造为支撑、欧洲应用为牵引的协同模式。大量中国企业在欧洲设立分支机构与研发中心，不仅推动光伏组件、逆变器等产品出口，也促进了芯片级控制、电力监测与能源管理系统等中高端技术在欧洲的应用与落地。欧洲在提升光伏电站效率、配网储能协同和推进“光储充一体化”过程中，积极引入中国制造资源，并结合其在绿色认证、碳追踪和金融工具等方面的制度优势，构建了以中国产能为基础、欧盟标准为引导的跨区域协同路径。在风电领域，随着欧盟加速推进“海上风电 氢能”战略，中资企业通过股权投资、合资共建和 EPC 总包【71】等方式参与欧洲风电项目建设，带动了中国塔筒、叶片、控制系统及齿轮箱等产业链环节的出口，并逐步形成本地化组装、区域供应链与定制服务相结合的新型合作体系。风电合作不仅扩大了投资规模，也拉动了高强钢材、碳纤维复合材料、特种运输装备等上下游产业联动，进一步延伸了中欧在绿色产业链上的融合深度【72】。在电动汽车与储能领域，中国领先企业在欧洲投资建设电池工厂、动力系统产线与储能试验设施，推动材料加工、电芯制造、系统集成与梯次利用等环节的本地化发展。欧洲则凭借其绿色标准体系、认证机制与循环经济政策，在电池回收、材料溯源与系统安全等领域建立合作框架，将中国制造能力纳入其绿色工业体系【73】。随着欧洲电动汽车普及与分布式储能部署加快，双方在能源管理平台、电网侧储能调度、智慧交通与新能源物流等环节逐步形成配套协作，带动了新材料、智能装备、绿色建筑与数字通信等复合型产业集群的发展。与此同时，围绕储能的技术服务、碳【67】Oberthr,Sebastian.Regime-interplay management.Lessons from environmental policy and law.Blome,K.;Fischer-Lescano,A.;Franzki,H(2016):88-108.【68】Daniel Bailey,“The Environmental Paradox of the Welfare State:The Dynamics of Sustainability”,New Political Economy,2015,20(6):793-811.【69】Matthew Paterson,“Who and What are Carbon Markets for?Politics and the Development of Climate Policy”,Climate Policy,2012,12(1):82-97.【70】Larry Lohmann,“Uncertainty Markets and Carbon Markets:Variations on Polanyian Themes”,New Political Economy,2010,15(2):225-254.【71】EPC（Engineering Procurement Construction）总承包，是指公司受业主委托，按照合同约定对工程建设项目的设计、采购、施工、试运行等实行全过程或若干阶段的承包。通常公司在总价合同条件下，对其所承包工程的质量、安全、费用和进度进行负责。【72】Abumere,Frank Aragbonfoh,and Dr Phil PhD.The Global Institutional Order and the Problem of Resource Curse.Indian Journal of Commerce and Management Studies 6.3(2015):81-87.【73】新华网.中企在西班牙建设欧洲首个磷酸铁锂电池超级工厂 EB/OL.https:/ 中欧气候合作的现状资产管理与绿色金融等新兴业态不断成长，进一步增强了中欧气候合作的系统性与韧性。第四，气候合作推动欧盟加快向低碳社会转型。中欧气候合作项目带动的公共服务扩展如绿色公交线路、电动环卫体系、居民侧能效评估平台等不仅提升了城市运行效率，也在无形中提升了边缘人群的社会整合度。绿色合作为弱势群体提供的，从来不仅是资源或补贴，更是一种通过制度性设计嵌入日常生活场景的保护机制【74】。因此，绿色合作对民生的作用不应被理解为绿色议程的附属结果，而是其内在目标的重要组成部分。气候合作在劳动力结构、价格调控机制、气候适应能力与制度导向多个层面所体现出的重塑效应，使其在中欧社会中逐渐获得更加稳固的公共认同。这不仅提升了气候治理的社会正当性，也为合作在制度波动、产业竞争之外提供了长期性的社会支撑【75】。第五，中欧气候合作对双方能源结构的深层次变革起到了关键推动作用，显著提升双方减排能力。特别是在电力部门的低碳转型进程中，合作所构建的技术路径、产业链协同机制和政策对接平台，正在系统性重塑能源供给逻辑、安全保障结构与制度运行方式。中欧在风电、光伏、水电、氢能、储能等可再生能源领域的深入合作，显著加快了清洁电源在中国装机结构中的替代进程。大量高效光伏组件、智能逆变器、漂浮式风电设备、集中式储能系统与电力数字化管理平台的研发与落地，均源于中欧在研发阶段的联合设计、在制造阶段的标准共享、在示范工程阶段的协同推进。合作所带来的不仅是设备或技术本身，更重要的是推动一套能够支撑系统性减排的治理理念进入中国电力部门内部，进而倒逼体制机制改革与市场机制完善【76】。在中国多个地区，中欧合资或对接项目引入了基于实时数据算法优化的调度模型、分时电价机制与辅助服务市场机制，使新能源电力不再是“补充能源”，而是具备了基础能源功能所需的系统能力。中欧合作推动的电力系统升级路径，是从“资源接入”走向“系统重构”的过程，在这一过程中，能源安全概念也从过去对“总量”的关注，转向对“稳定性、灵活性与自主可控能力”的重构【77】。综上，气候治理已不仅仅关乎能源替代或减排目标的落实，更成为重构产业结构、调整投资逻辑、重塑制度基础与治理工具体系的战略核心。当前中欧气候治理合作呈现出目标系统化、手段多元化与结构协同性不断增强的趋势，在制度安排、治理逻辑与转型节奏等多个方面均展现出示范效应。无论是在边界不断拓展的能源技术层面，还是在能源治理权重不断上升的政策体系中，气候合作都为中欧双方提供了一种面向未来、具备战略弹性与制度可持续性的合作模式【78】。此外，随着全球规则体系持续演进，气候治理已从技术政策层面延伸至制度竞争与标准制定的前沿。在此过程中，全球气候治理标准主导权、数据可比性与跨境治理接口成为中欧合作中的战略变量，将直接影响双方在未来全球气候治理格局中的定位与政策协同基础【79】。【74】李淑云.人类命运共同体视域下的全球气候治理和中国贡献 J.当代世界,2024,(02):18-25.【75】韩跃民.全球气候治理中的生态利益博弈与中国对策 J.青海社会科学,2024,(01):38-48.【76】张丽华,刘殿金.全球气候治理机制的合法性基础、问题与应对策略 J.青海社会科学,2024,(01):30-37.【77】张丽华,付悦.全球气候治理机制复杂化及中国应对 J.理论探讨,2024,(01):47-53.【78】朱兴珊,沈学思.从巴黎到迪拜：全球气候治理回顾与展望 J.国际石油经济,2024,32(02):22-35.【79】Hommel,D.,&Murphy,A.B.(2012).Rethinking geopolitics in an era of climate change.GeoJournal,78(3),507-524.doi:10.1007/s10708-012-9448-820第二章 中欧气候合作的现状中欧在气候领域的合作关系，近年来经历了从单一项目导向向结构性联动的阶段性跃迁，合作范围不断拓展，合作层级逐步上升，合作机制逐渐走向制度化与长期化。尤其是在全球能源系统加速重构、绿色技术提速迭代与碳中和目标落地节奏同步推进的背景下，双方在制造协作、供应链重组与产业链耦合方面取得了一系列实质性进展，形成了一套具有稳定支撑力与应变能力的气候合作架构【80】。第一，中国企业日益获得欧洲市场的青睐，越来越多的中国大型制造业企业尝试扩大对欧投资。2022 年宁德时代位于德国的动力电池工厂成功实现锂离子电池量产，不仅助力当地新能源汽车产业加快发展，减少交通领域碳排放，还为当地创造了超过 1500 个工作岗位。第二，绿色氢能逐步成为双方气候合作探索的新兴重点方向。2024 年 9 月，中国亿维能源（Envision Group）宣布将在西班牙建设其首个电解槽制造基地，总投资约 10 亿美元，预计 2026 年底投产，致力于构建欧洲本地化绿氢装备供应链，以满足欧盟对氢能独立性的战略需求【81】。绿色氢能有望成为中欧绿色制造协同路径中的下一个增长点。第三，供应链层面，中欧在多个绿色核心部件与关键材料环节建立了深度互动关系。欧洲企业在逆变器核心芯片、功率电子模块、高性能碳纤维、复合材料与氢能电解槽组件等高技术领域保持长期优势，向中方供应商提供基础构件或技术授权；中方企业则通过在正极材料、电池模组、储能集成系统等方面的规模化制造能力为欧洲项目提供稳定支撑。在若干储能电池项目与氢能联供项目中，双方已形成从原料采集、制造加工、集成组装到终端交付的分工协作体系，有效降低了项目开发成本与交付周期，提升了绿色能源系统整体效率与经济性。越来越多的欧洲大型制造企业尝试在华扩大投资，以推动供应链的本地化布局。综上所述，从发展进程与合作质量来看，气候合作已成为中欧关系中极少数在高度不确定的国际环境下仍持续深化并不断扩展的重要领域。面对全球贸易摩擦加剧、供应链碎片化以及政策风险攀升等多重挑战，中欧气候合作展现出超越传统贸易协定的内在稳定性。这一合作模式并不依赖于单一市场或短期政策目标，而是通过构建产业链多元备份、合规通道建设、联合技术验证、系统性政策协调以及多边机制支持等多层次支撑体系，显著增强了双边绿色转型合作的抗干扰能力和制度韧性【82】。【80】欧歌.拜登政府重启美国对华气候合作及其限度 J.战略决策研究,2024,15(01):3-24 109.【81】Reuters.Chinas Envision to invest$1 bln in Spain to make green hydrogen machineryEB/OL.https:/ R.FalseKaijage,“A basis for climate change adaptation in Africa:burdens ahead and policy options”，International Journal of Climate Change Strategies and Management，vol.4，Iss.2(2012),pp.152-160.三、中欧气候合作的成果21第三章 中欧气候合作的挑战全球气候治理正面临制度碎片化、政治共识弱化以及地缘经济竞争日趋激烈的多重挑战。在大国经济与气候战略出现显著分化的背景下，全球绿色转型正逐渐从“共识驱动”转向“利益驱动”。在这一进程中，欧盟尤其需要警惕其绿色规则被战略竞争逻辑所裹挟的风险。在氢能、储能、半导体等具有战略意义的新兴领域，欧盟同时面临来自中美两国在技术路线上的竞争压力，其自主规则制定能力和市场影响力正遭遇更为严峻的考验。而在绿色金融、数字产品生态设计、碳资产定价等新兴治理维度，欧盟所推动的制度创新能否成功转化为国际标准，将在很大程度上取决于其在国际多边框架中的联盟构建能力及市场吸引力。全球绿色转型已从倡议型合作阶段进入制度主导与战略竞争交织并存的新阶段，绿色议题日益嵌入大国博弈的地缘经济版图。特别是在美国气候政策反复摇摆的背景下，中欧气候合作的稳定性和协调性面临严峻考验。随着绿色技术、产业和金融领域的国际竞争加剧，地缘保护主义抬头，全球气候合作面临更复杂的制度摩擦和市场博弈。面对上述挑战，中欧在气候治理领域的合作不仅需要应对外部环境的不确定性，更要在制度协调、产业竞争力和绿色金融等方面展开更深层次的战略互动，以确保全球绿色转型的稳定与可持续发展。首先，绿色制度维度的竞争日益突出，全球治理标准之争加剧了中欧在绿色规则协调上的压力。欧盟凭借其在绿色立法、碳定价机制、绿色金融等领域的先发优势，不断推动相关制度的国际化，尝试以制度外溢方式巩固其在全球绿色治理中的话语主导地位。在此背景下，欧盟近年来陆续推出关键原材料法案欧盟竞争力指南针等政策文件，意图在绿色技术、清洁能源及关键矿产资源领域确立制度主导地位。关键原材料法案设置了 2030 年战略目标，明确要求至少 10%的关键原材料在欧盟本土开采、15%在本地加工、25%通过回收获得，并限制任何一种关键原材料在单一第三国的进口依赖比例不得超过 65%。配套的欧盟竞争力指南针则提出通过“净零技术推广”、“资本市场整合”“技能供给提升”及“开放贸易与伙伴关系”四大支柱构建欧盟绿色竞争力底座，并对关键原材料设立简化许可、战略库存与项目审批加速机制。这些政策不仅强化了欧盟对绿色产品及资源来源的筛选能力，也在制度层面为中欧绿色合作带来了规则兼容与机制互认的新挑。与此同时，欧盟通过绿色分类标准、可持续金融信息披露条例、绿色债券标准等一系列制度工具，持续推进其市场规则的全球对接，并借助七国集团（G7）、经合组织（OECD）等多边机制增强其制度主轴效应。另一方面，中国也在不断完善自身的绿色政策体系，逐步构建起包括绿色债券目录、绿色信贷标准和环境信息披露规范在内的、具有本国特色的发展型绿色治理路径。双方制度体系的并行推进在一定程度上加剧了市场规则适配的复杂性，也对制度协调能力提出更高要求。随着中欧制度体系的同步演进与竞争加剧，如何在制度多元竞争中建立中欧间高质量、差异容纳型的规则协调机制，成为中欧绿色合作的紧迫命题【83】。【83】秦亚青:全球治理：多元世界的秩序重建，世界知识出版社，2019 年 4 月第一版。第三章 中欧气候合作的挑战一、全球气候治理格局的不确定性与竞争性加剧22第三章 中欧气候合作的挑战其次，绿色产业链已成为全球新一轮战略博弈的关键战场。绿色能源、低碳技术、供应链安全、制度规则等领域的国际竞争持续加剧，光伏、电动车、电池、氢能等绿色前沿产业被各国视为未来战略安全与经济控制力的核心支撑。绿色供应链呈现出显著的地缘聚集趋势与技术封锁倾向。发达国家经济体在绿色领域强化“友岸外包”“本土回流”政策，通过关键材料战略储备、绿色补贴本地化、绿色技术投资审查等手段，限制中国产品与技术在全球市场中的扩展能力【84】。在此趋势下，中欧作为全球绿色技术与产业主导力量，若缺乏有效协同机制，将可能被卷入由美主导的规则偏向与绿色保护主义浪潮之中，造成绿色产品市场分割、绿色技术标准分裂与绿色供应链效率下降等系统性风险。第三，全球气候治理的绿色金融资源配置格局也正在发生深刻变化。国际资本加快向拥有稳定制度预期与绿色金融创新能力的地区集中，绿色信用评级、可持续投资标签与环境风险评估逐步被纳入跨境投资决策考量。欧盟在绿色金融治理中通过规则制定与标准输出提高了其对全球资金流向的议题设置能力，但也在一定程度上加剧了发展中国家在制度适应与融资门槛方面的结构性劣势。中国虽已初步建立绿色金融标准体系，但在国际绿色评级体系对接、跨境绿色金融透明度建设与气候资金认证标准等方面仍有短板。第四，气候议题的地缘政治属性不断上升，使得气候合作面临超越技术与市场的结构性挑战。欧盟在认知和定位上将中国视为“挑战”的一面显著上升，并在经贸和高科技领域开始从安全视角解读对华关系。这种转变的驱动因素包括欧盟自身提升科技创新和高端产业链竞争力的需求、在关键原材料和供应链方面“去风险化”的考量，以及配合美国对华科技遏制的战略【85】。在这种趋势下，绿色产品的原产地、技术路径、安全属性逐渐被纳入国家安全范畴，绿色能源基础设施、绿色数字平台与绿色数据资源被视为国家战略资产。绿色合作被越来越多地置于安全审查、技术脱钩与战略联盟框架下评估，中欧之间本应以开放协作为基础的绿色伙伴关系，受到来自第三方战略逻辑的结构性干扰。在绿色技术标准设定、绿色数据跨境共享、绿色产品本地合规等关键领域，来自美方和其他政治集团的制度干预加剧了中欧在开放合作框架下的制度摩擦。欧盟作为全球气候行动的领导者，正面临多重内外挑战。在推进 2050 碳中和的过程中，内部成员国间的发展差异、政治力量的分化，以及绿色转型的高成本都成为了政策实施的障碍。欧盟在推行气候政策时，既需协调内部经济和社会利益的平衡，又要应对国际贸易和地缘政治压力。绿色转型所带来的成本不平衡、社会公平问题，以及制度协同的复杂性，仍然是影响欧盟气候目标实现的关键制约因素。同时，欧盟在减少对外依赖、构建本地绿色产业链时面临着技术创新不足与市场适应能力有限的瓶颈，这进一步加剧了其战略自主与全球气候合作之间的张力。中欧双方需要更加协调一致的政策框架与稳定的合作机制来应对全球气候治理的复杂局势和不断变化的国际环境。欧盟本身的政策困境导致其绿色政策的执行力度不足或联系性欠佳，无疑会给中欧气候合作带来挑战。【84】Skidelsky,Robert.After the crash:the future of globalisation.Survival 54.3(2012):7-28.【85】杨娜.欧盟对华关系安全化与中欧合作路径探析 J，欧洲研究,2025 年第 3 期。二、欧盟气候政策困境对中欧气候合作的挑战23第三章 中欧气候合作的挑战总体而言，在参与和引领全球气候治理的过程中，欧盟仍面临来自内外部的多重挑战，包括内部政策协调不足、右翼政治力量崛起，以及具体目标落实中存在的执行难题【86】。首先，成员国间发展水平与能源结构差异显著且政治分化日益明显导致绿色政策推进面临执行阻力。比如，中东欧国家对化石能源依赖程度较高，产业转型能力相对薄弱，对碳定价、能源结构调整等政策存在较强抵触情绪【87】。此外，如前所述，欧盟计划在 2026 年前完成电网现代化计划、推出欧洲电气化行动方案，并在 2030 年前显著提升工业部门脱碳水平。为此，欧盟将在 2027 年启动排放交易体系第二阶段，首次将建筑、交通等部门纳入统一碳市场管理，以进一步扩大碳定价覆盖范围【88】。然而，该政策遭到部分成员国反对，如爱沙尼亚、波兰、斯洛伐克等国担忧燃料价格上涨对家庭与中小企业造成沉重负担，呼吁推迟或调整实施时间表。欧盟内部成员国在气候政策上也呈现出明显的政治分化：欧洲左翼政党普遍更关注气候变化议题，倾向于国际合作和政府主导的减排倡议，而右翼政党则更强调技术和市场在减排中的作用，并常将激进的气候政策视为损害国家能源安全、工业竞争力并增加民众生活负担的“精英议程”，表现出不同程度的气候怀疑主义。欧洲右翼民粹主义政党的崛起将对欧盟的气候治理和能源转型产生负面影响【89】：一方面，欧盟内部政治权力分散化，政府有效运作的难度增加，不同政党为争夺选票，博弈加剧，这种政治碎片化意味着在中欧合作议题上会出现更多的不同声音和影响因素；另一方面，欧洲政治碎片化表明欧盟各成员国更加追求个体国家利益和自主性，这意味着欧盟及其成员国在处理中欧共同应对气候变化和新能源产业合作等问题上倾向于更加注重短期的、狭隘的个体利益，而不是长期的、整体的共同利益。欧盟内部极右翼政治力量上扬的原因在于近年来欧盟及其成员国政府未能有效应对经济增长乏力、移民问题突出等内部挑战。在 9 月 24 日召开的联合国气候变化峰会上，欧盟未能成功提交最新的国家自主贡献目标，很大原因在于成员国在减排力度和手段上存在分歧。其次，绿色转型带来的社会分配效应引发公平性争议。碳排放成本的上升在交通、建筑、能源等生活密切相关领域快速传导，低收入群体与老龄人口面临生活成本上升风险。欧盟内部对于如何实现 2040 年减排目标存在分歧，部分成员国担心高强度减排行动将削弱工业竞争力和社会接受度，尤其是在能源转型成本高、社会不平等现象加剧的背景下。尽管欧盟设立了“社会气候基金”缓冲碳市场扩展所造成的社会压力，但在现实政策执行中，绿色转型如何与社会包容、公平正义结合，仍是影响气候政策可持续性的关键问题。特别是在能源价格波动背景下，如何协调“能源可负担性”与“脱碳紧迫性”的关系，考验着欧盟绿色治理能力。欧盟为此提出清洁工业协议净零工业法案应对产业外流，强调本地制造比重与战略自主，但在产业链上游资源依赖、基础设施约束与技术创新落地能力等方面仍面临瓶颈【90】。绿色产业政策的“去依赖”目标在实际运行中受限于原材料输入路径、技术合作渠道与资本动员效率，其绿色制造体系的系统韧性尚未真正建立。【86】赵斌.后巴黎时代欧盟参与全球气候治理：动向、动因与挑战 J，德国研究,2025 年第 3 期。【87】Daniel F.Runde and Sundar R.Ramanujam.“Recovery with Resilience Diversifying Supply Chains to Reduce Risk in the Global Economy”.Center for Strategic and International Studies,2020.【88】同 16.【89】王聪聪.碳中和背景下气候政治的极化与政策偏好基于对欧洲政党的考察 J，欧洲研究,2024 年第 1 期。【90】丁纯,罗天宇.欧俄能源关系的沿革、动因与乌克兰危机的影响聚焦天然气领域 J.欧洲研究,2022,40(06):23-48 5-6.24第三章 中欧气候合作的挑战第三，绿色转型的成本高昂。CBAM 作为全球首个与气候有关的贸易规制措施，是实现欧洲绿色协议的关键制度设计，旨在通过“碳市场 碳关税”的双轮驱动模式防止碳泄漏，并形成新的全球气候治理秩序。然而，CBAM 作为免费配额的替代方案和颇具争议的单边措施，可能涉嫌违反“共同但有区别责任”原则、WTO 非歧视原则及关税减让承诺，且很难援引健康和环境例外来主张其合法性【91】。2025 年 6 月，针对欧盟委员会即将在 7 月提出的具有法律约束力的 2040 减排目标提案，欧洲气候变化科学咨询委员会（ESABCC）发布公开警告，坚决反对在行业压力下通过“碳信用额”方式弥补减排差距的策略。委员会指出，此类做法虽可短期内降低执行成本，但将削弱对欧洲工业绿色投资的引导作用，并可能转移本应用于设施现代化与清洁能源转型的资源。ESABCC 强调，应维持高强度本地减排路径，以强化气候行动对能源自主、健康改善及技术领导力的外溢效益，避免陷入对外部碳抵消的依赖逻辑【92】。高盛 2025 年评估进一步显示，即使有补贴支持，欧盟本地光伏组件的平准化发电成本（LCOE）仍为中国产品的1.5至1.8倍【93】。若欧盟全面去中国化，清洁能源部署成本将显著上升，可能加剧转型成本的不平等分布，冲击居民用电价格与产业全球竞争力。这种结构性成本差异已成为“绿色战略自主权”政策推进中的主要障碍，凸显出欧盟内部在“现实妥协”与“气候雄心”之间的紧张博弈。如果欧盟在实现减排目标时无法有效解决这些社会问题，尤其是在成员国内部的经济压力加剧时，其气候政策的执行可能受到质疑甚至中断。这样的局面必然加大中欧在共同推动全球气候治理、分享绿色产业成果等方面的分歧，也可能导致双方在合作过程中出现更多的政策调整和目标妥协，从而影响合作的深度和效果。（一）欧盟部分对华政策影响中欧气候合作面对全球化逆流，欧盟与中国两大经济体宜加强合作，以对冲全球出现的技术民族主义和贸易保护主义。然而，中欧间的结构性矛盾、地缘政治分歧，令双边关系持续紧张。即便在 2025年 7 月 24 日中欧峰会前夕，双方冷淡氛围仍未见缓和。2025 年初，在特朗普二次执政、关税战再起的背景下，中国曾期望中欧双方能找到更多契合点并重新启动投资合作。双方也一度释放善意信号：欧洲议会于今年 3 月解除对议员与中方代表会晤的限制，中方也随即取消对多名欧洲议员的制裁；在4月特朗普掀起全球关税战时，欧盟领导人也曾表示愿与中国“一道应对共同挑战”。但中欧合作依旧面临挑战。第一，欧盟难以改善对华关系的首要障碍在于美国。正如经济学人评论所言，欧盟对华的短暂友好更多是借此“操控”（manipulate）美国，而非真正调整对华认知，改善对华关系【94】。自 2019 年欧盟首次提出对华“三重定位”（合作伙伴、经济竞争者、制度性对手）以【91】王军杰.气候治理与贸易自由：欧盟碳边境调节机制的合法性争辩及中国因应 J，当代法学,2025 年第 1 期。【92】Green Economy.Climate scientists warn against the carbon offset loophole in the EU 2040 targetEB/OL.https:/ Releases 2025 Levelized Cost of Energy ReportEB/OL.https:/ Economist.A savage squabble between China and EuropeEB/OL.https:/ 中欧气候合作的挑战来，其对华认知逐渐趋于负面；2021 年，中欧全面投资协定遭欧洲议会冻结；拜登上台后，欧盟加速与美国在供应链、技术管制等领域协调，推动对华“去风险”。例如，欧盟多次以“市场扭曲”为由对中国风电、光伏产业发起调查，并将中国电动汽车关税税率提高至最高 45.3%。在本次峰会筹备过程中，中方曾多次要求欧方纠正此类歧视性政策。即使在气候变化等传统合作领域，双方近年也进展有限。特朗普再次发起关税战后，中方稀土出口管制政策也迅速成为欧方焦点。欧盟声称，中方近期管制措施影响欧洲企业生产，一些汽车零部件制造商被迫暂停运营。冯德莱恩更以此为由，试图联手美国、日本打造排除中国的关键矿产供应链。第二，中欧关系的深层障碍根植于双方在贸易和安全领域的结构性矛盾。欧盟长期指责所谓的中国“产能过剩”与补贴政策冲击其本土产业，而特朗普发动的关税战更加剧了中国产品涌向欧洲市场的压力，导致欧盟对华贸易逆差不断扩大。2024 年，中国对欧出口总额约为 5178亿美元【95】，较对美出口多出约 1670 亿美元，而欧盟对中国出口额则仅为 2500 亿美元，不及其对美出口的一半。其中，汽车产业成为中欧贸易摩擦的关键争议点。根据数据公司 Schmidt Automotive预测，2025年电动车将占欧洲新车市场的21%以上，其中约十分之一将由中国制造。因性价比优势显著，中国电动车正快速占领欧洲低端市场【96】。尽管欧盟已对中国产电动车加征最高达 45.3%的关税，中国车企依然保持盈利，并制定了更宏大的目标。比亚迪更计划在 2030年前成为欧洲最大的电动车销售商。最后，欧盟致力于构建清洁能源供应链、增强本土制造能力并降低对华依赖的战略，对中欧关系产生一定消极影响。欧盟近期提出的关键原材料法案和欧盟竞争力指南针，进一步制度化了其供应链本土化战略与绿色产业竞争力构建思路。关键原材料法案不仅强化了本地化产能要求，也对来自第三国的供应形成更强的战略防控导向，与中国的资源依赖关系被明确纳入“去风险”逻辑之中【97】。欧盟竞争力指南针则强调“战略自主性”与“技术中立性”的双重优先原则，主张在绿色转型中保障欧盟技术自主与工业韧性，其中特别提及需在电池、光伏、氢能等领域加快去依赖性替代，并制定关键供应链干预与预警机制【98】。这些举措的主要目标在于提升清洁能源供应链的韧性和经济竞争力、增强欧盟在气候治理中的领导力与战略自主性，并助力欧洲经济复苏与振兴。然而，此类举措预计将加剧全球清洁能源供应链的安全化与阵营化趋势，可能延缓全球气候治理进程，并对中欧绿色合作带来不利影响。中欧在气候、数字治理等领域的合作仍有巨大潜力，但这需要双方重建政治互信，尤其需要欧盟展现更独立的对华决策能力，并采取实质性举措改善关系，例如取消不合理关税、推动中欧全面投资协定重新启动等。欧盟必须正视的现实是，与特朗普首次执政时期相比，中国的市场规模已显著扩大，正逐步接近甚至在某些领域超越美欧水平，并在新能源汽车、光伏等技术密集型产业确立全球领先地位，仅凭关税壁垒难以化解欧方面临的经济困境。2025 年 8 月 1 日，【95】中国国际贸易促进委员会.2024 年欧盟对中国的进出口额均略有下降 EB/OL.https:/www.ccpit.org/belgium/a/20250307/20250307vdf2.html.【96】Schmidt M.BYD tops the Chinese brand list,delivering the most pure electric new passenger cars across Western Europe in a month,for the first timeEB/OL.https:/www.schmidtmatthias.de/post/byd-tops-the-chinese-brand-list-delivering-the-most-pure-electric-new-passenger-cars-across-western.【97】欧盟委员会.关键原材料法案（修订版）EB/OL.https:/single-market-economy.ec.europa.eu/publications/critical-raw-materials-act-proposal_en.【98】欧盟委员会.欧洲竞争力指南针（2024 年版）EB/OL.https:/ec.europa.eu/info/publications/european-competitiveness-deal-2024_en.26第三章 中欧气候合作的挑战特朗普设定的对欧 30%关税正式生效，并可能扩展至医药、半导体等核心领域，欧盟面临空前压力。如果欧盟继续追随美国对华制裁思路，中欧关系的改善就无从谈起。当前欧盟关键矿产政策体系已从“战略愿景”迈向“制度执行”阶段，不仅加快对本土矿产勘探与开采项目的审批周期，也在外交层面推动与非洲、拉美等“志同道合伙伴国”签署关键矿产合作协议，并在 WTO 框架内积极主张建立“原材料出口管制透明性机制”。这些安排不仅意在形成对中资源依赖的缓释机制，也对中国欧盟在绿色发展与气候治理的政策共识基础形成新的挑战。（二）中欧气候政策与转型基础差异性造成合作挑战尽管中欧在绿色战略协同方面具备多重内生动力，战略对接持续推进，但在实际运作过程中，仍存在诸多制度性、结构性与政治性挑战，制约了合作的深度与可持续性【99】。第一，中国与欧盟在气候议题上的总体政策逻辑、制度设计与治理路径、产业发展战略、国际规则参与态度、地缘政治考量和应对外部挑战策略六方面差异导致双方合作难度增大。表 4：中国与欧盟在气候议题上的优先事项 【99】John Bellamy Foster,“Capitalism Has FailedWhat Next?”Monthly Review,2019(70).27第三章 中欧气候合作的挑战第二，绿色发展理念与制度路径的差异构成合作节奏协调的首要障碍。中国在绿色发展中更注重拓展资源来源、完善储备体系与推动企业“走出去”；欧盟更倾向于以高标准的环境规制体系、立法导向的治理逻辑以及强制型的市场准入机制来推动气候政策目标的实现，同时侧重构建国际联盟、主导标准制定与提升研发技术以强化本土供应链与话语权【100】。双方在绿色产品标准、碳定价与市场准入机制等方面的制度差异，导致合作节奏难以同步，并引发持续的技术性与规则性摩擦。第三，中欧绿色转型基础不同【101】。一是能源结构不同：欧盟石油（32.9%）和天然气（25.7%）消费合计占总能源需求近 60%，煤炭（11.0%）在欧盟能源供应中居第五位，而中国煤炭占能源供应的 60%，石油（18.9%）和天然气（7.6%）紧随其后。此外，在中国温室气体排放的构成中，工业部门排放占比较重，高达 28.6%，仅次于能源排放；而欧盟的交通绿色转型任务更重，其排放仅次于能源，占比 27.7%。二是碳市场发展阶段不同，当前欧盟的排放交易体系已非常成熟，有欧洲气候交易所（ECX）、欧洲能源交易所（EEX）等交易平台、有第三方碳核查机构、有对配额进行管理的市场稳定储备机制（MSR）以及碳金融衍生品市场。与欧盟成熟的碳市场相比，中国碳市场的各项制度均尚不完善、不成熟【102】。中国第一阶段碳排放交易市场始于 2013年，在全国 8 个地方设立排放交易体系，至 2020 年为碳交易试点阶段；2021 年进入第二阶段，也就是全国碳市场交易阶段，电力行业成为第一个纳入履约周期的行业。三是绿色转型向外部传导的途径不同：欧盟主要是通过绿色地缘政治，将其绿色标准通过贸易传递给域外伙伴，强制贸易伙伴接受欧盟绿色规则；中国当前主要是通过深度参与全球气候治理，大力发展绿色贸易、绿色投资，推动共建绿色“一带一路”等，与贸易伙伴分享绿色发展理念和实践经验。第四，除了制度对接与关税问题之外，绿色技术标准及认证体系的分歧亦构成当前中欧战略对接中的敏感议题。中欧绿色合作逐渐从“双赢议题”向“竞争兼合作”的不稳定结构演变，互信弱化与制度防范并存，不利于长期战略协同的制度塑造【103】，制约了中欧在政策协调与规则互认方面的合作效能。总之，中欧对能源转型推进速度及策略存在着明显差异【104】，导致中欧难以形成稳定、具有协同韧性的制度对接基础【105】。中欧绿色合作还需面对全球绿色治理重构过程中的复杂利益协调问题。随着绿色技术、绿色能源与绿色贸易成为全球主要经济体竞逐的焦点，围绕碳权分配、绿色标准主导、绿色资金流向的博弈持续升温，绿色领域不再是传统意义上的“合作洼地”，而成为高度政治化、利益结构深度嵌套的新型竞争领域【106】。在此背景下，如何在保持战略协同的【100】杜力普等.气候与地缘政治变化背景下中欧战略性矿产资源政策演变研究 J，中国矿业,2025 年第 2 期。【101】姚铃,夏传信.中欧绿色转型政策、路径比较及有关合作建议 J.对外经贸实务,2023,(12):4-11.【102】中国碳减排成本的定价机制尚未健全，碳减排隐性成本影响中国出口企业在国际市场上的竞争力，囿于隐性碳减排成本核算难度较大，且不易融入欧洲碳排放交易体系(ETS)等国际碳市场，企业需要承担更高的碳减排成本，一些高碳排放的产品出口将会受到较大限制；由于降碳减排存在较强外部性，各国政府合作构建低碳发展国际秩序与政策机制是实现碳中和的必要前提。中国当前能源转型与减碳的政策机制以“控制命令型”为主，造成隐性降碳成本较高。同时，碳市场建设速度放缓，市场机制的碳减排作用无法得到充分发挥。【103】Overbeek,Henk.Global governance:from Radical transformation to neo-liberal management.International Studies Review 12.4(2010):696-702.【104】周云亨,吴宗翰.欧盟能源转型与中欧能源合作 J.国际问题研究,2024,(02):71-90 132-133.【105】荆克迪,师翠英.人类命运共同体原则下的全球气候博弈分析 J.南京社会科学,2019(01):26-33.【106】张彦著,郑军.从“扰沌”“创造性毁灭”“结构性权力”视角试析新冠疫情形势下全球环境治理格局变迁及有关建议 J.中国发展,2021,21(02):60-69.28第三章 中欧气候合作的挑战同时构建制度互信、规避政治干扰、实现绿色规则共治，成为中欧合作在绿色领域能否持续稳定运行的关键命题【107】。【107】张中祥,张钟毓.全球气候治理体系演进及新旧体系的特征差异比较研究 J.国外社会科学,2021(05):138-150 161.29第四章 中欧合作推动全球气候治理的路径在当前全球气候治理体系深陷制度碎片化、地缘竞争升级与多边机制失效的多重困境之下，中欧作为全球绿色治理中的关键力量，正共同承担起推动全球减排、引领绿色转型与稳定气候制度秩序的历史责任。由此中欧合作在全球气候治理中的战略地位持续上升。中欧合作从早期的政策协调与多边支持，逐步走向制度构建、市场融合与标准对接，成为稳定全球气候治理秩序的重要支柱。作为全球主要经济体与碳排放主体，中欧在碳中和目标设定、绿色产业布局、技术标准演进与气候金融创新等方面已形成基本共识与合作基础。面对“全球承诺地方执行”的实施鸿沟，以及绿色议题政治化、制度碎片化导致的行动滞后，双方亟需构建更系统、稳定、可复制的合作路径，以增强全球气候治理体系的韧性与执行效能。当前，中欧均将可持续发展置于国家发展战略核心，并已在高水平经贸协议中纳入环保议题。中欧全面投资协定将环境保护作为重要内容，体现出双方对绿色议题合作的长期承诺【108】。在此基础上，中欧绿色伙伴关系可进一步拓展至气候政策协同、电力脱碳等关键领域，成为推动全球气候治理转型的重要支点。在全球气候治理多边机制协调能力持续弱化的背景下，中欧双方通过持续强化气候合作，在稳定全球减排预期、推动巴黎协定多边机制存续方面发挥了关键作用【109】。中欧在气候目标设定上的协调性为双方政治互信提供了政策根基。双方均将碳中和目标上升至国家战略层面，并建立了相对稳定的目标设定机制与政策传导体系。中国提出的“3060”目标与欧盟“2050 年碳中和”路径在时间节点上虽存在差异，但在能源转型、产业升级、财政激励与治理结构调整方面展现出高度的政策同构性。双边领导人层面的政策沟通机制和多层级的气候对话平台，成为气候政策协调的重要通道，也为中欧关系的高层政治交流提供了相对稳固的运行保障。2025 年底在巴西贝伦召开的联合国气候变化框架公约第三十次缔约方大会，将成为全球气候治理由承诺体系走向执行机制的关键节点。在特朗普政府退出巴黎协定、多边承诺失序、全球南北分化加剧的背景下，中欧作为“气候稳定器”的作用更加突出。目前，各国最新承诺与实现全球温控目标之间仍存在显著差距，欧盟迟迟未能提交更新目标，已在一定程度上削弱了其在全球气候治理中的领导形象。在此情境下，中欧双方亟需加强相互促进与协作，共同提升气候行动力度，以稳固国际社会对全球气候治理进程的信心。中欧可基于已有的绿色合作平台，在两个方向共同施力，全面提升“中欧 ”气候雄心：其一，中欧应围绕气候资金的可及性等核心议题，推动全球资金机制规则重构，并在气候金融治理中强化中欧的制度联动；其二，中欧可围绕加快煤电的转型与退出等电力脱碳的 关键议题探索规则【108】中欧全面投资协定的主要内容(中文参考译文)EB/OL.https:/www.eeas.europa.eu/delegations/china/中欧全面投资协定的主要内容-中文参考译文_zh-hans?s=166.【109】Dalby,S.(2013).The geopolitics of climate change.Political Geography,37,38-47.第四章 中欧合作推动全球气候治理的路径一、提升“中欧 ”的气候雄心，加强贝伦气候大会合作30第四章 中欧合作推动全球气候治理的路径共识与标准协调，填补当前全球治理赤字。中欧绿色伙伴机制的深化为上述多边协同提供了制度基础。双方通过环境与气候高层对话、可持续金融平台等机制，形成了涵盖气候目标设定、法规比较、市场机制、金融联通等维度的常态化合作网络。中欧绿色伙伴机制不仅提高了技术与政策的协调效率，也推动中欧在绿色治理理念上的深度靠拢【110】。欧方在制度设计中日益重视中欧发展阶段和体制差异，以及中国内部区域发展不均问题，展现出更高的协商意愿；中方则有选择地吸收欧方绿色标准与治理路径，在制度嵌合中稳步推进气候履约与治理体系现代化。中欧逐步建立起不以制度输出为导向、而以机制兼容为目标的新型合作范式，使绿色议题成为生成持久互信与政策协同的制度性桥梁【111】。在此基础上，中欧亦可拓展“气候议题 ”合作维度，加强海洋生态治理、绿色科技等新兴领域的互动【112】，在贝伦大会背景下合力推动全球环境治理议题的议程创新和行动机制升级，为 2030 年后全球气候治理体系构建提供中欧方案。根据 2025 年 7 月中欧领导人关于应对气候变化的联合声明【113】，双方承诺在 COP30前提交涵盖全经济部门的 2035 年国家自主贡献，目标与巴黎协定1.5温控路径保持一致。在当前全球碳排放压力日益增加的背景下，中欧合计排放量约占全球总碳排量的 40%，减排责任愈发凸显。电力部门作为双方最大的碳排放来源，其脱碳进程直接关系到双方气候目标能否如期实现，加快淘汰煤电、发展可再生能源成为电力脱碳的核心【114】。电力系统的转型是中欧能源转型合作的首要议题。欧盟计划于 2035 年前全面退出煤炭，但俄乌冲突暴露其对化石能源的高度依赖【115】；中国虽在可再生能源装机方面居全球首位，但煤电装机占比依旧超过 39%【116】，面临着结构性的转型压力。双方脱碳路径高度互补，为合作提供了可行性：欧盟亟需中国光伏组件保障 REPowerEU 目标实现【117】，中国则需引入欧盟在电网调度与系统灵活性方面的成熟经验，以降低风光弃电率。首先，中欧在电力脱碳领域的合作对加速双方煤电退出进程具有直接推动作用。中欧通过气候对话机制建立了政策协调框架。在 2021年第二次中欧环境与气候高层对话中，双方明确“不再新建境外煤电项目”的共识，并就碳市场对接、绿电认证等达成合作意向。欧盟与中国在电力脱碳路径上形成的政策协同效应，客观上加速了中国能源结构的转型进程。继 2021 年明确提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”【110】uszczuk,M.(2011).Climate Change in the Arctic And Its Geopolitical Consequence-The Analysis of the European Union Perspective.Papers on Global Change IGBP,18(1).【111】吴绍洪,赵东升.中国气候变化影响、风险与适应研究新进展 J.中国人口资源与环境,2020,30(06):1-9.【112】李学峰、岳奇、吴姗姗.欧盟蓝色经济发展现状与中欧合作建议 J，海洋经济,2023 年第 5 期。【113】中华人民共和国生态环境部.中欧领导人关于应对气候变化的联合声明（全文）EB/OL.https:/ J.对外经贸实务，2023,(12):4-11.【115】周云亨，吴宗翰.欧盟能源转型与中欧能源合作 J.国际问题研究，2024,(02):71-90 132-133.【116】中国国家能源局.太阳能发电装机突破 6 亿千瓦 煤电装机占比首次降至 40%以下 EB/OL.https:/ J.中外能源，2024,29(03):7-14.二、确立电力脱碳作为中欧能源转型合作的重要抓手31第四章 中欧合作推动全球气候治理的路径战略后，中国电力清洁化进程显著提速：2025 年中国新型电力系统建设取得显著进展。截至2025 年 6 月底，全国可再生能源装机达到 21.59 亿千瓦，同比增长 30.6%，约占全国总装机的59.2%【118】。与此同时，可再生能源已实现对煤电的“增量替代”，成为每年新增电力消费的绝对主体。2025 年上半年，风电、光伏新增发电量超过全社会用电量增量【119】。这一进展为中国电力行业于 2025 年实现碳达峰奠定了决定性基础。在此基础上，中欧可共同发布“中欧煤电有序退出指引”，明确各自煤电削减路径与时间表，推动融资与保险机构逐步退出对煤电项目的支持，建立绿色电力替代的过渡性保障机制，并在碳市场对接与绿电认证框架下探索政策联动，从而为加速全球煤电的转型和退出减排提供可复制的范式。【118】国家能源局.国家能源局举行新闻发布会 介绍上半年可再生能源并网运行情况 EB/OL.https:/ 2025 年第三季度新闻发布会文字实录 EB/OL.https:/ J.欧洲研究,2022,40(06):23-48 5-6.2.杜力普等.气候与地缘政治变化背景下中欧战略性矿产资源政策演变研究 J，中国矿业,2025 年第 2 期。3.冯仲平、贺之杲等.大变局下的中欧关系：调适与发展 J，欧洲研究，2025 年第 1 期。4.韩跃民.全球气候治理中的生态利益博弈与中国对策 J.青海社会科学,2024,(01):38-48.5.郇庆治.“碳政治”的生态帝国主义逻辑批判及其超越 J,中国社会科学,2016 年第 3 期。6.金玲.欧盟的多极化认知和中欧多边合作 J，国际问题研究,2025 年第 1 期。7.荆 克 迪,师 翠 英.人 类 命 运 共 同 体 原 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J.拉丁美洲研究,2023,45(05):62-77 160.34参考文献英文期刊1.Abumere,Frank Aragbonfoh,and Dr Phil PhD.“The Global Institutional Order and the Problem of Resource Curse.”Indian Journal of Commerce and Management Studies 6.3(2015):81-87.2.Dalby,S.,“The geopolitics of climate change”,Political Geography,37,38-47.3.Daniel Bailey,“The Environmental Paradox of the Welfare State:The Dynamics of Sustainability”,New Political Economy,2015,20(6):793-811.4.Daniel F.Runde and Sundar R.Ramanujam.“Recovery with Resilience Diversifying Supply Chains to Reduce Risk in the Global Economy”,Center for Strategic and International Studies,2020.5.H R.FalseKaijage,“A basis for climate change adaptation in Africa:burdens ahead and policy options”，International 6.Journal of Climate Change Strategies and Management，vol.4，Iss.2(2012),pp.152-160.7.Hommel,D.,&Murphy,A.B.,“Rethinking geopolitics in an era of climate change”,GeoJournal,78(3),507-524.8.John Bellamy Foster,“Capitalism Has FailedWhat Next?”Monthly 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DigitalisationEB/OL.https:/www.eeas.europa.eu/eeas/partnering-sustainable-future-eu-central-asia-cooperation-water-energy-climate-and-digitalisation_en.7.Reuters.Chinas Envision to invest$1 bln in Spain to make green hydrogen machineryEB/OL.https:/ M.BYD tops the Chinese brand list,delivering the most pure electric new passenger cars across Western Europe in a month,for the first timeEB/OL.https:/www.schmidtmatthias.de/post/byd-tops-the-chinese-brand-list-delivering-the-most-pure-electric-new-passenger-cars-across-western.9.The Economist.A savage squabble between China and EuropeEB/OLhttps:/ Z.CSRD(欧盟企业可持续发展报告指令)与 ESRS（可持续发展报告准则）以及CSDDD（企业可持续发展尽职调查指令）EB/OL.https:/ 50 周年 EB/OL.http:/ 察 者 网.中 欧 关 系 为 何 难 破 局 EB/OL.https:/ 际 能 源 署（IEA）.世 界 能 源 投 资 2024（World Energy Investment 2024）EB/OL.https:/www.iea.org/reports/world-energy-investment-2024/china.14.国际能源网 国能能源研究院.中国能源数据报告（2025）EB/OL.https:/ 合 国 环 境 规 划 署.EMISSIONS GAP REPORT 2024EB/OL.https:/wedocs.unep.org/bitstream/handle/20.500.11822/46404/EGR2024.pdf.36参考文献16.欧盟对外行动署.中欧举行第五次环境与气候高级别对话 EB/OL.https:/www.eeas.europa.eu/eeas/eu-and-china-hold-high-level-dialogue-environment-and-climate_en.17.欧盟法规.Delegated regulation-EU-2024/2508EB/OL.https:/eur-lex.europa.eu/eli/reg_del/2024/2508/oj/eng.18.欧盟理事会.Fit for 55EB/OL.https:/www.consilium.europa.eu/en/policies/fit-for-55/.19.欧 盟 气 候 政 策 说 明.ETS2:Buildings,road transport and additional sectorsEB/OL.https:/climate.ec.europa.eu/eu-action/eu-emissions-trading-system-eu-ets/ets2-buildings-road-transport-and-additional-sectors_en.20.欧 盟 气 候 政 策 说 明.EU climate cooperation with AfricaEB/OL.https:/climate.ec.europa.eu/eu-action/international-action-climate-change/eu-engagement-climate-action-non-eu-countries/eu-climate-cooperation-africa_en.21.欧盟委员会.Fit for 55：实现欧洲绿色协议的立法工具包 EB/OL.https:/ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/IP_21_3541。22.欧盟委员会.欧盟竞争力指南针（Communication on the European Competitiveness Deal）EB/OL.https:/commission.europa.eu/publications/communication-european-competitiveness-deal_en.23.欧盟委员会.2030 年环境行动纲领 EB/OL.https:/environment.ec.europa.eu/strategy/environment-action-programme-2030_en.24.欧盟委员会.Global Gateway Investment Package South AfricaEB/OL.https:/ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_25_774.25.欧盟委员会.Global Gateway:Annual Progress Report 2025EB/OL.https:/commission.europa.eu/publications/global-gateway-annual-report-2025_en.26.欧盟委员会.The European Green Deal-European CommissionEB/OL.https:/commission.europa.eu/strategy-and-policy/priorities-2019-2024/european-green-deal_en.27.欧 盟 委 员 会.关 键 原 材 料 法 案（修 订 版）EB/OL.https:/single-market-economy.ec.europa.eu/publications/critical-raw-materials-act-proposal_en.28.欧盟委员会.关键原材料法案提案（2023 年 3 月）EB/OL.https:/eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52023PC0160.29.欧 盟 委 员 会.关 键 原 材 料 法 案 原 始 提 案 EB/OL.https:/ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_23_1661.30.欧 盟 委 员 会.欧 盟 竞 争 力 指 南 针（A Competitiveness Compass for the EU）EB/OL.https:/commission.europa.eu/publications/competitiveness-communication_en.31.欧 盟 委 员 会.欧 洲 竞 争 力 指 南 针（2024 年 版）EB/OL.https:/ec.europa.eu/info/publications/european-competitiveness-deal-2024_en.32.欧盟委员会.碳边境调节机制介绍 EB/OL.https:/climate.ec.europa.eu/eu-action/eu-carbon-border-adjustment-mechanism_en.33.欧盟中国商会.五十载携手同行中欧建交 50 周年招待会隆重举行 刘坚东会长率中资企业代表出席 EB/OL.http:/www.ccceu.eu/2025-05/09/c_4701.htm.37参考文献34.欧洲环境署.Climate Adaptation and Resilience Roadmap 2025EB/OL.https:/climate.ec.europa.eu.35.庞博.中德气候变化和绿色转型对话合作机制首次高级别对话在北京举行 _ 部门动态 EB/OL.https:/ 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见EB/OL.http:/ 8 年全球第一 EB/OL.https:/ 中欧企业家峰会举行：共庆建交 50 周年，深 化 绿 色 创 新 合 作 EB/OL.http:/ EB/OL.https:/ 50 周年互致贺电 EB/OL.https:/ EB/OL.https:/ 年欧盟对中国的进出口额均略有下降 EB/OL.https:/www.ccpit.org/belgium/a/20250307/20250307vdf2.html.44.国家能源局.国家能源局 2025 年第三季度新闻发布会文字实录 EB/OL.https:/ 介绍上半年可再生能源并网运行情况 EB/OL.https:/ 6 亿千瓦 煤电装机占比首次降至 40%以下 EB/OL.https:/ 42 个发展中国家签署应对气候变化南南合作备忘录 EB/OL.https:/ 共谋绿色发展中非合作共创未来 EB/OL.https:/ 10 周年后的前进方向 EB/OL.https:/ EB/OL.https:/ EB/OL.https:/ 址:北京东城区东四十条 94 号亮点文创园 A 座 201 室邮 编:100007电话:86（10）65546931传真:86（10）64087851
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2火电：火电：越北方，新能源比例越高，火电分时稀缺性好，价格易涨难跌。近期连南方现货电价也开始上涨，因为过低的火电电价导致电厂盈利能力大幅下滑甚至亏损。未来我们或将目睹三年现货改革的两个历史第一次：1.
2025-11-03
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证券研究报告证券研究报告 电力AI系列报告四 2025年10月30日 光大电新公用环保团队光大电新公用环保团队 固态变压器：固态变压器：AIDCAIDC供配电架构的终极方案供配电架构的终极方案 请务必.
2025-10-31
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行业周报 风机大型化节奏明确放缓，十五五规划建议点名氢能“未来产业”行业周报 请通过合法途径获取本公司研究报告，如经由未经许可的渠道获得研究报告，请慎重使用并注意阅读研究报告尾页的声明内容。行业报告.
2025-10-29
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请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分国内海风预期逐步迎来交付高峰期国内海风预期逐步迎来交付高峰期,“十五五十五五”加快建设新型能源加快建设新型能源体系体系电力设备证券研究报告/行业定期报告2025 年 10 月 28 日评级评级：增持增持（维持）（维持）分析师：曾彪分析师：曾彪执业证书编号：执业证书编号：S0740522020001Email：分析师：吴鹏分析师：吴鹏执业证书编号：执业证书编号：S0740522040004Email：分析师：赵宇鹏分析师：赵宇鹏执业证书编号：执业证书编号：S0740522100005Email：分析师：徐梦超分析师：徐梦超执业证书编号：执业证书编号：S0740525020001Email：基本状况基本状况上市公司数422行业总市值(亿元)81,407.82行业流通市值(亿元)72,342.22行业行业-市场走势对比市场走势对比相关报告相关报告1、充电设施“三年倍增”行动启动，海 风 审 批、招 投 标 进 展 加 速 2025-10-192、固态电池技术持续突破,9 月储能采招 42.6GWh2025-10-123、目标 2035 年风光总装机达 2020年 6 倍以上，儋州 600MW 海风招标2025-09-28重点公司基本状况简称股价EPSPE评级（元）2023A2024A2025E2026E2027E2023A2024A2025E2026E2027E宁德时代386.1811.79 11.58 14.22 16.96 20.31 32.75 33.35 27.16 22.78 19.01买入盛弘股份40.371.311.381.602.082.5930.80 29.16 25.15 19.37 15.59买入德业股份77.784.174.763.964.855.6118.65 16.34 19.65 16.03 13.86买入东方电缆66.191.451.472.112.933.2645.65 45.03 31.44 22.60 20.30买入大金重工52.630.670.741.271.802.2578.55 71.12 41.44 29.16 23.42买入备注：股价数据取自 2025 年 10 月 27 日收盘价报告摘要锂电：锂电：1）宁德时代 Q3 业绩维持向上趋势；2）亿纬锂能 Q3 返利影响报表，经营明显向好；3）特斯拉2025Q3：部署储能12.5GWh，毛利率32.21%，2025累计部署储能32.5GWh。展望未来两年，业绩、估值均有提升可能性，属于中线布局较好板块。推荐【宁德时代】【亿纬锂能】；材料建议关注【湖南裕能】【万润新能】【尚太科技】【中科电气】；看好锂电新技术方向固态电池的主题行情，建议关注固态电池相关公司【厦钨新能】【宏工科技】【纳科若尔】【国轩高科】【星源材质】【容百科技】。储能储能：1）海博思创菲律宾大型储能项目签约，推进东南亚市场布局。2）天津“136 号文”：存量 0.3655 元/kWh，增量上限 0.32 元/kWh，暂不设下限，单个项目80%。3）江西电力现货市场转入连续结算试运行，-0.11.2 元/kWh。4）湖南“136 号文”：增量 0.26-0.38元/kWh；存量 0.45 元/kWh。大储板块，光储发货加速叠加海外比例提升，龙头业绩继续加速释放，标的【上能电气】【阳光电源】【阿特斯】【科华数据】【盛弘股份】【禾望电气】【通润装备】等；户储板块，欧洲成熟市场需求修复、东北欧放量，以及新兴市场多点开花，进一步强化市场对板块 25 年信心，标的【德业股份】【艾罗能源】【锦浪科技】【禾迈股份】【固德威】【昱能科技】等。电力设备电力设备：1）中共中央新闻发布会：加快能源绿色低碳转型是全面绿色转型的“牛鼻子”；2）第二十届中央委员会第四次全体会议公报：“十五五”加快建设新型能源体系。建议关注特高压标的【许继电气】【平高电气】【中国西电】【国电南瑞】；电力设备出口标的可能会因关税恐慌情绪蔓延而错杀，下跌可能是机会，建议关注【海兴电力】【三星医疗】【思源电气】【华明装备】。光伏：光伏：本周，硅料方面，价格重心小幅波动，成交情况整体偏观望；硅片方面，硅片价格虽有波动但整体仍然稳健；电池片方面，结构性行情进入尾部，电池环节开始显现颓势，183N 需求持续减弱，多数厂商将 210N 价格回调至 0.31 元/w；组件方面，组件价格小幅震荡，当前市场 210 需求仍旧较高，210R 组件价格仍然下跌，市场 183 组件价格亦有小幅下降；光伏玻璃方面，成交仍旧不佳，头部企业坚挺高价，市场二三线让利出货，使市场成交价格快速下降，玻璃企业库存增多加之 11 月组件需求走弱预期下，预计本周开始部分后结算方式的订单价格有望再度松动。持续关注两条主线：1）新技术：铜浆（聚和/帝科/博迁）/BC（爱旭）等；2）困境反转龙头：协鑫/双良/爱旭/钧达/福莱特-H/信义-H/福斯特等。风电：风电：近日，海外方面，马来西亚宣布启动连接越南和马来西亚半岛的 2GW 海风项目；韩国预计 1.5GW 固定式项目 0.9GW 漂浮式项目参加 2025 下半年“20 年长期 PPA 风电招标”。国内方面，明阳预中标普陀2海风项目，长乐海洋预中标中海油东方CZ7一期220kV海缆，华能阳江三山岛一二启动风机招标。国内自年初以来，重点项目江苏三峡大丰、国信大丰、广东帆石一、青州五七、辽宁大连花园口、瑞安 1 号项目等均已开工、三山岛海风柔直、华能山东半岛北 L、金山一期、华润苍南 1#二期扩建、揭阳惠来石碑山、莆田平海湾 DE 区、海南东方 CZ8 等项目也陆续进行启动施工，且三峡大丰/国信大丰首批已实现并网发电，三峡大丰完成全部单桩施工，青州五七完成正极送出缆敷设。整体国内海风建设节奏有序进行，预期逐步迎来交付高峰期。建议重点关注：1、充分受益于国内外海风需求释放的海缆龙头：【中天科技】【东方电缆】【起帆电缆】等；塔筒单桩龙头：【大金重工】【海力风电】【天顺风能】【润邦股份】【泰胜风能】【天能重工】等；2、经营拐点向上叠加出海打开成长空间的整机龙头：【运达股份】【金风科技】【明阳智能】【三一重能】等；3、具备强阿尔法的细分零部件龙头，量价齐升弹性可期：【威力传动】【广大特材】【金雷股份】【日月股份】等。行业定期报告行业定期报告-2-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分风险提示风险提示：装机不及预期；原材料大幅上涨；竞争加剧；研报使用的信息更新不及时风险；第三方数据存在误差或滞后的风险等。YWUYnRxOsOtMtRpMxPmPuMbRbPbRtRrRoMmRiNnMmMkPpNvMaQmMwPNZsQmMxNoNqN行业定期报告行业定期报告-3-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分内容目录内容目录一、锂电一、锂电板块板块.41、行业及公司事件跟踪.42、国内外电动车销量跟踪.51）欧洲主要国家电动车销量.52）国内电动车销量.7二、二、储能储能板块板块.71、本周储能政策及事件跟踪.7三、电网设备三、电网设备板块板块.9四、光伏板块四、光伏板块.101、光伏产业链跟踪.102、本周光伏事件跟踪.12五、风电板块五、风电板块.121、本周海风进展梳理.132、本周其他新闻.134、海陆风中标数据追踪.145、原材料价格跟踪.15六、投资建议六、投资建议.16风险提示风险提示.17图表目录图表目录图表1：欧洲主要国家新能源车销量（辆）.6图表2：国内车企新能源车销量（辆）.7图表3：硅料价格走势.10图表4：硅片价格走势.10图表5：硅料价格走势.11图表6：硅片价格走势.11图表7：光伏玻璃价格走势.11图表8：光伏胶膜价格走势.11图表9：陆风月度新增招标量（MW）.14图表10：海风月度新增招标量（GW）.14图表11：陆风月度招标价格（元/KW）.15图表12：海风月度招标价格（元/KW）.15图表13：中厚板价格走势（元/吨）.16图表14：生铁价格走势（元/吨）.16图表15：环氧树脂价格（元/吨）.16行业定期报告行业定期报告-4-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分一、锂电一、锂电板块板块1、行业及公司事件跟踪行业及公司事件跟踪宁德时代宁德时代 Q3 业绩维持向上趋势业绩维持向上趋势2025 年第三季度宁德时代实现营收 1041.9 亿元，同比增长 12.9%。归属于上市公司股东的扣非净利润 164.2 亿元，同比增长 35.47%。基本每股收益 4.1 元/股，同比增长37.23%。亿纬锂能亿纬锂能 Q3 返利影响报表，经营明显向好返利影响报表，经营明显向好今年第三季度，亿纬锂能营收为 168.32 亿元，同比增长 35.85%；净利润为 12.11 亿元，同比增长 15.13%。前三季度，亿纬锂能营收为 450.02 亿元，同比增长 32.17%；净利润为 28.16 亿元，同比下降 11.70%。出货量方面：2025 年第三季度电池出货 34.6GWh，同比增长 58%。其中动力电池出货14.2GWh，同比增长 98%；储能电池出货 20.4GWh，同比增长 38%。前三季度动力电池出货 34.59GWh，同比增长 66.98%；储能电池出货 48.41GWh，同比增长 35.51%。公司主动选择在第三季度一次性计提 5.3 亿元的返利拉低了毛利率，属于一次性影响。特斯拉特斯拉 2025Q3：部署储能：部署储能 12.5GWh，毛利率，毛利率 32.21%，2025 累计部署储累计部署储能能32.5GWh2025 年第三季度，特斯拉营收 281 亿美元，比去年同期增长 12%；净利润 13.7 亿美元，同比下降 37%。其中，能源与储能业务收入 34.15 亿美元，同比增长 44%。特斯拉表示，营业收入的增长主要源于车辆交付量的增加以及储能业务和其他业务的增长。虽然营业利润同比下降，但是储能业务毛利率实现了增长，毛利达 11 亿美元，毛利率32.21%。2025 年 Q3 特斯拉部署了 12.5GWh 储能，较去年同期增长了 81%，且创下了单季度储能部署记录，这得益于上海超级工厂的持续扩建以及 Powerwall 的创纪录部署量。2025 年以来，特斯拉累计部署储能规模达 32.5GWh。储能产品上，特斯拉推出了下一代工业存储产品-Megablock。该产品集成四个Megapack3，采用新的简化架构，将硬件、软件和服务整合到一个包中，电压最高可达中压水平，从而可加快并网，快速实现公共事业级储能电站的部署，并可同时降低客户使用的复杂性。Megapack3 将于 2026 年在休斯敦 Megafactory 开始生产。在商业模式方面，特斯拉针对“太阳能 Powerwall”产品，近期于美国推出了一项新的租赁方案。该方案能够为客户预测能源成本，并在一些条款的设定上更具吸引力，例如，相较于贷款，具备更低的月付款金额；在整个租赁期内系统可用性的保证；以及在租赁期结束后的买断选项等。特斯拉表示这一新的租赁方案将有助于推动其住宅能源产品的增量需求。此外，特斯拉在第三季度净增加了超过 3,500 个新的超级充电摊位，同比增长了 18%。9 月，推出了首款 V4 超级充电桩。V4 充电桩的功率密度是 V3 的 3 倍，停机位数是 V2的两倍，从而可实现更高的充电量、更高的效率、更低的成本和更快的部署。V4 增压器乘用车提供 500kW 充电，为特斯拉 Semi 卡车提供 1200kW 的充电功率，可实现最短的充电时长。行业定期报告行业定期报告-5-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分2、国内外电动车销量跟踪国内外电动车销量跟踪1）欧洲主要国家电动车销量欧洲主要国家发布 9 月电动车销量：9 月欧洲 9 国新能源汽车销量 31.1 万辆，同环比 34%/ 75%。其中，纯电动车型销量 20.1 万辆，同环比 22%/ 73%；插电式车型销量 11.0 万辆，同环比 64%/ 78%。新能源汽车渗透率为 31.9%，同比 6.0pcts，环比 1.4pcts。行业定期报告行业定期报告-6-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分图表图表1：欧洲主要国家新能源车销量（辆）欧洲主要国家新能源车销量（辆）来源：WIND，中泰证券研究所行业定期报告行业定期报告-7-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分2）国内电动车销量蔚来：9 月，交付量为 3.48 万辆，同比 64%，环比 11%。小鹏：9 月，交付量为 4.16 万辆，同比 95%，环比 10%。理想：9 月，交付量为 3.40 万辆，同比-37%，环比 19%。零跑：9 月，交付量为 6.67 万辆，同比 97%，环比 17%。极氪：9 月，交付量为 1.83 万辆，同比-14%，环比 4%。岚图：9 月，交付量为 1.52 万辆，同比 52%，环比 13%。广汽埃安：9 月，交付量为 2.91 万辆，同比-19%，环比 8%。阿维塔：9 月，交付量为 1.10 万辆，同比 143%，环比 4。小米：9 月交付量超 4 万台。图表图表2：国内车企新能源车销量（辆）国内车企新能源车销量（辆）来源：各公司官网，中泰证券研究所二、二、储能储能板块板块1、本周储能政策及事件跟踪本周储能政策及事件跟踪海博思创菲律宾大型储能项目签约海博思创菲律宾大型储能项目签约，推进东南亚市场布局推进东南亚市场布局公司于 10 月 10 日正式启用位于马尼拉 BGC 金融区的办公室，并于 10 月 17 日成功签署服务于马尼拉市场的 185MWh 大型储能系统项目。天津天津“136 号文号文”：存量存量 0.3655 元元/kWh，增量上限增量上限 0.32 元元/kWh，暂不设下限暂不设下限，10年，单个项目年，单个项目80 月 20 日，天津市发展改革委、工业和信息化局发布天津市深化新能源上网电价市场化改方案表示，全面放开新能源上网电价。自 2026 年 1 月 1 日起，我市新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场。2026 年 1 月 1 日以前，行业定期报告行业定期报告-8-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分新能源发电上网电价仍按照现行政策执行。不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。新建新能源项目可自愿配置储能，通过增强自身调节能力提升市场竞争力和收益水平。2025 年 6 月 1 日（不含）以前投产的新能源项目为存量项目：机制电价按照各项目现行非市场化电量价格政策执行。基本保持在每千瓦时 0.3655 元水平，确保存量项目收益的稳定性。2025 年 6 月 1 日（含）起投产的新能源项目为增量项目：初期，竞价上限暂按照 0.32元/kWh 确定；后期，由市发展改革委综合考虑发电成本变化、绿色价值、电力市场供需形势以及用户承受能力等设定。暂不设置竞价下限。执行期限：按照项目回收初始投资的平均期限确定，初期按照 10 年执行。竞价细则表示，不组织分类竞价，风电、光伏发电同场竞价。深远海风电项目相关机制另行研究确定。单个项目申报电量规模不高于其预计年上网电量的 80%。限价规则：初期，竞价上限暂按照 0.32 元/千瓦时确定。-0.11.2 元元/kWh，江西电力现货市场转入连续结算试运行，江西电力现货市场转入连续结算试运行10月21日，国家能源局华中监管局发布江西电力现货市场转入连续结算试运行的通知。江西电力现货市场自 2025 年 10 月 1 日起，转入连续结算试运行。创新引导新型储能等新质生产力入市，提升电网灵活调节能力，加快建立适应新型电力系统的市场机制。同时，结合江西新能源消纳形势首次将市场价格下限降至-0.1 元/千瓦时，进一步挖掘电网调峰能力。国庆长假期间，受持续高温影响，江西现货市场出清价格累计 8.5 小时触及 1.2 元/千瓦时上限；受午间新能源大发以及电网个别断面阻塞影响，出清价格累计8.34 小时为负价，触及-0.1 元/千瓦时下限。湖南湖南“136 号文号文”：增量：增量 0.26-0.38 元元/kWh；存量；存量 0.45 元元/kWh10 月 20 日，湖南省发改委发布关于印发湖南省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案的通知。1)增量项目电量规模：2025 年新增纳入机制的风电、光伏电量规模，分别按照当年风电、光伏预计新增上网电量的 30%确定。设置申报充足率下限和单个项目申请纳入机制的电量上限，2025 年分别为 125%、80%。机制电价：2025 年竞价上限为 0.38 元/kWh，下限为 0.26 元/kWh。执行期限：2025 年竞价的机制电量执行期限为 10 年。2)存量项目机制电量：光伏扶贫项目扶贫容量对应的上网电量 100%纳入机制电量；分布式光伏项目、接入电压等级 35 千伏的新能源项目上网电量的 80%纳入机制电量（不含光伏扶贫容量对应上网电量）。机制电价：0.45 元/kWh。行业定期报告行业定期报告-9-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分执行期限：按照项目达到全生命周期合理利用小时数（风电 36000 小时、光伏 22000小时）与项目投产满 20 年较早者确定，到期后不再执行机制电价。接入电压等级 110 千伏及以上的风电和集中式光伏项目机制电量：2021 年 1 月 1 日-2025 年 5 月 31 日平价上网的，实行过渡措施，上网电量的 60%纳入机制电量。机制电价：风电项目 0.37 元/kWh、集中式光伏项目 0.38 元/kWh。执行期限：5 年。2021 年前并网的，继续按现行相关政策执行。三、电网设备三、电网设备板块板块中共中央新闻发布会：加快能源绿色低碳转型是全面绿色转型的中共中央新闻发布会：加快能源绿色低碳转型是全面绿色转型的“牛鼻子牛鼻子”国家发展改革委党组书记、主任郑栅洁介绍，加快全面实现绿色转型，就是要以碳达峰碳中和目标为牵引，加快推进 4 方面举措，即加快构建实施碳排放总量和强度双控制度、加快能源绿色低碳转型、加快产业结构绿色低碳转型、加快生产生活方式绿色低碳转型。首先，是加快构建实施碳排放总量和强度双控制度。过去我们是能耗双控制度，现在全面转向碳排放双控制度。这是全面绿色转型的“指挥棒”。建议提出稳步实施地方碳考核、行业碳管控、企业碳管理、项目碳评价、产品碳足迹等制度，建立健全覆盖各类主体的激励约束制度体系。其次，是加快能源绿色低碳转型。这是全面绿色转型的“牛鼻子”。我们将加快新型能源体系建设，到“十五五”末，新增用电需求绝大部分由新增清洁能源发电量满足，让更多绿电穿越山海、点亮万家灯火。重点有三项工作：一是以更大力度发展非化石能源，加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设，因地制宜开发生物质能、地热能、海洋能等新能源；二是推进化石能源清洁高效利用，推动煤电由基础保障性电源转为支撑调节性电源；三是加快建设新型电力系统，确保绿电发得出、电网接得住、终端用得好。第三项举措，是加快产业结构绿色低碳转型。这实际上是通过增加产业的“含绿量”，来提升经济的“含金量”。我们要做好产业的“加减法”：一手做加法，加快发展绿色低碳产业，根据测算，目前我国绿色低碳产业规模约 11 万亿元，未来 5 年还有翻一番乃至更大的增长空间，特别是“十五五”时期，力争建成 100 个左右国家级零碳园区，将为绿色低碳产业带来巨大发展空间。一手做减法，推进重点行业节能降碳，将在钢铁、有色、石油化工等重点行业深入实施节能降碳专项行动，力争实现节能量 1.5 亿吨标准煤以上，可以减少二氧化碳排放约 4 亿吨。第四项举措，是加快生产生活方式绿色低碳转型。这和我们每一个人都息息相关，是全面绿色转型的根本所在。在生产方面，深入推进清洁生产，实施大规模设备更新，大力发展循环经济，力争到 2030 年，大宗固废年利用量达到 45 亿吨左右，同时加快建筑和市政设施节能改造，提高大宗货物的铁路、水路运输比例。在生活方面，广泛开展绿色低碳全民行动，大力倡导节粮、节水、节电和生活垃圾分类，大力推广绿色低碳生活方式、绿色低碳产品，以绿色生活打造美丽家园、建设美丽中国。第二十届中央委员会第四次全体会议公报第二十届中央委员会第四次全体会议公报：“十五五十五五”加快建设新型能源体系加快建设新型能源体系中国共产党第二十届中央委员会第四次全体会议,全会提出：加快经济社会发展全面绿色转型，建设美丽中国。牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念，以碳达峰碳中和为牵引，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，筑牢生态安全屏障，增强绿色发展动能。行业定期报告行业定期报告-10-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分要持续深入推进污染防治攻坚和生态系统优化，加快建设新型能源体系，积极稳妥推进和实现碳达峰，加快形成绿色生产生活方式。四、光伏板块四、光伏板块1、光伏产业链跟踪、光伏产业链跟踪本周硅料价格小幅上涨。本周硅料价格小幅上涨。据 Infolink Consulting，多晶硅致密料本周均价为 52 元/公斤，周环比上升 1 元/公斤。多晶硅颗粒料本周均价为 50 元/公斤，周环比持平。供需方面，硅业分会数据显示，10 月国内多晶硅产量预计 13 万吨，处于年内高位。下游硅片环节排产在 10 月仍有增量，但预期 11-12 月减产。尽管西南地区面临季节性减产预期，但 10 月整体供应依然充足。市场对 11 月可能出台的供给侧改革政策抱有期待，同时西南地区减产预期也为市场提供了心理支撑。整体来看，短期内预计硅料价格将延续区间震荡的格局。本周硅片价格无明显变动。本周硅片价格无明显变动。据 Infolink Consulting，210RN 均价 1.40 元/片，周环比持平；210N 均价 1.70 元/片，周环比持平。供需方面，10 月硅片排产有增量，头部企业开工率提升。终端需求未全面回暖，集中式项目对 210 硅片需求偏好。而210R 等规格因需求疲软持续累库。短期内预计硅片价格将继续呈现整体僵持、内部分化格局。图表图表3：硅料价格走势硅料价格走势图表图表4：硅片价格走势硅片价格走势来源：Infolink Consulting，中泰证券研究所来源：Infolink Consulting，中泰证券研究所本周本周 N 型电池片价格无明显变动。型电池片价格无明显变动。据 Infolink Consulting，TOPCon182 电池片本周均价为 0.315 元/W，周环比下降 1.56%；TOPCon210 电池片本周均价为 0.310元/W，周环比持平。供需方面，尽管 10 月电池片整体排产计划有所收紧，但上游库存已累计至约 7GW。库存压力主要集中于 210R 等弱势规格上，抑制了价格反弹空间。市场呈现总量收紧、结构分化态势。上游硅片出现涨价预期，对电池片成本构成潜在压力。短期内预计电池片价格将持续呈现整体僵持、内部分化加剧的格局。本周本周 TOPCon 组件价格无明显变动。组件价格无明显变动。据 Infolink Consulting，TOPCon 双玻 182组件本周均价为 0.693 元/W，周环比持平；HJT 双玻 210 组件本周均价为 0.830元/W，周环比持平。供需方面，10 月份组件排产预计 43GW，环比下降约 5%，创年内新低。但上游硅片排产却逆势上涨,产业链各环节出现分化。国内 8 月新增行业定期报告行业定期报告-11-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分装机同比大幅下降。终端电站收益偏低，对组件涨价接受度很低，市场呈现报价涨、成交僵的局面。成本方面，多晶硅库存持续攀升，预计约 44-45 万吨，价格暂稳。但西南地区因枯水期电价上涨，约 32 万吨产能计划停产，为未来成本带来变数。价格方面，在高成本和低需求的上下夹击下,买卖双方博弈会非常激烈。组件整体价格大概率继续横盘。同时分化将进一步加剧，210 凭借在集中式电站中的需求优势和相对紧张的供应，价格最有可能保持坚挺,甚至存在小幅上探的空间。210R 由于库存高企且分布式市场需求减弱，价格仍将承压。图表图表5：硅料价格走势硅料价格走势图表图表6：硅片价格走势硅片价格走势来源：Infolink Consulting，中泰证券研究所来源：Infolink Consulting，中泰证券研究所本周光伏玻璃价格持平本周光伏玻璃价格持平。据索比咨询，3.2mm 镀膜玻璃本周均价为 20 元/平方米，周环比持平；2.0mm 镀膜玻璃本周均价为 13 元/平方米，周环比持平。近期，下游需求支撑一般,光伏玻璃货源供应量相对充足。现阶段，多数玻璃厂家订单跟进不饱和，库存有不同程度增加。下周来看，需求尚未见好转迹象，交投维持淡稳，库存继续增加。月末，下游用户压价心理明显，部分成交存商谈空间。预计市场稳中偏弱运行，部分价格小幅松动。本周本周 EVA 胶膜价格持平。胶膜价格持平。据索比咨询，透明 EVA 胶膜/白色 EVA 胶膜/POE 胶膜本周均价分别为 6.26/6.67/8.19 元/平方米，周环比持平。图表图表7：光伏玻璃价格走势光伏玻璃价格走势图表图表8：光伏胶膜价格走势光伏胶膜价格走势来源：索比咨询，中泰证券研究所来源：索比咨询，中泰证券研究所行业定期报告行业定期报告-12-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分2、本周光伏事件跟踪、本周光伏事件跟踪陕西财政补贴三大类光伏项目陕西财政补贴三大类光伏项目2025 年 10 月 21 日，西安高新区发展改革局转发西安市促进光伏产业发展若干措施（高效组件、光储、综合用能优化方向）财政补贴实施细则，明确补贴覆盖光伏高效组件、光储项目、综合用能优化项目三大类，要求项目需在 2025 年1 月 1 日-12 月 31 日并网且备案、建设、服务对象均位于西安市域、符合国省及西安相关行业规范；其中，光伏高效组件项目需组件转换效率24.2%（按 0.1 元/瓦一次性补贴），光储项目需分布式光伏容量1 兆瓦、配储比例20%且时长2 小时（按储能功率 0.1 元/瓦补贴，单项目100 万元），综合用能优化项目需运行满 2025年 11 月 15 日-2026 年 3 月 15 日周期，同时明确了三类项目的申报资料、验收流程及资金拨付程序，对虚假申报设定追缴资金、追究责任的处理规则。国家管网集团首个集中式光伏项目实现并网试运行国家管网集团首个集中式光伏项目实现并网试运行2025 年 10 月，国家石油天然气管网集团有限公司投资建设的首个地面集中式大型光伏发电项目西部管道有限责任公司精河县 34 万千瓦光伏项目实现并网试运行，标志着该集团在战略性新兴产业发展中取得新突破，将推动我国油气产业绿色低碳发展。该项目位于新疆博尔塔拉蒙古自治州精河县，占地约 10636 亩，采用“牧光互补”设计，实现“一地两用、光牧双收”，兼具防风固沙、水土保持的生态效益，投产后发电量全额接入新疆电网，以市场化交易供自建项目及上下游关联用户消纳。多地分布式光伏政策密集出台多地分布式光伏政策密集出台近日，上海市黄浦区印发黄浦区 2025 年碳达峰碳中和及节能减排（含循环经济）重点工作安排，明确 2025 年新增光伏装机 8500 千瓦目标，要求对既有建筑整域推进分布式光伏建设，新建建筑按“同步实施、能建尽建”落实屋顶光伏；此外，苏州工业园区、西安、广东丰顺县等地也密集出台政策，苏州要求 2025 年分布式光伏并网超 480 兆瓦、西安 2027 年光伏累计装机达 4.3GW，推动分布式光伏发展。但行业仍面临消纳矛盾、初始投入高且回本周期长、安全与管理隐患三大挑战；破局路径则聚焦储能、虚拟电厂、BIPV，分布式光伏正逐步从政策纸面走向质量红利时代。日本新政府收紧光伏政策，中国光伏面临挑战日本新政府收紧光伏政策，中国光伏面临挑战2025 年 10 月 21 日，日本第 104 任首相高市早苗就职。高市政府在能源政策上主张能源自给率 100%，对光伏采取限制态度明确管控森林、自然公园等区域的大规模集中式光伏项目，计划改革补贴制度以减少对中国供应链依赖，并拟于2026 年例行国会针对百万瓦级光伏电站立法监管，同时将光伏发展重心转向技术引领，这与日本 NEDO 发布的2025 年太阳能发电开发战略一致。此外，高市政府积极推动核电发展，计划 2040 年将核电占比从 2023 年的 8.5%提升至 20%。尽管大规模集中式光伏受限，但日本光伏市场仍存明确机遇：公共建筑领域，目标2030 年在可安装建筑中实现 50%光伏覆盖、2040 年实现 100%覆盖；户用领域，计划 2030 年 60%的新建独立屋安装光伏。不过对中国光伏企业而言，当前日本供应链依赖限制与项目监管加强，均对企业原有市场布局构成压力，中国企业面临的挑战仍大于机遇。五、风电板块五、风电板块行业定期报告行业定期报告-13-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分1、本周海风进展梳理、本周海风进展梳理本周，国内各区域项目本周，国内各区域项目审批审批进展：进展：江苏：江苏：10 月 21 日，江苏省盐城市东台市自然资源和规划局发布大唐东台 H5#海上风电项目用海申请公示。福建福建：10 月 21 日，福建发改委发布关于同意连江外海海上风电场项目核准延期的批复。因该项目开工部分审批手续无法在原核准有效期内办齐等原因，申请该项目核准文件有效期延长 1 年。本周，国内各区域项目招投标进展：本周，国内各区域项目招投标进展：辽宁辽宁：10 月 22 日，中国电建中南院辽宁华电丹东东港一期 100 万千瓦海上风电项目海上换流站建造、运输及安装工程采购招标。山东：山东：10 月 24 日，中国电建电建新能源即墨 100 万 kW 海上风电项目第一阶段前期工作采购预中标。浙江浙江：10 月 24 日，明阳智能预中标中舟山市普陀 2#海上风电项目风电机组（含塔筒）及附属设备采购，投标金额 12.35 亿元，折合单价 3027 元/kW。广东：广东：10 月 20 日，华能阳江三山岛一海上风电场项目（483MW）和阳江三山岛二海上风电场项目（500MW）风电机组及附属设备（不含塔筒）采购招标。海南：海南：10 月 23 日，长飞海洋预中标中海油某海上风电项目 220kV 海缆及附属设备采购及敷设施工采购，投标金额 4.26 亿。本周，国内各区域项目本周，国内各区域项目施工施工进展：进展：广东：广东：近日，三峡上海院全部完成其承担的三峡阳江青洲七海上风电项目 38 台机位导管架安装任务。近期，全球其他区域情况：近期，全球其他区域情况：马来西亚马来西亚：近日，马来西亚副总理表示马来西亚即将启动的连接越南和马来西亚半岛的海上风电项目，预计 2034 年之前投运 2GW 清洁能源。韩国韩国：近日，新设立的气候能源环境部将接管此前由产业通商资源部负责的电力能源相关事务。预计 1.5GW 固定式项目 0.9GW 漂浮式项目参加 2025 下半年“20年长期 PPA 风电招标”。2、本周本周其他新闻其他新闻10 月月 20 日日，天津市发展改革委市工业和信息化局发布关于印发天津市发展改革委市工业和信息化局发布关于印发天津市深化新能天津市深化新能源上网电价市场化改革实施方案的通知。源上网电价市场化改革实施方案的通知。存量项目自 2026 年起执行，机制电量比例参照历史非绿电交易最低值确定，电价按现行非市场化政策执行，有效期至项目全生命周期合理利用小时数或投产 20 年届满。增量项目通过年度竞价纳入机制，电价按竞价结果设置上限且期限初定为 10 年，规模根据消纳责任权重及市场情况动态调整，首次竞价计划于 2025 年开展。10 月月 20 日日，湖南省发展和改革委员会发布关于印发湖南省发展和改革委员会发布关于印发湖南省深化新能源上网电价湖南省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案的通知。市场化改革促进新能源高质量发展实施方案的通知。行业定期报告行业定期报告-14-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分存量项目按类型和并网时间分类，明确了不同项目纳入机制的电量比例与固定电价，执行期限为达到全生命周期合理利用小时数或投产满 20 年。增量项目通过竞价确定，设置了年度电量规模、竞价上下限（2025 年为 0.38-0.26元/千瓦时）及 10 年执行期限，并规定了竞争参数以引导充分竞争。风能北京宣言风能北京宣言：“十五五十五五”风电新增装机风电新增装机 120GW ，海风，海风 15GW 。10 月 20 日，在 2025 年北京国际风能大会上，来自全球 1000 多家风能企业的代表，发布风能北京宣言 2.0，其中提出中国风电发展目标：“十五五”年新增装机不低于 120GW，其中海上风电年新增装机不低于 15GW，确保 2030 年中国风电累计装机达1300GW，到 2035 年累计装机不少于 2000GW，到 2060 年累计装机达 5000GW。CWP 风能展明阳智能全球首款风能展明阳智能全球首款 50MW 漂浮式风机漂浮式风机。10 月 21 日，在 CWP2025 现场，正式发布全新一代中速紧凑半直驱平台和 Ocean X 天成平台全球首款 50MW超大型漂浮式风电机组。Ocean X 天成平台采用“双机头”设计，通过两台 25MW主机单元，以“V”型塔架结构协同构成整体机组，该机型采用漂浮式基础，专为水深超过 40 米的深远海环境设计，具备强大的抗台风能力。3、海陆风招标数据追踪、海陆风招标数据追踪据不完全统计，对于陆上风电机组对于陆上风电机组，2025 年至今启动招标 93.9GW。对于海上风对于海上风电机组电机组，2025 年至今海风机组新增招标 9.0GW。装机量上看装机量上看，2025 年 1-8 月累计新增装机 57.8GW，同比 72%；其中 8 月新增装机 4.2GW，同比 13%，环比 83%。陆风招标分析：陆风招标分析：本周，1.238GW 项目启动陆上风机采购招标。海风招标分析：海风招标分析：本周，华能阳江三山岛一海上风电场项目（483MW）和阳江三山岛二海上风电场项目（500MW）风电机组及附属设备（不含塔筒）采购招标。图表图表9：陆风月度新增招标量（陆风月度新增招标量（MW）图表图表10：海风月度新增招标量（海风月度新增招标量（GW）来源：风芒能源等公众号，中泰证券研究所来源：风芒能源等公众号，中泰证券研究所统计注：海风招标指海上风机招标项目（含 EPC）4、海陆风中标数据追踪、海陆风中标数据追踪陆上陆上：2025 年 10 月，陆风风电机组含塔筒的加权中标均价为 2300 元元/kW；2025年 9 月，陆风风电机组不含塔筒加权中标均价为 1643 元元/kW。海上：海上：2025 年 1 月中标候选人均价 2979 元元/kW（含塔筒）；3 月中标候选人均价行业定期报告行业定期报告-15-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分3448 元元/kW（含塔筒）；4 月中标候选人均价 3183 元元/kW（含塔筒）；6 月中标候选人均价为 2957 元元/kW（含塔筒含塔筒）；10 月中标候选人均价为 3335 元元/kW（不不含塔含塔筒筒）。中标主机商分析中标主机商分析（陆风陆风）：据不完全统计，2025 年至今，运达股份、远景能源、金风科技等厂商已累计中标 92.1GW（含国外中标项目）。其中，2025 年初至今，运达股份中标 20.9GW，占比 22.7%；远景能源中标 20.2GW，占比 21.9%；金风科技中标 15.7GW，占比 17.1%。中标主机商分析中标主机商分析（海风海风）：2025 年1 月至今，海风累计中标 7.35GW 预中预中标标 0.4GW。海风中标情况海风中标情况：本周，明阳智能预中标舟山市普陀 2#海上风电项目风电机组（含塔筒）及附属设备采购，投标金额 12.35 亿元，折合单价 3027 元/kW。海缆招中标详情：海缆招中标详情：本周，长飞海洋预中标中海油某海上风电项目 220kV 海缆及附属设备采购及敷设施工采购，投标金额 4.26 亿。25 年初至今，国内 6.6GW/14 个海上风电项目、1 个柔直工程（2GW）进行进行海底电缆公开招标；16 个项目中标。中天科技中标 28.15 亿元（部分未披露金额）、东方电缆中标 26.63 亿元（部分未披露金额）、亨通光电中标 8.21 亿元（部分未披露金额）、起帆电缆/汉缆股份中标（未披露金额）、太阳海缆中标 1.16 亿元、长乐海洋中标 4.26 亿元。图表图表11：陆风月度招标价格（元陆风月度招标价格（元/KW）图表图表12：海风月度招标价格（元海风月度招标价格（元/KW）来源：风芒能源等公众号，中泰证券研究所来源：风芒能源等公众号，中泰证券研究所5、原材料价格跟踪、原材料价格跟踪截至 10 月 25 日，中厚板均价 3526 元/吨，环比上周-0.5%，铸造生铁均价 3030元/吨，环比上周持平，环氧树脂均价 14600 元/吨，环比上周-4.0%。行业定期报告行业定期报告-16-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分图表图表13：中厚板价格走势（元中厚板价格走势（元/吨）吨）图表图表14：生铁价格走势（元生铁价格走势（元/吨）吨）来源：WIND，中泰证券研究所来源：WIND，中泰证券研究所图表图表15：环氧树脂价格（元环氧树脂价格（元/吨）吨）来源：WIND，中泰证券研究所六、投资建议六、投资建议锂电锂电：推荐【宁德时代】【亿纬锂能】；材料建议关注【湖南裕能】【万润新能】【尚太科技】【中科电气】；看好锂电新技术方向固态电池的主题行情，建议关注固态电池相关公司【厦钨新能】【宏工科技】【纳科若尔】【国轩高科】【星源材质】【容百科技】。储能储能：大储板块，建议关注【上能电气】【阳光电源】【阿特斯】【科华数据】【盛弘股份】【禾望电气】【通润装备】等；户储板块，建议关注【德业股份】【艾罗能源】【锦浪科技】【禾迈股份】【固德威】【昱能科技】等。电力设备电力设备：建议关注特高压标的【许继电气】【平高电气】【中国西电】【国电南瑞】；电力设备出口标的可能会因关税恐慌情绪蔓延而错杀，下跌即是机会，建议关注【海兴电力】【三星医疗】【思源电气】【华明装备】。光伏：光伏：持续关注两条主线：1）新技术：铜浆（聚和/帝科/博迁）/BC（爱旭）等；2）困境反转龙头：协鑫/双良/爱旭/钧达/福莱特-H/信义-H/福斯特等。风电风电：建议重点关注：1、充分受益于国内外海风需求释放的海缆龙头：【中天科技】【东方电缆】【起帆电缆】等；塔筒单桩龙头：【大金重工】【海力风电】【天顺风能】行业定期报告行业定期报告-17-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分【润邦股份】【泰胜风能】【天能重工】等；2、经营拐点向上叠加出海打开成长空间的整机龙头：【运达股份】【金风科技】【明阳智能】【三一重能】等；3、具备强阿尔法的细分零部件龙头，量价齐升弹性可期：【威力传动】【广大特材】【金雷股份】【日月股份】等。风险提示风险提示装机不及预期。原材料大幅上涨。竞争加剧风险。研报使用的信息更新不及时风险。第三方数据存在误差或滞后的风险。行业定期报告行业定期报告-18-请务必阅读正文之后的重要声明部分请务必阅读正文之后的重要声明部分投资评级说明投资评级说明评级评级说明说明股票评级股票评级买入预期未来 612 个月内相对同期基准指数涨幅在 15%以上增持预期未来 612 个月内相对同期基准指数涨幅在 5%之间持有预期未来 612 个月内相对同期基准指数涨幅在-10% 5%之间减持预期未来 612 个月内相对同期基准指数跌幅在 10%以上行业评级行业评级增持预期未来 612 个月内对同期基准指数涨幅在 10%以上中性预期未来 612 个月内对同期基准指数涨幅在-10% 10%之间减持预期未来 612 个月内对同期基准指数跌幅在 10%以上备注：评级标准为报告发布日后的 612 个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中 A 股市场以沪深 300 指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普 500 指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。$LargePositionMessageStart$LargePositionMessageEnd$重要声明重要声明中泰证券股份有限公司（以下简称中泰证券股份有限公司（以下简称“本公司本公司”）具有中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格）具有中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响。本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性，且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，可能会随时调整。本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议，本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。市场有风险，投资需谨慎。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者应注意，在法律允许的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本公司及其本公司的关联机构或个人可能在本报告公开发布之前已经使用或了解其中的信息。本报告版权归“中泰证券股份有限公司”所有。事先未经本公司书面授权，任何机构和个人，不得对本报告进行任何形式的翻版、发布、复制、转载、刊登、篡改，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。
2025-10-29
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5星级
识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1 1/2727 Table_Page 深度分析|电力设备 证券研究报告 储能新时代系列之一储能新时代系列之一 价格机制加快理顺，甘肃新型储能增长动能强劲价格机制加快理顺，甘肃新型储能增长动能强劲 核心观点核心观点：甘肃电力现状：甘肃电力现状：新能源新能源外送大省，储能发展初具规模外送大省，储能发展初具规模。甘肃 2024 年底发电装机超 9000 万千瓦，新能源占比超 60%。甘肃是典型的外送省，当前外送电量占比已达 28.0%。适应于新能源大规模发展，甘肃具有较大的新型储能装机规模，位列全国第五。甘肃新型储能参与电力现货市场和辅助服务市场，初步实现了市场化运行。甘肃锂电池储能成本：日均一充一放，甘肃锂电池储能成本：日均一充一放，测算测算 LCOS 为为 0.29 元元/千瓦时千瓦时。根据2024 年度中国电力市场发展报告，甘肃储能基本实现日均一充一放，部分日期实现两充两放。我们取全年充放电 360 次。经 LCOS公式法测算，甘肃锂电池储能 LCOS 为 0.29 元/千瓦时。甘肃储能收入：甘肃储能收入：现货市场价差现货市场价差、辅助服务辅助服务和和容量电价容量电价形成多维收入体形成多维收入体系系。（一）（一）现货市场价差：现货市场价差：现货市场价差：现货市场价差：2025 年快速走扩，达年快速走扩，达 0.27元元/千瓦时千瓦时。过去几年，河西地区现货价差小幅缩窄，河东地区下降幅度较大。2025 年上半年峰谷价差转为拉阔趋势，主要系火电抬升整体报价、新能源出力提升拉低谷时电价。容量电价新规降低了现货报价上限，但影响较小。（二）辅助服务（二）辅助服务收入收入：25 年年甘肃甘肃辅助服务辅助服务市场规模扩市场规模扩大大，测算测算典型的典型的 100MW 储能电站平均年调频收入为储能电站平均年调频收入为 170 万万元元。当前主要包括调峰容量市场、需求响应市场、调频辅助服务市场，未来将主要包括调频辅助服务市场。2024 年甘肃储能辅助服务收益为 1.2 亿元，2025 年甘肃调频市场辅助服务空间快速增长，主要系新能源发电占比增加。（三）容量电价：（三）容量电价：容量租赁、容量补偿机制升级容量电价，电网容量租赁、容量补偿机制升级容量电价，电网侧储能可获侧储能可获 38.5 元元/（千瓦时年）（千瓦时年）容量电价容量电价。我们分析该容量电价机制具备两方面特征：一方面，容量电费总盘子规模可控，易于落地执行；另一方面，对提供容量支撑的电源引入竞争机制，促进优中选优。测算甘肃独立储能资本金测算甘肃独立储能资本金 IRR 超超 9%，2026 年新型储能装机有望继续年新型储能装机有望继续高增高增 60%。以 100 兆瓦/200 兆瓦时储能项目为例，测算甘肃电网侧储能资本金 IRR 为 9.9%。考虑到当前甘肃光伏消纳压力很大，预计 2026 年甘肃储能需求有望达到 12GWh，增速有望达到 60%。投资建议投资建议：（1）甘肃是三北新能源大省的缩影，其储能电站收益率渐入佳境，潜在装机规模较大，预示着 2026 年我国新型储能需求的高景气，有望带动储能产业链各环节盈利的改善，推荐储能电池及材料龙头企业：宁德时代、亿纬锂能、湖南裕能、富临精工宁德时代、亿纬锂能、湖南裕能、富临精工，建议关注：多氟多、多氟多、天际股份、万润新能天际股份、万润新能；（2）具有选址、运营优势的龙头集成企业有望实现储能电站更高收益率并提高市占率，推荐海博思创、南网科技、阳光海博思创、南网科技、阳光电源、阿特斯电源、阿特斯，建议关注：科陆电子科陆电子；（3）电力交易能力日益成为储能电站运营的核心技术壁垒，推荐国能日新国能日新。风险提示风险提示。现货市场价差下降超预期。容量电价变化幅度超预期。储能成本上升超预期。行业评级行业评级 买入买入 前次评级 买入 报告日期 2025-10-27 相对市场表现相对市场表现 分析师：分析师：陈子坤 SAC 执证号：S0260513080001 010-59136690 分析师：分析师：陈昕 SAC 执证号：S0260522080008 010-59136699 分析师：分析师：李天帅 SAC 执证号：S0260525020001 021-88778876 分析师：分析师：郭鹏 SAC 执证号：S0260514030003 SFC CE No.BNX688 021-38003655 请注意，陈子坤,陈昕,李天帅并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。相关研究：相关研究：锂电行业 2025 年中报总结:盈利持续修复，关注电池环节和固态新技术 2025-09-24 储能行业:储能政策三箭齐发，储能需求有望提速 2025-09-14 电改系列:容量电价星火燎原，新型储能加快发展 2025-09-14 -20%-8%4(/2401/2503/2506/2508/2510/25电力设备沪深300 3411379 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2 2/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 Table_impcom 重点公司估值和财务分析表重点公司估值和财务分析表 股票简称股票简称 股票代码股票代码 货币货币 最新最新 最近最近 评级评级 合理价值合理价值 EPS(元元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)收盘价收盘价 报告日期报告日期（元（元/股）股）2025E 2026E 2025E 2026E 2025E 2026E 2025E 2026E 海博思创 688411.SH CNY 300.00 2025/06/02 买入 88.90 4.94 6.32 60.73 47.47 46.30 36.14 19.60 21.40 阳光电源 300274.SZ CNY 165 2024/8/26 买入 79.83 16.4 18.5 10.1 8.9 7.36 5.31 25.8 23.4 宁德时代 300750.SZ CNY 385.77 2025/08/08 买入 359.12 14.36 17.25 26.86 22.36 16.98 14.26 18.70 18.50 亿纬锂能 300014.SZ CNY 80.25 2024/8/26 买入 43.34 2.78 3.39 28.9 23.7 9.04 7.08 12.7 13.4 南网科技 688248.SH CNY 53.71 2025/10/22 买入 63.80 0.90 1.16 59.68 46.30 47.32 37.96 14.60 15.70 阿特斯 688472.SH CNY 12.14 2025/05/14 买入 10.25 0.41 0.73 29.61 16.63 8.65 6.95 6.30 10.20 富临精工 300432.SZ CNY 18.07 2025/05/04 买入 24.11 0.96 1.27 18.82 14.23 17.64 13.85 23.40 25.40 湖南裕能 301358.SZ CNY 56.5 2024/8/4 买入 41.02 2.73 3.82 20.7 14.8 5.53 4.27 14.6 16.9 国能日新 301162.SZ CNY 55.6 2024/8/28 买入 65.73 1.37 1.72 40.6 32.3 16.46 12.18 10.1 11.3 数据来源：Wind、广发证券发展研究中心 备注：表中估值指标按照最新收盘价计算 YWQUrNzQsOqPoMoNzRpMuM8O8Q8OsQqQoMsPiNrQpPeRtRxO6MpPuNxNmPoOuOsOpO 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 3 3/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 目录索引目录索引 一、甘肃电力现状：新能源外送大省，储能发展初具规模.5 二、甘肃新型储能成本：日均一充一放，测算 LCOS 为 0.29 元/千瓦时.7 三、甘肃新型储能收入：现货市场价差、辅助服务和容量电价形成多维收入体系.9（一）现货市场价差：2025 年快速走扩，达 0.27 元/千瓦时.9（二）辅助服务：25 年辅助服务市场规模扩大，典型的 100 兆瓦储能电站平均年调频收入为 170 万元.15（三）容量电价：容量租赁、容量补偿机制升级容量电价，电网侧储能可获 38.5 元/（千瓦时年）容量电价.18 四、测算甘肃独立储能资本金 IRR 超 9%，2026 年新型储能装机有望继续高增 60%.22（一）收益率：现货价差 辅助服务 容量电价驱动资本金 IRR 超 9%，.22（二）甘肃储能市场空间：2026 年甘肃储能需求有望超过 12GWH，增速超过 60%.23 五、投资建议.24 六、风险提示.25（一）现货市场价差下降超预期.25（二）容量电价变化幅度超预期.25（三）储能成本上升超预期.25 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 4 4/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图表索引图表索引 图 1：甘肃电源装机同期比较.5 图 2：甘肃电源装机结构.5 图 3：甘肃发电量同期比较.6 图 4：甘肃发电量结构.6 图 5：甘肃 2025H1 实际外送电量（非完全统计）.6 图 6：甘肃独立储能 LCOS 测算.8 图 7：2024 年和 2025 年 1-7 月日前均价.9 图 8：甘肃河西河东发用电结构.10 图 9：甘肃河西河东节点电价对比.10 图 10：甘肃日内负荷曲线（兆瓦）.11 图 11：甘肃日内联络线净外送功率曲线（兆瓦）.11 图 12：甘肃日内风电出力曲线（兆瓦）.11 图 13：甘肃日内光伏出力曲线（兆瓦）.11 图 14：甘肃日内水电出力曲线（兆瓦）.11 图 15：甘肃竞价空间与日前价格（竞价空间单位：兆瓦；日前价格单位（右轴）：元/兆瓦时）.12 图 16：甘肃日内电价“鸭子曲线”（元/兆瓦时）.12 图 17：甘肃日内电价与各因素的相关性系数.13 图 18：河东、河西 2021-2023 年电价分析（元/MWh）.14 图 19：甘肃省 2025 年 1-5 月报价曲线.14 图 20：甘肃省 2024 年和 2025 年年度成交电量.14 图 21：甘肃 2025 年 1-5 月月均日前价格曲线（元/兆瓦时）.14 图 22：甘肃 2025 年 1-5 月月均实时价格曲线（元/兆瓦时）.14 图 23：甘肃 2024 年 1 月至 2025 年 7 月的发电侧报价（单位：元/兆瓦时）.15 图 24：甘肃 2025 年月度调频里程（万兆瓦）.18 图 25：甘肃 2025 年月度调频收益（万元）.18 图 26：2024 年储能容量租赁不同年限项目数占比.19 图 27：2024 年各省储能租赁中标公示规模及均价.19 图 28：甘肃独立储能资本金 IRR 测算.22 图 29：甘肃独立储能 IRR 敏感性测算.23 图 30：光储平价示意图.23 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 5 5/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 一、一、甘肃甘肃电力电力现状现状：新能源：新能源外送外送大省，大省，储能发展初具规储能发展初具规模模 甘肃甘肃2024年底年底发电装机超发电装机超9000万千瓦万千瓦，新能源占比新能源占比超超60%。根据2024年甘肃电力市场交易信息报告，2024年，全省发电装机容量9993.07万千瓦，同比增长15.52%。统调（省级结算口径，下同）装机容量9359.36万千瓦，同比增长22.03%。其中：火电装机2330.80万千瓦，同比增长4.48%；水电装机763.75万千瓦，同比不变；风电装机2871.77万千瓦，同比增长21.85%；光伏装机2750.04万千瓦，同比增长19.98%；其它装机33.00万千瓦，同比增长24.06%；风光光热一体化项目610万千瓦，同比增长258.82%。甘肃风光装机合计占比高达60.1%。图图 1：甘肃：甘肃电源电源装机同期比较装机同期比较 图图 2：甘肃电源装机结构甘肃电源装机结构 数据来源：甘肃电力交易中心，广发证券发展研究中心 数据来源：甘肃电力交易中心，广发证券发展研究中心 甘肃甘肃2024年年发电量发电量超超2000亿千瓦时，增速近亿千瓦时，增速近8%。根据2024年甘肃电力市场交易信息报告，2024年全省发电量2280.14亿千瓦时，同比增长7.92%，利用小时数2482小时，同比减少461小时。2024年统调发电量1987.9亿千瓦时，同比增长6.59%，利用小时数2292小时，同比减少485小时。甘肃甘肃发电量结构中，火电与新能源各占发电量结构中，火电与新能源各占约四成约四成，边际上边际上火电火电发电量发电量占比下降，占比下降，光伏光伏发电量发电量占比提升占比提升明显明显。根据甘肃电力交易中心数据，其中：火电发电量878.66千瓦时，同比下降0.25%，占总发电量的44.2%，同比下降3.0个百分点。水电发电量323.42亿千瓦时，同比增长6.65%，占总发电量的16.3%，同比与去年持平。发电小时数4235小时，同比增加259小时；风电发电量412.73亿千瓦时，同比下降4.07%，占总发电量的20.8%，同比下降2.3个百分点。发电小时数1611小时，同比减少367小时；光伏发电量304.07亿千瓦时，同比增长26.68%，占总发电量的15.3%，同比增长2.4个百分点。发电小时数1182小时，同比减少252小时。0 0000200030004000火电水电风电光伏其他一体化2023年（万千瓦，左轴）2024年（万千瓦，左轴）增速（%，右轴）24.9%8.20.7).4%0.4%6.5%火电水电风电光伏其他一体化 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 6 6/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图图 3：甘肃：甘肃发电量发电量同期比较同期比较 图图 4：甘肃发电量结构甘肃发电量结构 数据来源：甘肃电力交易中心，广发证券发展研究中心 数据来源：甘肃电力交易中心，广发证券发展研究中心 甘肃是典型的外送省，甘肃是典型的外送省，当前当前外送电量占比外送电量占比已已达达28.0%。根据大地量子数据，2025年上半年，甘肃全社会用电量880.7亿千瓦时，发电量1193亿千瓦时，外送334亿千瓦时（占发电量的28.0%），外购21.5亿千瓦时。当前，甘肃主要外送湖南和山东，通过祁韶直流与庆东直流两条外送通道实现。根据规划，未来还将新增陇电入浙（甘肃武威-浙江绍兴800kV直流，预计2027年投运），陇电入川（甘肃酒泉-四川资阳800kV直流，预计2027年投运）两项外送工程。届时，甘肃将有32GW的外送能力，年外送电量可超过1400亿千瓦时（2024年全年实际外送558亿千瓦时）。图图 5：甘肃甘肃2025H1实际外送电量（非完全统计）实际外送电量（非完全统计）数据来源：大地量子，广发证券发展研究中心 适应于新能源大规模发展，适应于新能源大规模发展，甘肃甘肃具有较大的具有较大的新型储能装机规模，位列全国第五新型储能装机规模，位列全国第五。根据2024年度中国电力市场发展报告，截至2024年底，甘肃新型储能装机规模442万千瓦/1153万千瓦时，平均配储时长2.6小时。根据国网甘肃省电力公司，截至2025年6月底，甘肃电网新型储能装机突破600万千瓦，电力储存容量达到606.93万千瓦，且可连续放电2.3小时。新型储能装机规模同比增长65.64%，位居全国第五。-10%0 0004006008001000火电水电风电光伏其他一体化2023年（亿千瓦时，左轴）2024年（亿千瓦时，左轴）增速（%，右轴）44.2.3 .8.3%0.6%2.9%火电水电风电光伏其他一体化 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 7 7/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 甘肃新型储能甘肃新型储能对于新能源消纳和电力保供已发挥重要作用。对于新能源消纳和电力保供已发挥重要作用。为充分发挥储能在电力系统平衡和新能源消纳方面的规模化作用，甘肃创新运用新型储能协调控制系统，探索尝试储能资源的市场化和精准化调控。根据2024年度中国电力市场发展报告，2024年甘肃新型储能累计充电量20.91亿千瓦时，提升新能源利用率2.41个百分点；用电高峰时段最大放电电力323万千瓦，有效缓解电力保供压力。在甘肃新能源装机占比超过64%、日最大出力波动超过2000万千瓦的情况下，助力电力安全稳定供应，支持新能源利用率在90%以上。根据国网甘肃省电力公司，今年上半年，甘肃新型储能最大充电电力363万千瓦，充电电量16.42亿千瓦时，提升新能源利用率2.8个百分点；最大放电电力391万千瓦，相当于4台百万千瓦火电机组的顶峰能力。储能综合利用小时数676小时，排名全国第六，规模化储能在保供应、稳消纳、促转型中的作用凸显。发挥重要作用的同时，也需要看到，甘肃新型储能80%以上为新能源配建，存在“点多、量小、控制难”等问题。甘肃甘肃新型新型储能参与储能参与电力现货市场和辅助服务市场，电力现货市场和辅助服务市场，初步实现了市场化运行初步实现了市场化运行。新型储能在电力现货市场通过“低充高放”获取电能量价差收益，在辅助服务市场通过提供调频服务获得补偿。根据中国能源新闻网数据，2024年储能参与现货市场交易电量9.76亿千瓦时，其中现货正电量4.45亿千瓦时、现货负电量5.31亿千瓦时，产生辅助服务收益1.21亿元。10家独立储能电站参与调频辅助服务市场，与火电、水电合计贡献调频里程1961万兆瓦，火电、水电与储能合计获得调频补偿1.77亿元。二、甘肃二、甘肃新型新型储能成本储能成本：日均一充一放，日均一充一放，测算测算 LCOS 为为0.29 元元/千瓦时千瓦时 平准化储能成本平准化储能成本（LCOS）量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现成本。成本。该度量标准考虑了影响放电寿命成本的所有技术和经济参数，可以直接与发电技术的平准化度电成本（LCOE）相类比，是进行储能技术成本比较的合适工具。LCOS可以描述为一项储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，它反映了净现值为零时的内部平均电价，即该项投资的盈利点。测算甘肃测算甘肃锂电池锂电池独立储能独立储能LCOS为为0.29元元/千瓦时千瓦时。根据北极星储能网数据，10月15日，朗益古浪200兆瓦/800兆瓦时独立储能电站项目EPC总承包中标候选人公示，前三名中标候选人中标单价分别为0.715/0.692/0.891元/Wh，取中位数为0.715元/Wh。根据2024年度中国电力市场发展报告，截至2024年底，甘肃新型储能装机规模442万千瓦/1153万千瓦时，新型储能在自主参与市场的情况下，2024年平均利用小时数1146小时，其中电网侧储能2074小时，电源侧储能944小时，基本实现日均一充一放，部分日期实现两充两放。因此，我们取全年充放电次数为360次。以100兆瓦/400兆瓦时储能电站为例，经LCOS公式法测算，甘肃独立储能LCOS约0.29元/千瓦时。识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 8 8/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图图 6：甘肃独立储能甘肃独立储能LCOS测算测算 数据来源：北极星储能网、2024 年度中国电力市场发展报告，广发证券发展研究中心 建设期01345678910111213141516171819202122232425发电量万千瓦时5425.45317.45264.25211.65159.55107.95056.85006.24956.24906.64857.65425.45371.15317.45264.25211.65159.55107.95056.85006.24956.24906.64857.64809.0发电量折现值万千瓦时5236.94782.14569.84366.94173.03987.73810.63641.43479.83325.33177.63425.73273.63128.32989.42856.62729.82608.62492.82382.12276.32175.22078.71986.4发电量现值万千瓦时83958.9根据现金流计算LCOS：建设投资万元（含税）-14300.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-6000.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0运维费用万元0.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0还本付息支出万元0.0-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.70.00.0-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.40.00.00.0借款万元10123.90.00.00.00.00.00.00.00.00.00.04247.80.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0增值税抵扣万元0.0220.7191.8190.1188.3186.6184.9183.3105.80.00.00.0195.3193.6191.8109.60.00.00.00.00.00.00.00.00.0残值回收万元0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0327.40.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0265.5305.3充电损耗万元0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0合计成本万元-4176.1-1234.0-1262.9-1264.7-1266.4-1268.1-1269.8-1271.5-1348.9-1454.7-286.0-1710.8-581.0-582.8-584.6-666.8-776.4-776.4-776.4-776.4-776.4-776.4-286.0-20.519.3合计成本折现值万元-4176.1-1191.1-1135.8-1097.8-1061.1-1025.6-991.3-958.1-981.2-1021.4-193.8-1119.1-366.9-355.2-343.9-378.7-425.6-410.8-396.5-382.7-369.4-356.6-126.8-8.88.0合计成本现值万元-20041.4LCOS元/kWh0.2387折旧抵税万元217.2217.2217.2217.2217.2217.2217.2217.2217.2190.6190.6190.6190.6190.6190.6190.6190.6190.6190.6114.3114.392.292.20.0运维费用抵税万元71.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.571.5利息抵税万元68.356.149.743.236.429.522.415.27.70.00.028.726.123.520.918.115.312.49.46.43.20.00.00.0残值回收扣税万元0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-81.90.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-66.4-76.3充电损耗抵税万元0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0合计成本（修正）万元-4176.1-877.0-918.2-926.3-934.6-943.0-951.6-960.4-1045.0-1158.4-23.9-1530.5-290.2-294.5-298.9-383.8-496.1-499.0-501.8-504.8-584.2-587.3-122.376.814.5合计成本折现值（修正）万元-4176.1-846.5-825.7-804.1-783.1-762.7-742.9-723.7-760.1-813.3-16.2-1001.2-183.3-179.5-175.8-218.0-271.9-264.0-256.3-248.9-278.0-269.8-54.232.96.0合计成本现值（修正）万元-15464.4LCOS（修正）元/kWh0.1842LCOS（修正，含企业所得税）元/kWh0.2456LCOS（修正，含企业所得税 增值税）元/kWh0.2775根据LCOS公式计算：建设成本万元（不含税）-12654.90.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-5309.70.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0折旧抵税收益万元217.2217.2217.2217.2217.2217.2217.2217.2217.2190.6190.6190.6190.6190.6190.6190.6190.6190.6190.6114.3114.392.292.20.0运维费用（扣减抵税收益）万元-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5-214.5残值回收（扣减抵税收益）万元0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0245.60.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0199.1229.0充放电损耗（扣减抵税收益）万元0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0合计成本万元-12654.92.72.72.72.72.72.72.72.72.7-23.9-5088.0-23.9-23.9-23.9-23.9-23.9-23.9-23.9-23.9-100.2-100.2-122.376.814.5合计成本折现值万元-12654.92.62.42.32.22.22.12.02.01.9-16.2-3328.4-15.1-14.5-14.0-13.6-13.1-12.6-12.2-11.8-47.7-46.0-54.232.96.0合计成本现值万元-16193.2LCOS元/kWh0.1929LCOS（含企业所得税）元/kWh0.2572LCOS（含企业所得税 增值税）元/kWh0.2906 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 9 9/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 三、甘肃三、甘肃新型新型储能收入：现货市场价差储能收入：现货市场价差、辅助服务、辅助服务和容和容量电价量电价形成多维形成多维收入收入体系体系（一）（一）现货市场价差：现货市场价差：2025 年快速走扩，达年快速走扩，达 0.27 元元/千瓦时千瓦时 现货市场价差是新型储能的核心收入，现货市场价差是新型储能的核心收入，2025年甘肃年甘肃现货市场现货市场峰谷价差峰谷价差明显拉阔明显拉阔。根据兰木达电力现货数据，2024年甘肃现货市场日前峰谷价差约为0.18元元/千瓦千瓦时时，2025年扩大至约0.27元元/千瓦千瓦时时。图图 7：2024年年和和2025年年1-7月日前均价月日前均价 数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 在电力现货市场中，除年均峰谷价差之外，以下市场特征值得重视：以下市场特征值得重视：1.空间空间特性特性：线路线路阻塞阻塞造成造成甘肃东西部甘肃东西部电价水平电价水平存在显著存在显著差异差异 甘肃甘肃电力系统存在电力系统存在明显阻塞，发电明显阻塞，发电和和负荷负荷分别分别集中分布在河西集中分布在河西和和河东河东，河西电，河西电价价明显明显低于河东低于河东。以永昌县河西750kV变电站为分界线分为河东电网/河西电网。根据兰木达电力现货数据，河西走廊因狭管效应和干旱气候，风能资源理论储量达5.6亿千瓦（全国第4），年有效风速时数超6000小时；太阳能资源理论储量95亿千瓦（全国第5），年日照时数超2400小时。得天独厚的条件推动酒泉、张掖等地建成千万千瓦级风电基地和百万千瓦级光伏集群。河东地区以兰州、天水为核心，工业用电占比超全省60%。但受制于本地自然条件，河东依赖从河西输电。根据大地量子数据，78.5%的发电能力在河西（酒泉，嘉峪关，张掖等地），而70%的负荷在河东（兰州，白银，定西等地）。因此，河西的节点价格系统性的低于河东。以两个河东河西两个典型节点为例（河西：敦煌330kV，河东：兰州东330kV），8月日均实时价格和价差表现的较为明显。05010015020025030035040012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 242024 年日前均价2025 年1-7月日前均价 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1010/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图图 8：甘肃河西河东发用电结构甘肃河西河东发用电结构 数据来源：大地量子，广发证券发展研究中心 图图 9：甘肃河西河东节点电价对比甘肃河西河东节点电价对比 数据来源：大地量子，广发证券发展研究中心 河西走廊是新能源富集区，电价普遍较低，但受输电阻塞影响易出现负节点电价，阻塞占比显著。河东地区是工业负荷集中且依赖外来电，电价较高。2.日内日内时间特性时间特性：现货电价呈现现货电价呈现“鸭子曲线”“鸭子曲线”需求曲线需求曲线=负荷负荷曲线曲线 联络线联络线净外送功率净外送功率曲线曲线。根据兰木达电力现货数据，甘肃各个月的负荷在日内的走势基本一致。1-6时段、23-24时段较低，10-13、18-21时段负荷较高，峰值可达22GW以上。甘肃省联络线总体呈现为外送，合计数平均值均为正数。与负荷相比，联络线合计值较低，11-16时段联络线较高，是一日内外送电的高峰。0100200300400500600河西：甘肃敦煌变 330kV/330kV 母 日平均河东：甘肃兰州东变 330kV/330kV 母 日平均河东：甘肃金昌变 330kV/330kV 母 日平均 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1111/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图图 10：甘肃日内：甘肃日内负荷曲线负荷曲线（兆瓦兆瓦）图图 11：甘肃甘肃日内日内联络线联络线净外送功率净外送功率曲线曲线（兆瓦兆瓦）数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 供给曲线供给曲线=风电、光伏出力曲线风电、光伏出力曲线 水电出力曲线水电出力曲线 火电出力曲线火电出力曲线。风电、风电、光伏光伏和水电和水电边际生产成本边际生产成本极极低低，会带动会带动电能价格大幅下降。电能价格大幅下降。风电有较强的间歇性和随机性，根据兰木达电力现货数据，春季和秋季（2025年4月、2024年5月、8月、9月）容易出现较高风出力，而冬季（2024年11月、12月）出力较低。光伏出力主要与光照强度有关，根据兰木达电力现货数据，1-7时和21-24时光出力趋近于0；11-17时出力高，日内最高可达到20GW以上。图图 12：甘肃日内：甘肃日内风电出力风电出力曲线曲线（兆瓦兆瓦）图图 13：甘肃甘肃日内日内光伏出力光伏出力曲线曲线（兆瓦兆瓦）数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 甘肃水电出力受甘肃水电出力受来水来水、电网、电网调度调度等因素等因素影响影响，呈现较为一致的分时特征。，呈现较为一致的分时特征。根据兰木达电力现货数据，甘肃水电出力较少，近一年峰值为7000兆瓦左右。其中2025年1-3月水电出力处于较低水平，约为1000-3000兆瓦。图图 14：甘肃日内水电出力曲线甘肃日内水电出力曲线（兆瓦兆瓦）数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1212/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 竞价空间竞价空间=负荷负荷 联络线净外送功率联络线净外送功率-风电出力风电出力-光电出力光电出力-水电出力水电出力，即，即火电出力火电出力填补的填补的供需供需缺口，缺口，与日前价格变化趋势大体一致。与日前价格变化趋势大体一致。根据兰木达电力现货数据，竞价空间与日前价格总体呈现相同的变化趋势，整体波动一致。图图 15：甘肃竞价空间与日前价格甘肃竞价空间与日前价格（竞价空间单位：（竞价空间单位：兆瓦兆瓦；日前价格单位；日前价格单位（右（右轴）轴）：元：元/兆瓦时兆瓦时）数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 甘肃甘肃现货现货电价电价呈现呈现典型的“鸭子曲线”特征。典型的“鸭子曲线”特征。从甘肃过去一年的分月平均日前价格曲线可以看出其与“鸭子曲线”的特征相一致。根据兰木达电力现货数据，负荷、联络线与日前价格呈正相关，且相关系数较小；风、光及水电出力与日前价格呈负相关关系。其中，1-7时段时段和和20-24时段时段的的风风电电出力出力、10-16时段时段光伏光伏出力与日前价出力与日前价格格呈现较强的负相关性呈现较强的负相关性。图图 16：甘肃日内电价甘肃日内电价“鸭子曲线”“鸭子曲线”（元（元/兆瓦时兆瓦时）数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1313/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图图 17：甘肃甘肃日内电价与各因素的日内电价与各因素的相关性系数相关性系数 数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 3.季度时间特性：季度时间特性：现货现货电价电价呈现呈现“春夏低“春夏低、冬高”冬高”甘肃省地处西北内陆，受大陆性气候影响，新能源出力呈现显著的季节性波动甘肃省地处西北内陆，受大陆性气候影响，新能源出力呈现显著的季节性波动特征特征，形成“春夏低形成“春夏低、冬高”的冬高”的电价特点电价特点。春季和秋季大风频发，冷空气活动频繁，配合河西走廊的狭管地形（如酒泉、张掖等地），风力强劲且持续时间长，推动风电出力达到年内较高水平；夏季充足日照则使光伏发电进入高产周期，三季新能源渗透率提升往往拉低日前市场出价；而冬季低温少风与光照衰减则导致新能源出力锐减，同时冬季供暖导致负荷的显著提升，火电调峰需求激增推高现货价格，形成“春夏低、冬高”的价格格局。4.年度时间特性：年度时间特性：过去过去几年几年价差价差有所有所下滑，下滑，25年年转为拉阔趋势转为拉阔趋势 过去几年，过去几年，河西地区河西地区现货现货价差小幅缩窄，河东地区下降幅度较大。价差小幅缩窄，河东地区下降幅度较大。根据电力现货侠数据，现货日前电价：2022日前2021日前2023日前。2022年受供需市场的变化、火电燃煤成本上涨、1439号文等多方面因素影响，2022年现货电价高于2021年；2023年供需环境有所缓解，新能源投产增加，现货电价开始下浮，且中午光伏大发时段低价时段延长。整体来看，河西地区虽然价格下降，但谷段价格亦下降，因而电价差下降的幅度并不明显。但河东地区由于新能源较少，平均电价下降但谷段电价未下降，因而电价差下降幅度较大。-0.7-0.6-0.5-0.4-0.3-0.2-0.100.10.20.31-78-1011-1617-1920-24负荷联络线风电出力光电出力水电出力 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1414/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图图 18：河东、河西河东、河西2021-2023年电价分析（元年电价分析（元/MWh）数据来源：电力现货侠，广发证券发展研究中心 2025年上半年年上半年峰谷价差转为拉阔趋势峰谷价差转为拉阔趋势。根据兰木达电力现货数据，高峰电价方高峰电价方面，面，2025年1-5月电厂报价呈现逐月抬高的趋势，相比去年同期提价幅度较为明显。持续高报价的主要原因是发电侧中长期合约较低，尤其是火电，2025年年度中长期成交电量较2024年相比各月份均有所下降，发电主体在日内高峰用电时段因供需紧张而提价。低谷电价方面，低谷电价方面，新能源出力有明显提升，低谷电价逐步近0。图图 19：甘肃省甘肃省2025年年1-5月报价曲线月报价曲线 图图 20：甘肃省甘肃省2024年和年和2025年年度成交电量年年度成交电量 数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 图图 21：甘肃甘肃2025年年1-5月月均日前价格曲线月月均日前价格曲线（元（元/兆兆瓦时瓦时）图图 22：甘肃甘肃2025年年1-5月月均实时价格曲线月月均实时价格曲线（元（元/兆兆瓦时瓦时）数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 010203040506070801 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月11 月12 月2025 年2024 年 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1515/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 容量电价新规容量电价新规降低了现货报价上限，但影响较小降低了现货报价上限，但影响较小。7月，甘肃发布甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿），根据征求意见稿，实施容量电价机制对火电进行成本补偿后，火电在现货市场申报时，无需再考虑该部分固定成本，仅需考虑变动成本进行申报，或将造成火电现货报价的下滑。在容量补偿的基础上，征求意见稿提到，现货市场申报/出清价格下限保持不变，依然为40元/兆瓦时，而申申报上限设置为报上限设置为500元元/兆瓦时，下降了兆瓦时，下降了150元元/兆瓦时兆瓦时，申报上限价的下调限制了火电提价的行为。对比前述1-5月甘肃日前、实时市场最高电价来看，预计仅个别月份会降低高峰电价水平。图图 23：甘肃甘肃2024年年1月至月至2025年年7月的发电侧报价月的发电侧报价（单位：元（单位：元/兆瓦时兆瓦时）数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 此外，值得此外，值得注意的是，注意的是，独立独立储能储能充放电损耗充放电损耗电量电量不承担输配电价和政府性基金不承担输配电价和政府性基金及附加及附加，避免了侵蚀，避免了侵蚀储能实际获取的储能实际获取的峰谷价差峰谷价差。根据国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知（发改办运行2022475号），独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。（二）（二）辅助服务辅助服务：25 年辅助服务市场规模扩大，年辅助服务市场规模扩大，典型的典型的 100 兆瓦兆瓦储能电储能电站平均年调频收入为站平均年调频收入为 170 万万元元 甘肃辅助服务市场现行文件为甘肃能监办2022年12月印发的甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（甘监能市场2022238号），未来将有所调整，2025年9月已印发甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）。从前后两个运营规则文件能够分析甘肃新型储能在辅助服务市场的运行现状和未来变化。1.辅助服务市场的构成辅助服务市场的构成 当前当前主要包括调峰容量市场、需求响应市场、调频辅助服务市场。主要包括调峰容量市场、需求响应市场、调频辅助服务市场。按照甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（甘监能市场2022238号）文件，调峰容量调峰容量市场市场交易交易，是指针对火电机组灵活性改造成本和独立储能设施的投资建设成本，按调节容量（能力）进行竞价获取补偿的交易。需求响应市场交易需求响应市场交易，是指电力用户以报量报价方式竞价参与需求侧资源调节，通过改变其固有用电模式，在正常用电基础上减少或者增加用电负荷，促进电力供需平衡的交易。调频辅助服务调频辅助服务，是指发电机组、储能设施通过AGC控制装置自动响应区域控制偏差（ACE），按一定调节速率实时调整发电出力，以满足ACE控制要求，其调节效果通过调频里程衡量。0501001502002503003504004505001 月2 月3 月4 月5 月6 月7 月8 月9 月10 月11 月12 月2024 年2025 年 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1616/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 未来未来将主要包括调频辅助服务市场。将主要包括调频辅助服务市场。参考甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿），调峰容量市场和需求响应市场未被提及，我们认为与容量电价的出台、现货市场的建立健全有关，形成了替代。2.新型储能的参与情况新型储能的参与情况 当前新型储能主要参与当前新型储能主要参与调峰容量市场交易和调频辅助服务市场交易调峰容量市场交易和调频辅助服务市场交易。按照甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（甘监能市场2022238号）文件，不同类型的新型储能参与情况不同：电网侧储能分为独立储能和独立共享储能。电网侧储能分为独立储能和独立共享储能。独立储能独立储能，是指接入电网侧，充电功率1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC），并以独立主体身份接受电网统一调度，向电网提供各类辅助服务的储能设施。独立储能按其额定容量，参与调峰容量市场、调频辅助服务市场交易参与调峰容量市场、调频辅助服务市场交易。独立独立共享储能共享储能，是指多个新能源场站为满足配建储能功率和充电时间要求，将新能源内部配建储能，采取集中建设方式（含自建、合建、购买），整体接入电网侧的储能设施。共享储能充电功率应在1万千瓦及以上、持续充电2小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC)，并以独立主体身份接受电网统一调度。独立共享储能在与新能源场站协商一致后，可以独立身份参与调频辅助服务市场交易在与新能源场站协商一致后，可以独立身份参与调频辅助服务市场交易。发电侧储能分为火电配建储能和新能源场站配建储能。发电侧储能分为火电配建储能和新能源场站配建储能。在火电企业计量出口内在火电企业计量出口内建设的储能设施建设的储能设施，与火电机组视为整体，参与调峰容量市场、调频辅助服务市场交参与调峰容量市场、调频辅助服务市场交易易。在新能源场站计量出口内配建储能设施在新能源场站计量出口内配建储能设施，应满足新能源场站储能配建功率和充电时间要求，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC）的，可自愿选择与新能源场站作为整体或者独立主体（满足独立储能准入条件），参与调频辅助服务市场交参与调频辅助服务市场交易易。用户侧储能不用户侧储能不直接直接参与辅助服务市场。参与辅助服务市场。电力用户计量出口内建设的电储能设施，由电力用户自行进行充、放电管理，暂不允许向电网反向送电。未来未来，新型储能中的电网侧储能和电源侧储能分别独立和绑定发电机组参与调，新型储能中的电网侧储能和电源侧储能分别独立和绑定发电机组参与调频市场。频市场。参考甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿），电网侧储能可以独立主体身份参与辅助服市场交易；电源侧储能可与发电机组视为整体，参与辅助服务市场交易。3.调频市场的运行规则调频市场的运行规则 调频辅助服务市场交易采用日前报价、日内出清模式。调频辅助服务市场交易采用日前报价、日内出清模式。根据甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿），各市场主体以AGC控制单元为单位，可以在电力交易平台申报未来一周每日96点调频里程报价，报价上限暂定为15元/兆瓦，申报价格的最小单位是0.1元/兆瓦。调频容量方面，储能设备标准调频容量等于额定容量，虚拟电厂标准调频容量根据虚拟电厂检测调节容量认定。防止系统潮流分布大幅度变化影响系统稳定运行，规定单个经营主体的中标控制单元调频容量之和不超过控制区调节容量需求的20%；中标控制单元调频容量不超过其标准AGC容量。调频辅助服务市场补偿费用为中标单元在调频市场上提供调频服务获得相应调调频辅助服务市场补偿费用为中标单元在调频市场上提供调频服务获得相应调频里程补偿。频里程补偿。计算公式如下：识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1717/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 中标单元调频里程月度补偿=()=1 其中，n为每月调频市场的交易周期数，Di为该中标单元在第i个交易周期提供的调频里程，i为第i个交易周期的里程出清价格，Ki为控制单元第i个交易周期的AGC综合性能指标平均值。调频辅助服务市场补偿费用，由调频辅助服务市场补偿费用，由用电量（含电网侧储能充电电量）用电量（含电网侧储能充电电量）和和部分发电部分发电量（量（未参与电能量市场交易的上网电量未参与电能量市场交易的上网电量）共同分摊。共同分摊。根据甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿），调频辅助服务市场补偿费用，由电力用户用电量、电网侧储能下网电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分摊。具体分摊公式如下：月度调频补偿费用分摊金额各电力用户月度用电量、电网侧储能月度下网电量、未参与电能量市场交易的发电企业上网电量/（电力用户月度总用电量 电网侧储能月度总下网电量 未参与电能量市场交易的发电企业总上网电量）调频市场月度里程补偿总费。4.新型储能的辅助服务收入情况新型储能的辅助服务收入情况 2024年甘肃储能辅助服务收益为年甘肃储能辅助服务收益为1.2亿元亿元。根据甘肃电力交易中心数据，2024年，甘肃调峰容量市场出清调峰容量共计19509兆瓦，累计收益6021.16万元。调频市场随现货市场全年运行，省内20家火电企业、6家水电企业、10家储能电站参与调频辅助服务市场，累计贡献调频里程1961万兆瓦。2024年省内辅助服务市场累计产生补偿费用23773.76万元，其中调峰容量市场累计补偿费用6021.16万元，调频辅助服务市场累计补偿费用17752.60万元，西北区域省间调峰辅助服务市场累计费用57955.79万元。根据2024年甘肃电力市场交易信息报告，2024年甘肃储能辅助服务收益为1.2亿元。2025年年甘肃调频市场辅助服务空间快速增长甘肃调频市场辅助服务空间快速增长，主要系新能源发电占比增加，主要系新能源发电占比增加。根据甘肃电力交易中心数据，2025年年1-8月甘肃调频市场贡献里程月甘肃调频市场贡献里程1373.74万兆瓦，合万兆瓦，合计调频收入为计调频收入为14568.2万元万元，已经接近，已经接近2024年全年调频补偿费用规模年全年调频补偿费用规模。我们认为，甘肃调频市场短期快速增长的主要原因为：随着甘肃新能源占比快速提升，新能源发电特性导致频率稳定性弱于传统发电机，叠加新能源装机增加带来的线路阻塞问题，以及用电负荷中数据中心等设备对频率稳定性的要求更高，需更多调频服务。2025年年8月甘肃调频辅助服务市场收入达到阶段性新高。月甘肃调频辅助服务市场收入达到阶段性新高。根据甘肃电力交易中心，8月甘肃省内辅助服务市场累计产生补偿费用4379.81万元，其中：调峰容量市场产生补偿费用1746.58万元，调频辅助服务市场补偿费用2633.23万元。8月，调峰容量市场参与申报市场主体23家，其中煤电21家44台机组，独立储2家，出清容量3040兆瓦，边际出清价格为600元/兆瓦日，储能300元/兆瓦日。调频市场随现货市场运行，贡献调频里程229.33万兆瓦。识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1818/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图图 24：甘肃：甘肃2025年月度调频里程（万年月度调频里程（万兆瓦兆瓦）图图 25：甘肃甘肃2025年月度调频收益（万元）年月度调频收益（万元）数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 数据来源：兰木达电力现货，广发证券发展研究中心 预计预计典型的典型的100兆瓦兆瓦储能电站储能电站平均平均年年调频调频收入为收入为170万万元元。根据 2024年甘肃电力市场交易信息报告，截至2024年底，甘肃火电统调装机容量2330.8万千瓦、水电统调装机763.75万千瓦，新型储能装机规模442万千瓦。调频服务主要由火电、水电、储能提供，储能在三者总装机中占比12.5%，考虑到储能调频性能更强，故假设储能获取30%的调频服务收入。我们预计2025年甘肃调频收入2.5亿元，储能调频收入则为0.75亿元，则典型100兆瓦储能电站平均调频收入为170万元。（三）（三）容量电价容量电价：容量租赁、容量补偿机制容量租赁、容量补偿机制升级升级容量电价，容量电价，电网侧储能电网侧储能可可获获 38.5 元元/（千瓦时千瓦时年）年）容量电价容量电价 过去几年，许多省份通过容量租赁、容量补偿机制等方式提高储能收益率，促过去几年，许多省份通过容量租赁、容量补偿机制等方式提高储能收益率，促进其发展。但由于前述两种方式难以长期持续，因而导致近年来我国储能逐步显现进其发展。但由于前述两种方式难以长期持续，因而导致近年来我国储能逐步显现出收益率压力。出收益率压力。容量租赁容量租赁将新型储能与新能源电站绑定，将新能源电站的部分收入转化为储能电站收入，但近年来新能源消纳率逐步下滑，叠加入市导致平均上网电价降低，其收入已明显下滑，无力支持储能发展。容量补偿机制容量补偿机制大多将储能电站的补偿费用分摊至发电电源/发电量，实为发电侧“零和博弈”，故也难以长期持续。2024年容量租赁采招项目租赁年限主要为年容量租赁采招项目租赁年限主要为1-2年，持续性弱。年，持续性弱。根据CESA储能应用分会产业数据库，租赁年限为1年的项目数量占比40.38%，租赁年限为2年的项目数量占比28.85%，租赁年限为3年、4年的项目数量仅占比5.77%、1.92%。050100150200250调频里程（万兆瓦）050010001500200025003000调频收益（万元）识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 1919/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 图图 26：2024年储能容量租赁不同年限项目数占比年储能容量租赁不同年限项目数占比 数据来源：CESA 储能应用分会产业数据库不完全统计，广发证券发展研究中心 容量租赁价格竞争白热化，容量租赁价格竞争白热化，容量租赁实际价格的大幅走低容量租赁实际价格的大幅走低降低了独立储能投资降低了独立储能投资的回报预期。的回报预期。据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年以来，容量租赁服务的市场化竞标主要发生在宁夏、广西、湖南、山东等省份，随着储能投运规模的不断增多，容量租赁市场竞争也越来越白热化。其中，宁夏共22个项目寻求租赁，总规模达880.67兆瓦/1761.34兆瓦时，占总租赁容量的45.69%，是容量租赁招标需求最大的省份。此外，广西、湖南容量租赁招标规模也均超过800兆瓦时。就容量租赁市场中标价格来看，按功率分析，2024年容量租赁中标价格在40-442.63元/千瓦 年，加权均价在132.03元/千瓦 年。按容量分析，2024年容量租赁中标价格在20-212.16元/千瓦时 年，加权均价67.8元/千瓦时 年，较之2023年下降了37.8%。可以看出，实际租赁价格与各地容量租赁指导价格相差甚远。容量租赁实际价格的大幅走低，进一步压缩了独立储能项目的收益空间，降低了独立储能投资的回报预期。图图 27：2024年各省储能租赁中标公示规模及均价年各省储能租赁中标公示规模及均价 数据来源：CESA 储能应用分会产业数据库，广发证券发展研究中心 新型储能对于日内常规顶峰发电发挥重要作用，理应获取容量电价新型储能对于日内常规顶峰发电发挥重要作用，理应获取容量电价。容量电价容量电价能够纳入系统运行费向终端用户传导，能够为新型储能发展提供稳定可持续的支撑。能够纳入系统运行费向终端用户传导，能够为新型储能发展提供稳定可持续的支撑。甘肃甘肃7月月已已发布发电侧容量电价政策发布发电侧容量电价政策（征求意见稿）（征求意见稿），纳入新型储能，纳入新型储能。7月14日，甘肃省发展和改革委员会发布关于公开征求甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）意见的公告。文件明确，本机制适用于不同类型机组，考虑11.5.4(.9%5.8%1.9.5%1 年以下1 年2 年3 年4 年5 年0501001502002500500100015002000宁夏广西湖南山东广东安徽甘肃贵州浙江重庆江苏租赁功率（MW，左轴）租赁容量（MWh，左轴）识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2020/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 到风电、光伏在用电高峰时段提供可靠电力供应的能力有限，抽水蓄能电站尚处于建设初期，实施范围暂包括合规在运的公用煤电机组、电网侧新型储能，均不含直流配套电源。机组获得的容量电费机组获得的容量电费=申报容量申报容量 容量电价容量电价 容量供需系数容量供需系数 容量电价：容量电价：市场初期，容量电价标准暂按330元元/（千瓦千瓦年）年）执行，执行期限2年。执行期满后，根据市场运行情况、机组运行成本等另行测算确定。容量容量供需供需系数系数=容量需求容量需求/有效容量有效容量。根据甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿），容量供需系数容量供需系数为容量需求与有效容量的比值，数值大于1时取1。容量需求容量需求按当年系统净负荷曲线（省内用电负荷加外送电量减去风电、光伏出力、可中断负荷容量）的最大值所在时刻对应的省内用电负荷、外送容量需求（不含祁韶配套电源的送电容量）、备用容量之和减去可中断负荷容量计算确定。有效容量有效容量为煤电机组、电网侧新型储能、风电、光伏、水电等电源的有效容量之和。煤电机组的有效容量根据煤电机组铭牌容量扣除厂用电后确定。电网侧新型储能的有效容量根据满功率放电时长/6额定功率并扣除厂用电后后确定。风电、光伏机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后的7%、1%确定。水电机组的有效容量根据装机容量扣除厂用电后，蓄水式按98%、径流式按32%确定。测算电网侧新型储能测算电网侧新型储能1千瓦时千瓦时每年可获得容量电费每年可获得容量电费1千瓦时千瓦时/6 330 0.7=38.5元。元。容量电价由外送受端省份与省内工商业用户分摊。容量电价由外送受端省份与省内工商业用户分摊。根据甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿），容量电费按照月度外送电量（不含直流配套电源）和省内全体工商业用户月度用电量比例分摊，由国网甘肃省电力公司按月发布、滚动清算。其中，月度外送电量（不含直流配套电源）对应的容量电费由电源企业与受端省份协商确定；省内工商业用户对应的容量电费由全体工商业用户按当月用电量比例分摊。其中：省内工商业用户对应的容量电费由国网甘肃省电力公司负责收取，实行单独归集、单独反映。容量电费纳入系统运行费用，在系统运行费用下设“发电侧容量电费”科目。我们分析我们分析该容量电价机制具备两方面特征：该容量电价机制具备两方面特征：（1）容量电费总盘子规模可控，易于落地执行）容量电费总盘子规模可控，易于落地执行 某机组获得的容量电费某机组获得的容量电费=申报容量 容量电价 容量供需系数=申报容量 330元/（千瓦 年）容量需求/有效容量=申报容量 330元/（千瓦 年）当年系统净负荷曲线的最大值所在时刻对应的省内用电负荷、外送容量需求（不含祁韶配套电源的送电容量）、备用容量之和减去可中断负荷容量/（煤电有效容量 电网侧新型储能有效容量 风电有效容量 光伏有效容量 水电有效容量）识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2121/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 容量电费总额容量电费总额=总申报容量 330元/（千瓦 年）当年系统净负荷曲线的最大值所在时刻对应的省内用电负荷、外送容量需求（不含祁韶配套电源的送电容量）、备用容量之和减去可中断负荷容量/（煤电有效容量 电网侧新型储能有效容量 风电有效容量 光伏有效容量 水电有效容量）=330元/（千瓦 年）当年系统净负荷曲线的最大值所在时刻对应的省内用电负荷、外送容量需求（不含祁韶配套电源的送电容量）、备用容量之和减去可中断负荷容量 （煤电申报容量 电网侧新型储能申报容量 风电申报容量 光伏申报容量 水电申报容量）/（煤电有效容量 电网侧新型储能有效容量 风电有效容量 光伏有效容量 水电有效容量）文件要求各机组申报容量不得超过其有效容量，故上述公式末项分数1，甘肃甘肃容量电费总额容量电费总额 330元元/（千瓦千瓦 年）年）当年系统净负荷曲线的最大值所在时刻对当年系统净负荷曲线的最大值所在时刻对应的省内用电负荷、外送容量需求（不含祁韶配套电源的送电容量）、备用容量之应的省内用电负荷、外送容量需求（不含祁韶配套电源的送电容量）、备用容量之和减去可中断负荷容量和减去可中断负荷容量。（2）对提供容量支撑的电源引入竞争机制，促进优中选优）对提供容量支撑的电源引入竞争机制，促进优中选优 甘肃容量电价机制设计从系统容量实际需求出发，根据不同类型电源对系统容量支撑的贡献给予不同水平的容量系数。特别是对于新型储能，通过将其发电容量对于新型储能，通过将其发电容量折算为折算为6个小时的持续顶峰功率，实现与煤电、抽蓄等电源的同台竞技个小时的持续顶峰功率，实现与煤电、抽蓄等电源的同台竞技。考虑到新型储能近年来快速降本，当前已具备一定的经济性优势，故我们认为该容量电价机制有望促进新型储能装机加快增长。容量容量电费电费对对用户侧用户侧电价影响较小电价影响较小，未来容量电价有望提升，带动新型储能进一未来容量电价有望提升，带动新型储能进一步加快增长步加快增长。工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。容量电价被纳入系统运行费用，向用户侧疏导。从目前甘肃政策暂时只纳入煤电和电网侧新型储能看，容量电价固定成本基本全覆盖后，煤电机组通过电能量市场传导的是煤电的燃料等可变成本，加上新能源入市和现货市场的全面推开，像甘肃这类新能源占比较高且供需相对宽松的省份，预计电能量价格会下降。尽管容量电价需传导至用户，但电能量价格下降，整体看价格不会明显增加用户用电成本。对电网侧新型储能的影响方面，根据中国能源报数据，目前甘肃电网侧新型储能规模在100万千瓦左右，折算有效容量估计在45万千瓦左右，分摊到第二、第三产业用电量上，价格水平不到0.001元/千瓦时，对下游用户用电成本影响小。识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2222/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 四、四、测算测算甘肃甘肃独立独立储能储能资本金资本金 IRR 超超 9%，2026 年年新新型储能装机型储能装机有望有望继续高增继续高增 60%（一）（一）收益率收益率：现货价差现货价差 辅助服务辅助服务 容量电价驱动容量电价驱动资本金资本金 IRR 超超 9%，构建一个典型的独立储能模型构建一个典型的独立储能模型，其规模一般为100兆瓦/200兆瓦时，可获取现货市场峰谷价差、辅助服务收入和容量电费收入。测算甘肃测算甘肃独立独立储能储能IRR资本金资本金有望达有望达9.9%。以项目规模100兆瓦/200兆瓦时甘肃储能电站为例，储能EPC价格取0.715元/Wh，假设：年运维成本为总投资的1%，放电深度（DOD）90%，年充放电次数360次，充放电效率85%。根据甘肃电力交易中心数据，2024年，甘肃晚峰时段(18:00-21:00)现货市场平均价格319元/兆瓦时，中午光伏大发时段(12:00-15:00)现货市场平均价格116元/兆瓦时，平均峰谷价差达到203元/兆瓦时。假设现货市场峰谷价差保持稳定为0.203元/千瓦时，容量电费收入约38.5元/（千瓦时年）200兆瓦时=770万元（跟随电站容量衰减而逐年下降），100兆瓦电站年调频辅助服务收入为170万元。测算甘肃电网侧储能资本金IRR为9.9%。图图 28：甘肃独立储能甘肃独立储能资本金资本金IRR测算测算 数据来源：北极星储能网、2024 年度中国电力市场发展报告、甘肃电力交易中心、甘肃发改委，广发证券发展研究中 建设期01345678910111213141516171819202122232425储能功率MW98.596.595.694.693.792.791.890.990.089.188.298.597.596.595.694.693.792.791.890.990.089.188.287.3储能容量MWh197.0193.1191.1189.2187.3185.5183.6181.8180.0178.2176.4197.0195.0193.1191.1189.2187.3185.5183.6181.8180.0178.2176.4174.6是否为新电池是是当年总投资万元（不含税）-12654.90.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-5309.70.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0电池（电芯 BMS）投资万元（不含税）-5486.70.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-4424.80.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 电池折旧年限年134567891011121234567891011120 电池贷款年限年13456789100012345678910000PCS投资万元（不含税）-1061.90.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-885.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 PCS折旧年限年13456789100012345678910000 PCS贷款年限年13456789100012345678910000其他部分投资万元（不含税）-6106.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 其他部分折旧年限年13456789101112131415161718192000000 其他部分贷款年限年1345678910000000000000000利润表：综合收入万元（不含税）1698.01667.21652.01637.01622.21607.41592.91578.41564.21550.01863.51698.01682.51667.21652.01637.01622.21607.41592.91578.41564.21550.01801.51827.5 1.容量租赁/容量电费万元（不含税）671.2657.8651.3644.7638.3631.9625.6619.3613.1607.0600.9671.2664.5657.8651.3644.7638.3631.9625.6619.3613.1607.0600.9594.9 2.调峰收益万元（不含税）876.4858.9850.3841.8833.4825.1816.8808.7800.6792.6784.6876.4867.6858.9850.3841.8833.4825.1816.8808.7800.6792.6784.6776.8 选择：2选1现货市场现货市场中长期 辅助服务市场 （1）现货市场下万元（不含税）876.4858.9850.3841.8833.4825.1816.8808.7800.6792.6784.6876.4867.6858.9850.3841.8833.4825.1816.8808.7800.6792.6784.6776.8 放电收入万元（不含税）1531.61501.11486.11471.21456.51442.01427.51413.31399.11385.11371.31531.61516.31501.11486.11471.21456.51442.01427.51413.31399.11385.11371.31357.6 放电电价元/kWh（不含税）0.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.280.28 放电电量万kWh5425.45317.45264.25211.65159.55107.95056.85006.24956.24906.64857.65425.45371.15317.45264.25211.65159.55107.95056.85006.24956.24906.64857.64809.0 充电成本万元（不含税）-655.2-642.2-635.8-629.4-623.1-616.9-610.7-604.6-598.6-592.6-586.6-655.2-648.7-642.2-635.8-629.4-623.1-616.9-610.7-604.6-598.6-592.6-586.6-580.8 充电电价（不计输配电价及附加）元/kWh（不含税）0.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.100.10 充电电量万kWh6382.86255.86193.26131.36070.06009.35949.25889.75830.85772.55714.86382.86319.06255.86193.26131.36070.06009.35949.25889.75830.85772.55714.85657.6 输配电价及附加元/kWh（不含税）0.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.000.00 充放电的损耗电量万kWh957.4938.4929.0919.7910.5901.4892.4883.5874.6865.9857.2957.4947.8938.4929.0919.7910.5901.4892.4883.5874.6865.9857.2848.6 容量补偿万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 （2）中长期 调峰辅助服务市场下 万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 选择：充放电补贴政策充放电正常计价充放电补贴政策 充放电正常计价下的收益万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 放电收入万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 充电成本万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 补贴政策下的充放电损失万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 深度调峰奖励万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 其他奖励万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 3.调频收益万元（不含税）150.4425150.442150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.44248150.442150.442478150.4425 150.4425150.4425 4.其他补贴万元（不含税）000000000000000000000000 5.残值回收万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0327.40.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0265.5305.3 （1）电池残值万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0274.30.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0221.20.0 （2）逆变器残值万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.053.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.044.20.0 （3）其他部分残值万元（不含税）0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0305.3折旧&运维费用万元-1154.7-1154.7-1154.7-1154.7-1154.7-1154.7-1154.7-1154.7-1154.7-1048.5-1048.5-1048.5-1048.5-1048.5-1048.5-1048.5-1048.5-1048.5-1048.5-743.2-743.2-654.7-654.7-286.0 折旧万元-868.7-868.7-868.7-868.7-868.7-868.7-868.7-868.7-868.7-762.5-762.5-762.5-762.5-762.5-762.5-762.5-762.5-762.5-762.5-457.2-457.2-368.7-368.70.0 电池折旧万元-457.2-457.2-457.2-457.2-457.2-457.2-457.2-457.2-457.2-457.2-457.2-368.7-368.7-368.7-368.7-368.7-368.7-368.7-368.7-368.7-368.7-368.7-368.70.0 PCS折旧万元-106.2-106.2-106.2-106.2-106.2-106.2-106.2-106.2-106.20.00.0-88.5-88.5-88.5-88.5-88.5-88.5-88.5-88.5-88.5-88.50.00.00.0 其他部分折旧万元-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.3-305.30.00.00.00.00.0 运维万元-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0财务费用-273.3-224.3-198.8-172.7-145.8-118.1-89.8-60.6-30.70.00.0-114.7-104.5-94.1-83.4-72.4-61.2-49.6-37.7-25.4-12.90.00.00.0 电池期初借款规模万元4389.43602.53193.02772.52340.71897.11441.6973.8493.40.00.03539.83226.82905.22575.02235.91887.61529.91162.6785.3397.90.00.00.0 本期还本万元-388.2-409.5-420.5-431.9-443.5-455.5-467.8-480.4-493.40.00.0-313.1-321.5-330.2-339.1-348.3-357.7-367.3-377.3-387.4-397.90.00.00.0 本期付息万元-118.5-97.3-86.2-74.9-63.2-51.2-38.9-26.3-13.30.00.0-95.6-87.1-78.4-69.5-60.4-51.0-41.3-31.4-21.2-10.70.00.00.0 PCS期初借款规模万元849.6697.3618.0536.6453.0367.2279.0188.595.50.00.0708.0645.4581.0515.0447.2377.5306.0232.5157.179.60.00.00.0 本期还本万元-75.1-79.2-81.4-83.6-85.8-88.2-90.5-93.0-95.50.00.0-62.6-64.3-66.0-67.8-69.7-71.5-73.5-75.5-77.5-79.60.00.00.0 本期付息万元-22.9-18.8-16.7-14.5-12.2-9.9-7.5-5.1-2.60.00.0-19.1-17.4-15.7-13.9-12.1-10.2-8.3-6.3-4.2-2.10.00.00.0 其他部分期初借款规模万元4885.04009.23553.53085.52604.92111.31604.41083.8549.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 本期还本万元-432.0-455.7-468.0-480.6-493.6-506.9-520.6-534.7-549.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 本期付息万元-131.9-108.2-95.9-83.3-70.3-57.0-43.3-29.3-14.80.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0城建&教育税万元0.00.00.00.00.00.00.0-6.1-14.4-14.3-17.20.00.00.0-6.4-15.1-14.9-14.8-14.7-14.5-14.4-14.3-16.6-16.8 理论应交销项税万元-220.7-191.8-190.1-188.3-186.6-184.9-183.3-181.6-179.9-178.3-214.4-195.3-193.6-191.8-190.1-188.3-186.6-184.9-183.3-181.6-179.9-178.3-207.3-210.2 当年抵扣销项税额万元220.7191.8190.1188.3186.6184.9183.3105.80.00.00.0195.3193.6191.8109.60.00.00.00.00.00.00.00.00.0 期初可供抵扣进项税额万元1645.11230.81039.0849.0660.6474.0289.1105.80.00.00.0690.3494.9301.4109.60.00.00.00.00.00.00.00.00.0 当年增值税万元0.00.00.00.00.00.00.0-75.7-179.9-178.3-214.40.00.00.0-80.5-188.3-186.6-184.9-183.3-181.6-179.9-178.3-207.3-210.2 当年返还增值税万元0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 城建及教育税万元0.00.00.00.00.00.00.0-6.1-14.4-14.3-17.20.00.00.0-6.4-15.1-14.9-14.8-14.7-14.5-14.4-14.3-16.6-16.8利润总额万元269.9288.1298.5309.6321.7334.6348.4357.0364.3487.2797.8534.8529.4524.5513.6501.0497.5494.5492.0795.2793.6881.01130.21524.7 所得税率25%所得税-67.5-72.0-74.6-77.4-80.4-83.6-87.1-89.3-91.1-121.8-199.4-133.7-132.4-131.1-128.4-125.2-124.4-123.6-123.0-198.8-198.4-220.3-282.6-381.2净利润万元202.4216.1223.8232.2241.2250.9261.3267.8273.2365.4598.3401.1397.1393.4385.2375.7373.1370.9369.0596.4595.2660.8847.71143.5现金流量表：现金流入预测万元10123.91918.71883.91866.81849.81833.01816.41799.91783.61767.51751.56310.91918.71901.31883.91866.81849.81833.01816.41799.91783.61767.51751.52001.22025.4 综合收入万元（不含税）0.01698.01667.21652.01637.01622.21607.41592.91578.41564.21550.01863.51698.01682.51667.21652.01637.01622.21607.41592.91578.41564.21550.01801.51827.5 综合收入（剔除残值）相关增值税万元0.0220.7216.7214.8212.8210.9209.0207.1205.2203.3201.5199.7220.7218.7216.7214.8212.8210.9209.0207.1205.2203.3201.5199.7197.9 借款万元10123.90.00.00.00.00.00.00.00.00.00.04247.80.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0现金流出预测万元-14300.0-1522.2-1526.8-1529.3-1532.1-1535.1-1538.4-1541.8-1625.8-1740.2-600.4-6717.0-910.1-908.7-907.5-991.7-1105.0-1102.3-1099.7-1097.3-1171.3-1169.1-698.8-792.4-894.2 建设投资万元(含税）-14300.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-6000.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0 运维支出万元0.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0-286.0 还本付息支出 万元0.0-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.7-1168.70.00.0-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.4-490.40.00.00.0 税费支出万元0.0-67.5-72.0-74.6-77.4-80.4-83.6-87.1-171.1-285.4-314.4-431.0-133.7-132.4-131.1-215.4-328.6-325.9-323.4-320.9-394.9-392.8-412.8-506.4-608.2净现金流万元-4176.1396.5357.2337.5317.7297.9278.0258.1157.927.41151.1-406.01008.7992.5976.4875.1744.8730.7716.7702.7612.3598.41052.71208.81131.1净现金流提取（删除运营年限之后项）万元-4176.1396.5357.2337.5317.7297.9278.0258.1157.927.41151.1-406.01008.7992.5976.4875.1744.8730.7716.7702.7612.3598.41052.71208.81131.1资本金IRR9.9%识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2323/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 敏感性测算：敏感性测算：以现货市场收益为主的储能电站对现货价差与容量电价较为敏感，因此我们对这两个变量进行敏感性测算：假设当前储能成本与调频收入不变，如未来容量电价保持在330元/千瓦不变，则现货市场电价差下降到0.184元/千瓦时，独立储能IRR仍大于6%；如未来现货市场电价差保持在0.20元/千瓦时，则容量电价下降到220元/千瓦，独立储能资本金IRR仍大于6%。（二）甘肃储能市场空间：（二）甘肃储能市场空间：2026 年年甘肃储能需求有望超过甘肃储能需求有望超过 12GWh，增速，增速超过超过 60%光储平价光储平价，即光伏 储能实现近乎火电的发电功率可控性，其核心是确定光伏配置储能的比例。随着光伏渗透率逐渐提升，基于以下假设，我们认为光储平价可分为两种情景：随着光伏渗透率逐渐提升，基于以下假设，我们认为光储平价可分为两种情景：1千瓦光伏日均发电量：假设年利用小时数达1200h，则1千瓦光伏日均发电量1200/365=3.29千瓦时。光储平价情景1（光储半平价）：通过配置储能，将光伏出力曲线压平，实现光储白天平稳出力。此时储能配置容量接近光伏日均发电量的40%，即1千瓦光伏配置约3.340%=1.32千瓦时储能。光储平价情景2（光储全平价）：当午间光伏发电功率过剩后，边际上新增光伏装机需要将其全天绝大部分发电量全部转移至其他时刻使用，储能配置容量接近光伏日均发电量的80%，即1千瓦光伏配置约3.380%=2.64千瓦时储能。图图 30：光储平价示意图光储平价示意图 数据来源：广发证券发展研究中心 图图 29：甘肃独立储能甘肃独立储能IRR敏感性测算敏感性测算 数据来源：北极星储能网、2024 年度中国电力市场发展报告、甘肃电力交易中心、甘肃发改委，广发证券发展研究中心 3303203103002902802702602502402302200.2009.89%9.55%9.22%8.89%8.55%8.22%7.89%7.55%7.22%6.89%6.56%6.23%0.1959.49%9.16%8.83%8.49%8.16%7.83%7.49%7.16%6.83%6.50%6.17%5.84%0.1908.71%8.37%8.04%7.71%7.37%7.04%6.71%6.38%6.05%5.72%5.38%5.04%0.1857.53%7.19%6.86%6.53%6.20%5.87%5.54%5.20%4.85%4.49%4.12%3.75%0.1846.28%5.94%5.61%5.28%4.93%4.57%4.21%3.84%3.46%3.08%2.70%2.32%0.1834.92%4.57%4.20%3.83%3.46%3.08%2.70%2.32%1.93%1.55%1.17%0.79%现货市场价现货市场价差（元差（元/kWh）容量电价（元容量电价（元/kW）识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2424/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 2026年年甘肃储能需求有望甘肃储能需求有望达到达到12GWh，增速，增速60%。根据国家能源局数据，2024年甘肃光伏新增装机6.2GW。根据国家能源局数据，截至2023年底，甘肃新型储能累计装机规模293万千瓦/673万千瓦时，根据 2024年度中国电力市场发展报告，截至2024年底，甘肃新型储能装机规模442万千瓦/1153万千瓦时，测算2024年甘肃年甘肃储能新增装机储能新增装机149万千瓦万千瓦/480万千瓦时万千瓦时（即（即1.49GW/4.80GWh），平均配比为24.0%，平均配储时长3.2h（1千瓦光伏：0.77千瓦时储能）。根据国网甘肃省电力公司，截至2025年6月底，甘肃电网新型储能装机突破600万千瓦，则上半年新增装机158万千瓦，考虑上半年抢装因素影响，预计全年装机需求达250万千瓦，假设配储时长为3h，则2025年年增长增长7.5GWh，增速达到56%。假设2026年甘肃光伏新增装机较2024年略有下降，为6GW，考虑到当前甘肃光伏消纳压力很大，我们预计甘肃2026年光储配比将进一步提高，有望达到1千瓦光伏：2千瓦时储能（配比介于半平价和全平价之间），测算2026年甘肃储能需求有望达到年甘肃储能需求有望达到12GWh，增速有望达到，增速有望达到60%。五五、投资建议投资建议 近年来我国新型储能成本快速下降，测算甘肃锂电池储能甘肃锂电池储能LCOS已降至已降至0.29元元/千瓦时千瓦时。当前，政策推动我国新型储能加快市场化发展，逐步构建起现货市场价差、容量电价和辅助服务形成多维收入体系。考虑到当前现货市场价差拉大、辅助服务需求扩张和容量电价逐步出台的发展形势，我们测算政策全面落地后甘肃锂电池储我们测算政策全面落地后甘肃锂电池储能能资本金资本金IRR有望超过有望超过9%，带动甘肃独立储能需求快速增长，带动甘肃独立储能需求快速增长，预计，预计2025/2026年甘年甘肃电网侧储能需求分别为肃电网侧储能需求分别为7.5GWh/12.0GWh，增速分别，增速分别达到达到56%/60%。在装机高增之外，我们亦观察到储能电站选址和电力交易能力的重要作用。在装机高增之外，我们亦观察到储能电站选址和电力交易能力的重要作用。甘肃存在明显的阻塞，河西电价低于河东，不同地区峰谷价差差异较大，且经过敏感性测算，现货市场峰谷价差每下降1分钱/千瓦时对IRR影响1.2个百分点，整体影响较大，因此对于储能运营商来说选址是重要的竞争要素。此外，储能电站需要细致考虑电力现货市场和辅助服务市场的参与策略。例如当现货价差较大时，储能电站应优先参与现货交易；而当调频收益较高时，应调整策略增加调频参与度。因此，为实现收益最大化，储能电站需要对现货市场电价水平、充放电策略进行较为准确的预测。综上，我们认为：（1）甘肃是三北新能源大省的缩影，其储能电站收益率渐入佳境，潜在装机规模较大，预示着2026年我国新型储能需求的高景气，有望带动储能产业链各环节盈利的改善，推荐储能电池及材料龙头企业：宁德时代、亿纬锂能、宁德时代、亿纬锂能、湖南裕能、富临精工湖南裕能、富临精工，建议关注：多氟多、天际股份、万润新能多氟多、天际股份、万润新能；（2）具有选址、运营优势的龙头集成企业有望实现储能电站更高收益率并提高市占率，推荐海博思海博思创、南网科技、阳光电源、阿特斯创、南网科技、阳光电源、阿特斯，建议关注：科陆电子科陆电子；（3）电力交易能力日益成为储能电站运营的核心技术壁垒，推荐国能日新国能日新。识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2525/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 六、风险提示六、风险提示（一）（一）现货市场价差现货市场价差下降超下降超预期预期 现货市场价差是甘肃储能收益的重要来源之一，如现货市场价格下降或谷段价格上升，或导致现货市场电价差下降幅度超预期，进而影响甘肃独立储能需求。（二）（二）容量电价变化幅度超预期容量电价变化幅度超预期 容量电价是甘肃储能收益的重要来源之一，如未来容量电价下调幅度超预期，将会影响甘肃独立储能收益进而影响需求。（三三）储能成本上升超预期）储能成本上升超预期 当前储能成本较低，但未来如果需求带动储能电池成本大幅上升，或导致甘肃独立储能收益率下降，进而影响储能需求。识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2626/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 广发新能源和电力设备研究小组广发新能源和电力设备研究小组 陈 子 坤：首席分析师，5 年产业经验，10 年证券从业经验。2013 年加入广发证券发展研究中心。目前担任电力设备与新能源行业首席分析师，历任有色行业资深分析师、环保行业联席首席分析师。陈 昕：资深分析师，毕业于清华大学、北京大学，曾就职于国家电网公司、信达证券，2022 年加入广发证券发展研究中心。李 天 帅：资深分析师，硕士，毕业于哈尔滨工业大学、香港大学，曾任职于中银国际证券、德邦证券，3 年证券行业研究经验。曹 瑞 元：资深分析师，毕业于复旦大学，2021 年加入广发证券发展研究中心。黄 思 悦：高级分析师，毕业于北京大学、中山大学，2023 年加入广发证券发展研究中心。广发证券广发证券行业行业投资评级说明投资评级说明 买入：预期未来12 个月内，股价表现强于大盘10%以上。持有：预期未来12 个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10% 10%。卖出：预期未来12 个月内，股价表现弱于大盘10%以上。广发证券广发证券公司投资评级说明公司投资评级说明 买入：预期未来12 个月内，股价表现强于大盘15%以上。增持：预期未来12 个月内，股价表现强于大盘5%-15%。持有：预期未来12 个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5% 5%。卖出：预期未来12 个月内，股价表现弱于大盘5%以上。联系我们联系我们 广州市 深圳市 北京市 上海市 香港 地址 广州市天河区马场路26 号广发证券大厦47 楼 深圳市福田区益田路6001 号太平金融大厦 31 层 北京市西城区月坛北街 2 号月坛大厦 18层 上海市浦东新区南泉北路 429 号泰康保险大厦 37 楼 香港湾仔骆克道 81号广发大厦 27 楼 邮政编码 510627 518026 100045 200120-客服邮箱 法律主体法律主体声明声明 本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4 号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。重要重要声明声明 广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经 识别风险，发现价值 请务必阅读末页的免责声明 2727/2727 Table_PageText 深度分析|电力设备 营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5 类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。权益披露权益披露(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12 个月内并没有任何投资银行业务的关系。版权声明版权声明 未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。
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面向新型电力系统的通信目标网白皮书2025年8月版当前，我国正加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。随着新型电力系统建设的深入推进，电力行业正经历结构性变革，供给侧、用户侧、电网架构及系统运行方式均发生显著转变。在供给侧，新能源逐步成为装机和电量的主体力量；用户侧呈现“发用电一体化”新特征；电网形态演进为大电网主导、多种电网形态融合共存的格局；系统运行模式正由传统的“源随荷动”向“源网荷储多元协同互动”转变。电力通信网是电网重要基础设施，服务于电网生产控制和企业经营管理，支撑大电网稳定运行和有源配电网控制，连接新型主体和千家万户，服务全国统一电力市场建设。新型电力系统业务的快速发展与深刻变革，对电力通信网络提出了更高层次、更加多元的挑战。AI大模型技术等新技术的广泛应用、数字孪生电网的全面构建、智算中心高效互联等新型业务，亟需通信网络提供超大带宽、超低时延和高可靠性支撑；与此同时，海量分布式能源的广泛接入和可调节负荷资源的双向互动，对通信覆盖的广度提出迫切要求。此外，日益庞大的电力通信资源规模，也要求其运行管理向更智能、更安全的方向持续演进。面对新形势，电力通信网亟需实现可靠性更高、传输能力更强、覆盖范围更广、应急响应更迅捷、运维管理更智能的全面升级，以坚实支撑新型电力系统的构建与稳定运行。编写和发布面向新型电力系统的通信目标网白皮书旨在凝聚行业智慧、明确发展路径，为构建新型电力系统通信网络提供顶层设计与实施指引，通过构建“主网智强、中压融合、低压透明、高速安全、天地一体”的电力通信目标网，有力支撑我国“双碳”战略目标落地和新型电力系统建设进程。前言目录面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向04新型电力系统通信目标网愿景新型电力系统通信目标网架构新型电力系统通信目标网演进新型电力系统通信目标网体系发展方向及建设重点新型电力系统通信目标网展望525456586274未来展望与倡议05推进电力通信网新技术标准电力通信网发展路线图新型电力系统通信目标网成效结束语78798082新型电力系统关键通信技术分析03电力通信网技术分类电力通信网技术发展趋势总览传输网技术数据网技术远程通信接入技术本地通信接入技术卫星通信技术通信安全防护技术2830323638444649新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战02新型电力系统建设背景及意义01电力通信网发展现状和主要成就新型电力系统业务发展对通信网的需求变化新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战101224新型电力系统建设背景及意义06新型电力系统建设背景及意义01新型电力系统建设背景及意义0405新型电力系统建设背景及意义新能源带来的挑战随着新能源占比的不断提高，其间歇性、随机性、波动性特点，对电力系统的灵活快速调节能力提出更高要求。!助力实现“双碳”目标通过开发大规模风电、光伏等可再生能源，逐步替代传统化石能源发电，实现能源清洁低碳化；保障我国能源安全减少对外依存，实现能源安全与可持续发展；驱动技术创新技术与产业发展的催化剂。应对电力转型挑战增强灵活性与稳定性和资源优化配置，实现电力系统效能的全面提升；电力系统的发展目前我国电力系统发电装机总容量、非化石能源发电装机容量、远距离输电能力、电网规模等指标均 稳居世界第一。0607新型电力系统建设背景及意义新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战02电力通信网发展现状和主要成就中国电力通信网的发展历程电力通信网发展主要成就新型电力系统业务发展对电力通信网的需求变化新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战传统电力系统加快向新型电力系统升级新型电力系统面临的重大变化新型电力系统的业务发展趋势新型电力系统的业务发展变化新型电力系统通信需求变化0809电力通信网发展现状和主要成就中国电力通信网的发展历程电力通信网的发展紧密跟随电力系统和电力业务系统的发展，经历了从第一代到第五代的代际演进，每一代都伴随着技术的进步和应用的扩展，以适应电力系统不断变化的需求。1011新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战丨电力通信网发展现状和主要成就电网发展趋势通信特征业务电力通信网代际通信目标网第一代第二代第三代第四代第五代代表业务：模拟调度、调度电话代表业务：远动、调度电话代表业务：EMS、信息化代表业务：综合自动化、ERP、智能电网运行控制代表业务：数字孪生、AI大模型、新型电力系统运行控制代表性技术：高压窄带PLC 微波通信代表性技术：PDH 程控交换代表性技术：SDH IPv4 GSM代表性技术：OTN EPON 4G代表性技术：fgOTN/400G OTN SDN SRv6 硬隔离GPON 5G/5.5G分散电网1950s-1980s报文 语音通信N*kbps数据通信N*100Mbps多媒体通信N*10Gbps通感算一体N*100Gbps语音 小颗粒数据通信N*10Mbps小电网1990s大电网2000s智能电网2010s新型电力系统2020s-主网通信全面覆盖，支撑电力系统安全稳定经济运行电力多媒体通信完善，支撑电网高效运行控制与企业经营管理通信技术不断创新，支撑电网数字化转型不断提升通信网络安全防护与应急保障能力，构筑电力通信安全防线电力通信网发展主要成就新型电力系统业务发展对通信网的需求变化传统电力系统加快向新型电力系统升级用电侧发电侧发用电一体“产消者”大量涌现许多用户侧主体兼具发电和用电双重属性，既是电能消费者也是电能生产者。终端负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。需求侧响应能力将不断提升。新能源将逐步成为装机和电量主体14.5亿千瓦我国新能源装机达40.6%占发电装机容量19.4%发电量占2024年底30亿千瓦以上2030年新能源装机达到超过50%，成为电量主体2060年前新能源发电量占比有望预计电网侧大电网主导、多种电网形态相融并存交直流混联大电网已经成为能源资源优化配置的必然形态。配电网成为有源网，微电网、分布式能源系统将快速发展，与大电网互通互济、协调运行。运行控制运行机理和平衡模式深刻变化平衡模式由源随荷动，逐步向源网荷储协调互动转变。大自然的影响因素显著增大，电力系统运行对调节能力的庞大需求成为常态。1213新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战丨新型电力系统业务发展对通信网的需求变化注：相关预测数据来自国网能源研究院 中国新能源发电分析报告2025新型电力系统面临的重大变化新型电力系统的业务发展趋势141501020304新能源与电力电子设备的高渗透资产规模与业务复杂度的指数级增长转型中的创新与成本约束、改革与风险矛盾04用户侧深度互动从“被动用电”到“产消一体”03管理模式重构从“资产驱动”到“数据驱动”的转型02市场机制创新从“物理平衡”向“价值流动”升级01技术驱动构建“数字底座 智能调控”的韧性电网新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战丨新型电力系统业务发展对通信网的需求变化“双高”（高比例可再 生能源、高比例电力 电子设备）特性凸显负荷尖峰化与极端天气冲击“双峰”（用电需求 呈现冬、夏“双峰”特征）压力加剧新型电力系统的业务发展变化1617新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战丨新型电力系统业务发展对通信网的需求变化发电侧：低碳化电网侧：平台化用电侧：互动化新能源将逐步成为装机和电量主体，分布式新能源快速发展交直流混联大电网 分布式微电网，多元双向混合层次结构负荷特性由向柔性、产消型转变，负荷侧海量异构资源成为系统调节性能提升的重要来源升压站火电水电风电光伏发电高峰充电消纳多余电量储能参与调峰调频火电、水电参与调峰储能业务流能量流信息流碳排流业务流能量流信息流碳排流电网调度输变电配电电力交易虚拟电厂电动汽车数据中心分布式光伏分布式储能智慧发电调度自动化设备运维监测 新能源出力预测AGC/AVC 协同 智慧输电线路/管廊在线监测无人机智能巡检 无公网信号区补盲恶劣天气应急通信 智慧变电保护、安稳调度自动化WPMU一键顺控 设备状态在线监测视频智能监控机器人智能巡检 智慧配电配电自动化配网保护分布式电源调控 智能配电房无人机智能巡线 智慧用电计费控制负荷预测V2G车网互动 精准负荷控制虚拟电厂 新型电力系统建设智慧调度多时间尺度调度与安全运行管理现货及辅助服务市场交易支撑 数字孪生电网全电磁暂态仿真 清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能感知、联接、仿真、预测、决策新型电力系统通信需求变化新型电力系统通信需求变化181935kV及以上电压等级电网通信主网智算中心带宽需求AI大规模应用新增的智算中心通信要求。总部智算-省级智算、通算中心互联带宽Nx100G,时延小于30毫秒。数字仿真带宽需求：数字孪生电网电磁暂态在线仿真通信需求比现有电网调度通信需求大幅提升，对时延要求更高。4100G带宽数据同步OTN传输网：跨省N-2路由，总部级4100G带宽接入，各省2100G带宽接入；综合数据网：覆盖各级智算中心，采用SDN SRv6高效管控。总部数据/智算中心备份数据中心A省数据/智算中心C省数据/智算中心B省数据/智算中心新建智算中心业务场景需求通信性能要求云云互联云边协同边端汇聚算力资源动态调配带宽大于100G，超低时延和抖动带宽大于10G带宽大于100M网络智能调度、敏捷响应新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战丨新型电力系统业务发展对通信网的需求变化带宽5G1000G时延30ms带宽2M1G时延100ms数字孪生电网电磁暂态在线仿真通信现有电网调度通信数字孪生五个层次智势行态身电网自治智能预测在线仿真虚实交互精准映射网络化数字化智能化网络化数字化智能化数字孪生电网物理电网新型电力系统通信需求变化202110kV中压电网通信接入网0.4kV低压电网通信接入网覆盖节点数量庞大。国家电网“十五五”期间，10千伏中压配电网涉控业务超过300万个，新增10千伏分布式光伏6.6万个、“三遥”终端近50万个、10千伏可控负荷超过60万个。覆盖节点数量庞大、网络拓扑结构及接入设备复杂。国家电网“十五五”接入分布式光伏超2000万户，充电桩超100万台，费控电表6亿台。生产控制通信带宽10k2Mbps管理信息通信带宽2Mbps集中式发电和分布式发电并行储能装置高峰时峰谷差加大电动汽车保有量快速增加电网环网运行，交直流混合电网消费者正在变成发供者新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战丨新型电力系统业务发展对通信网的需求变化新型电力系统通信需求变化新型电力系统通信需求变化无公网输电线路应急通信超万公里无公网信号覆盖。极端天气多发频发，极端情况下的电网安全运行、快速恢复和应急指挥。安全防护抵御量子计算带来的高强度安全攻击。业务规模通信需求电网应急抢险通信超万公里无公网信号区段应急通信保障（各级调度、应急指挥中心、抢修现场、变电站）语音联络 内网访问 外网访问，带宽大于20M，时延小于1秒 重要固定场所，提高通信设备后备供电时长（8小时），配置应急通信设备监测信号和巡视数据传送，终端带宽大于10M，时延小于1秒无公网输电线路监测巡视2024.122025.1国办、工信部出台系列政策量子科技纳入专项债范围工信部围绕量子计算、通信、精密测量，部署17项揭榜任务2030 20202021202320251M54单位:qubits100100065127102410K预计2030年可破解RSAIBMGoogle2223预计2030 ，量子计算可破解非对称加密系统新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战丨新型电力系统业务发展对通信网的需求变化应急指挥极端天气新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战2425新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战丨新型电力系统背景下电力通信网面临的挑战带宽需要提升数字孪生电网构建、智算中心互联需要进一步提升通信网带宽。网络运维智能化需要提升电力通信网络规模庞大，通信网络的运维力量不足，自动化、智能化水平需要提升。覆盖范围需要扩大配电网光纤通信覆盖范围不足，输电线路和隧道管廊通信覆盖存在欠缺。中低压通信支撑有待提升中压无线通信的安全性与生产控制业务需求有差距，低压HPLC通信容量难以满足高频次采集与数据分发需求。极端场景下应急通信待完善应急时公网通信不可靠，跨区域协同响应能力不足，保底通信手段配置不足。新型电力系统关键通信技术分析032627电力通信网技术分类传输网技术fgOTN技术400G OTN技术SPN小颗粒切片技术空芯光纤电力通信网技术发展趋势总览数据网技术SDN SRv6技术确定性网络技术远程通信接入技术高隔离GPON光通信技术高隔离工业以太网技术电力无线专网技术电力5G短切片专网技术6G通感算技术本地通信接入技术HPLC HRF双模新一代HPLC（SPLC）卫星通信技术点波束卫星通信便携通信基站低轨卫星通信NTN（非地面网络）通信通信安全防护技术量子通信电力通信网技术分类2829新型电力系统关键通信技术分析丨电力通信网技术分类电力通信网技术由等 四大类 技术组成，根据其应用成熟度，及应用场景不同，又可分为 38项 子技术。以下介绍未来重点研究的部分技术。主网通信技术远程通信接入技术本地通信接入技术卫星通信技术主网通信技术传输网技术数据网技术卫星通信技术新兴技术-点波束卫星通信前瞻技术-低轨卫星成熟技术-大波束数据卫星成熟技术-天通语音卫星新兴技术-便携通信基站本地通信接入技术载波通信技术一段式直连技术本地无线通信技术 成熟技术-双模通信新兴技术代替-加配Qos 组播前瞻技术-新一代低压双模 成熟技术-SDH成熟技术-OTN成熟技术升级代替-SPN新兴技术-fgOTN前瞻技术-400G OTN前瞻技术-空芯光纤 成熟技术-MPLS VPN新兴技术-数据网SDN SRv6前瞻技术-确定性网络 成熟技术替代-4G直连新兴技术替代-光纤直连新兴技术替代-5G切片直连 成熟技术-可信WLAN前瞻技术-26GHz毫米波远程通信接入技术光纤专网 成熟技术-GPON成熟技术-工业以太网成熟技术-架空ADSS光缆新兴技术-高隔离工业以太网新兴技术-高隔离GPON新兴技术-双通道工业以太网前瞻技术-中压缠绕式光缆无线专网 成熟技术-1.8G新兴技术替代-230M频谱连续使用新兴技术-1.4G无线虚拟专网 成熟技术-4G APN成熟技术-5G硬切片新兴技术-5G短切片新兴技术-短复用前瞻技术-6G通感算前瞻技术-NTN（非地面网络）通信电力通信网网络安全&智能运维电力通信网技术发展趋势总览3031新型电力系统关键通信技术分析丨电力通信网技术发展趋势总览从人工处置到AI智能分析和处置 从边界防护到纵深防护 从伪随机密钥加密改为量子密钥加密 从人工管理到AI智能排障、智能巡检、自动派单 从单域、单厂家到跨域、跨厂家 网络安全网络运维本地通信远程通信主网通信卫星通信园区网络低压通信网光纤专网EPON/GPON高隔离GPON更满足多业务承载需求 GPON10GPON50GPON向未来演进能力更强 无线虚拟专网更大带宽、更低时延 4G APN硬切片短切片4G5G6G自主可控和安全能力更强 无线专网更强的5G技术化 230MHz可全国建网抗干扰多天线低时延向未来演进能力更强 数据通信网IPv4/MPLS IPv6/SRv6 尽力而为VIP确定性保障人工管理SDN智能调度协议更简化 业务差异化保障能力更强 更智能的网络 SDHfgOTN100G OTN400G OTN雷击SOP无关6个9高可靠更灵活的刚性管道 更大的单纤容量 更可靠的承载 传输网络大波束卫星覆盖范围广天通卫星手机直连卫星点波束卫星卫星终端站小型化低轨卫星大带宽：100Mbps低时延：30-100ms有线无线千兆以太网万兆以太网人联物联HPLCSPLC2M10M分钟级时延 秒级时延传输网技术fgOTN技术3233新型电力系统关键通信技术分析丨传输网技术继承SDH和OTN的技术优势低时延抖动和物理隔离现网平滑演进400G OTN技术技术优点具有超大的传输容量较高的频谱效率SDHOTNfgOTN100 GOTUkn*100GSTM-N10G64K(PCM)2M(E1)10MFEGEGE2.5G10G40G100GODUfgODUGE2M(E1)10MFEODU1.25G-100G64K(PCM)速率倍增10100400010020030040050010G100G400G波长速率提升至10倍40倍关键指标400G QPSK,80km均匀站距时，无电再生传输距离超6000公里，单纤容量最高可达32T；400G PCS-16QAM,80km均匀站距时，无电再生传输距离超3000公里，单纤容量最高可达48T；FlexGrid灵活谱宽，最大化提升承载效率。010203优技术优点优fgOTN是ITU-T定义的下一代硬管道技术产业标准传输网技术3435新型电力系统关键通信技术分析丨传输网技术SPN小颗粒切片技术技术优点业务强隔离低时延和低抖动特性在线通道带宽无损调整能力SPN具备切片技术和时隙化调度技术，具有低时延抖动、智能化业务保护等特性，实现生产、管理业务强隔离。优切片间强隔离切片间强隔离专线通道视频监控信息内网SPN依托灵活切片技术，可实现不同种类信息的强隔离承载，经挂网测试，尚未发现信息安全隔离问题，但有待进一步确认省际网省级网地市网OTN SDHB平面SPN平面SDH平面A平面核心层汇聚层接入层核心层汇聚/接入层继电保护调度数据网2622M/155M2.5G10G省调备调10G地调备调10G地调备调50100GE综合数据网综合数据网10GE50GE备调省调100GE备调省调精准负荷控制空芯光纤空芯光纤（HCF）是一种新型的光纤类型，其核心部分为空气或其他低折射率材料。减少光信号在传输过程中的延迟和色散，从而实现更快的数据传输速度和更低的损耗。缠绕式光缆缠绕式光缆是一种特殊结构的光缆，用于电力线路的同杆架设，通过与中压电力线路一同铺设，广泛应用于智能电网的构建中，支持实时监控、数据分析等功能，有助于提高电力系统的运行效率和管理水平。玻璃管（嵌套）空气纤芯无节点（不接触）光纤纤膏松套管非金属加强层外护套技术优点低损耗：减少约30%的通信中继站低时延：降低约30%传输时延技术优点降低施工难度和敷设成本不占用额外空间高度适配配网应用场景专线通道业务独享切片切片内统计复用切片内统计复用新型电力系统关键通信技术分析丨数据网技术 确定性FlexE，AI ECN资源隔离，零丢包 安全零信任网安联动 广联接SRv6、BIERv6物联千亿联接 超宽400GE 自动化iFIT，仿真校验 业务发放，智能运维 低时延FlexE,SRv6 PolicyIPv6数据网技术SDN SRv6技术确定性网络技术技术优点广阔的地址空间灵活的网络切片能力智能化运维故障快速定位技术优点随流监测技术实现带内高精度的确定性网络性能检测01SDN实现路径精确控制、流量全网可视、网络动态响应02降低数据通信时延、抖动提高网络的传输效率和可靠性优优3637PE1P1P2PE2业务服务器测速服务器实际业务流质差探测流集中用户控制器集中网络控制器发送端网络管理信息接收端用户/网络配置信息3839新型电力系统关键通信技术分析丨远程通信接入技术远程通信接入技术高隔离GPON光通信技术技术优点高带宽长距离通信业务安全隔离和可靠保护良好的扩展性和可维护性配电自动化终端用电信息采集终端摄像头配电自动化业务专网切片配电自动化系统用电信息采集系统视频监控系统用电信息采集专网切片视频监控业务专网切片ONUOLT专网切片1专网切片2专网切片3专网切片1专网切片2专网切片3优高隔离工业以太网技术技术优点具备网络资源灵活调度毫秒级低延时多业务隔离高可靠冗余网络等优配网主站110/35kV变电站网关APP配电自动化智能配电房计量骨干网接入网工控防火墙工业交换机汇聚/核心交换机自动化视频计量FTUFTU视频监控设备监测动环监控动环监控机器人采集终端DTUSDN控制器4041新型电力系统关键通信技术分析丨远程通信接入技术电力无线专网技术技术优点：在具备频谱资源情况下兼具专网安全性与无线通信灵活性比光纤通信成本低能够快速响应电力系统的业务需求变化具备一定的抗灾能力电力5G短切片专网技术技术优点增强网络安全性业务部署灵活性网络建设经济性具备智能化管理功能电力专用通信网络运营商网络短切片网络公网终端业务流向电力专网终端业务流向电能量采集系统负荷控制系统 丨 配电自动化系统 丨 低压抄表系统无线宽带基站负荷控制主站配电网自动化主站低压抄表主站负控开关负控开关台区电表负荷管理终端居民电表居民电表居民电表远程集中抄表终端FTUTTUDTU配电自动化终端电力独立专用核心网电力骨干光纤网电力UPF电力光纤接入网RB资源预留或共享RB资源基站基站BBU公网5G核公网骨干光纤网公网UPF公网光纤接入网internet优优说明：由于电力主体设施均不移动，应优先完善随配电网入地的普通光纤网络，可根据业务需求，因地制宜建设电力无线专网4243新型电力系统关键通信技术分析丨远程通信接入技术6G通感算技术6G通感算指的是第六代移动通信系统中集成通信、感知和计算功能于一体的新兴技术。相较于5G，6G旨在提供更高的数据速率、更低的延迟、更大的网络容量以及更强大的连接能力。承载网核心网基站基站基站基站分布式电源调控配电自动化视频监控输电线路塔上业务汇聚中继回传/IAB集成接入回传高清视频监控/AR智能巡检无人机巡检路线追踪、非法入侵探测电子围栏(安全防护)非法入侵监测变电站实时业务交互波束赋形、IAB集成接入回传塔下、站外施工监测机器人巡检路线追踪确认局放监测本地通信接入技术HPLC HRF双模技术优点充分发挥了 HPLC 的高速、稳定和 HRF 的灵活、便捷等优势通过引入预存储、组播组控技术，可降低通信时延4445新一代HPLC（SPLC）技术优点提升物理层带宽（2M提升到10M）提升通信可靠性（99%提升到99.9%）降低通信时延（单点平均时延40ms）完善存储补报机制SPLC设置并发采集策略新型电力系统关键通信技术分析丨本地通信接入技术集中器提升串口速率高频分钟级采集低压光伏逆变器电表低频15分钟级采集调制OFDMA/Bit-loading编码Turbo/新编码MIMO多入多出载荷数据多天线阵子相线A输出HPLC调制OFDM编码TurboSISO单入单出载荷数据电力线（三选一）相线B输出相线C输出借鉴5G技术，改进调制技术和优化信号处理算法 多信道同时收发 性能提升，降低时延频谱利用率提升多信道和多天线相辅相成，提升速率N-2保护，高可靠优优低轨卫星通信相较高轨卫星，低轨卫星的特点是低轨道、低时延、低成本。中国星网的低轨星座预计2028年左右可完成组网并提供商用。技术优点具有全球覆盖能力具备快速响应能力可提供大容量高速率的通信服务抗灾能力强5G速率时延约1Gbps10ms高轨卫星500ms下行10-150Mbps上行5-12Mbps美国星链3194ms下行35.49Mbps上行10Mbps中国星网（目标）30-100msKa波段：约100MbpsS波段：约20Mbps美国星链中国星网中国星网预期在 2025年 发射 200颗 卫星，组成一代网，进行试点应用。2028年 计划完成约 2000颗 卫星发射，形成二代网并商用。4647便携通信基站技术优点在短时间内完成部署为紧急情况下的通信恢复提供了可能普通手机可以直接接入能够无缝直接接入使用新型电力系统关键通信技术分析丨卫星通信技术卫星通信技术点波束卫星通信点波束卫星通信是一种利用卫星上的定向天线向地球表面特定区域发射窄波束的技术。提供更高的频率复用率和更好的覆盖效果，适用于需要高容量、点对点连接的应用场合。便携式应急通信基站，面对无信号区域，在短时间内完成部署，为电力施工、应急抢修等通信覆盖提供了可能，绝大部分手机都能够无缝直接接入使用。大波束卫星点波束卫星优4849NTN（非地面网络）通信NTN基于新空口技术的终端与卫星直接通信技术，是地面蜂窝通信技术的重要补充，连通空、天、地、海多维空间，形成一体化的泛在接入网，使能全场景随需接入。新型电力系统关键通信技术分析丨卫星通信技术/通信安全防护技术星间光链路（多个链路方向/每个卫星）1020GbpsLEO(1000Km)VLEO(500Km)万颗卫星家庭用户多通道相位阵终端100Mbps1Gbps500Gbps偏远家庭行业物联商业用户双抛物面天线关口站1米天线（最多30个）互联网跟踪/遥测指令站5米天线数百个几个通信安全防护技术量子通信技术优点：基于量子力学的基本原理理论上具有绝对的安全性无法被破解能够从根本上解决通信安全问题加密（AES、SM4.）量子密钥分发加密量子随机数量子态制备后处理协议明文明文加密（AES、SM4.）量子随机数量子态测量后处理协议量子密钥密文初始密钥量子信道量子密钥初始密钥优面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向045051新型电力系统通信目标网愿景新型电力系统通信目标网架构新型电力系统通信目标网演进新型电力系统通信目标网体系新型电力系统通信目标网展望发展方向及建设重点传输网数据网算网协同中压通信网低压通信网卫星通信网网络运维网络安全新型电力系统通信目标网愿景5253面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨新型电力系统通信目标网愿景低压透明“透明”意在通过加强PLC等通信网络的通感算能力，实现低压配电网的拓扑关系、运行状态清晰可见，提升低压配电网的可观可测和可控。天地一体地面通信、卫星通信、低空通信相结合，形成立体通信体系。扩大覆盖范围，在偏远地区或应急情况下提供通信保障，提高电力系统的抗灾能力和灵活性。高速安全更“高速”的数据传输能力和高度的信息“安全”保障。保证数据的快速准确传输，确保电力通信网络的可靠性和安全性。中压融合“融合”表明将有线、无线等不同类型的通信技术按业务需求进行深度协同组网，旨在最合适的技术、最经济的手段、最快速的部署满足中压配电网对通信的要求。主网智强“智强”突出了高压输电网通信不断实现智能化和坚强化，通过优化架构、提升带宽、降低时延、智能运维，增强电网业务支撑能力和故障自愈能力，确保电网的安全稳定运行。新型电力系统通信目标网架构5455面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨新型电力系统通信目标网架构省际fgOTNSDH/路由器省际SDHSDH/路由器省际OTN-1省际OTN-2ONU安全接入区电力线光 纤双绞线省地一体化fgOTNSDH/路由器SDH/路由器省地一体化SDH省地一体OTN-1省地一体OTN-2骨干通信网（35kV及以上）中压通信网（10kV）低压通信网（0.4kV）OLT变电站分光器分光器DTU用户用户智能电表采集器RS485智能融合终端HPLC HRF双模/SPLC10kV分布式电源终端 主站系统光纤专网无线专网短切片专网无线虚拟专网生产控制区核心网FTU10kV可调负荷管理信息区核心网无线专网DTU短切片/短复用电力专属5GC电信运营商核心网DTU5G硬切片/软切片/4G虚拟专网通信支撑网智能网管安全防护用户充电桩光伏储能光伏逆变器储能逆变器智能电表智能电表智能电表智能融合终端HPLC HRF双模/SPLC010102020303实现电力系统各个环节的全覆盖，包括电网生产环节、电网经营管理单位、电源节点、用户节点等。由骨干通信网、中压通信网、低压通信网和通信支撑网组成，满足不同电压等级业务需求和电力系统层级特点。各层网络之间共享互通、相互协作。网络覆盖网络分层网络协同工业交换机工业交换机新型电力系统通信目标网演进未来，通过新技术的不断引入，电力通信网逐步向目标网演进，更好的为电力业务赋能。5657面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨新型电力系统通信目标网演进现状网络业务层网络层技术层继电保护安稳运动PMU一键顺控厂站计量故障录波状态监测配电自动化负荷控制WAPI程控交换软交换/IMSH.323/SIPMCU资源池230M LTE4G/5GHPLC/HRFVSAT卫星天通卫星OTDR微服务大数据分析SDH光传输网A/BOTN网调度数据网终端接入网主网光缆配网光缆SDH/MSTP/ASONOTNMPLSIPv6工业以太网/EPONOPGW/OPPCG.652视频监控调度电话行政多媒体视频会议充电设施电表集抄厂站应急通信应急指挥哑资源监测通信资源管理通信故障定位综合数据网可信局域网调度交换网行政交换网无线公网低压通信光缆监测系统通信综合网管视频会议系统电力无线专网应急通信网目标网络业务层网络层技术层继电保护安稳算力网运动WPMU一键顺控厂站计量故障录波状态监测分布式新能源控制配电保护/自动化负荷控制量子密钥分发算力网数字孪生电网视频监控调度电话行政多媒体视频会议充电设施电表集抄厂站应急通信应急指挥机器人/无人机哑资源监测通信资源管理通信智能运维光缆监测系统通信综合网管综合数据网可信局域网调度交换网行政交换网视频会议系统电力无线专网无线公网/虚拟专网低压通信空天地应急通信网确定性网络WAPI/星闪程控交换软交换/IMS云化MCU230M/700M 5G5G-A/6G/短切片SPLC/HRF低轨卫星/点波束卫星盲区5G通信通感算一体化云边协同AI数字孪生fgOTN光传输网A/B调度数据网量子密钥分发网生产控制网/终端接入网主网光缆配网光缆fgOTN400G/800GSPN/SDN/SRv6IPv6 工业以太网/SPN/硬隔离GPONOPGW/OPPC/缠绕光缆G.652/G.654E/空芯光纤量子通信新型电力系统通信目标网体系5859面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨新型电力系统通信目标网体系01发电侧支持能源侧（水、火、核、新能源）设备运维监测和网源互动（SCADA、功率预测、AGC等）。02输电侧支持线路可视化巡检、覆冰/风偏/舞动在线监测、无人机协同作业。03变电侧支持智能变电站保护安控及调度自动化业务、实时监测控制、设备状态在线监测、一键顺控、远程运维。04配电侧支持配网自动化、分布式能源即插即用、源网荷储协同控制。8大业务领域05用电侧支持负荷聚合与互动响应、电动汽车有序充放电、综合能源服务和用电采集、客户服务。06调度与交易支持多时间尺度调度与安全运行管理、现货及辅助服务市场交易支撑。07算力基础设施支持数据中心高带宽、低时延数据传输与数据同步。08信息化管理支持总部及各级单位的固定与移动信息化管理业务。6061面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨新型电力系统通信目标网体系5类技术能力对电力通信网做一体化整体规划，统一生命周期管理（规划，建设，运维&运营，停退役），加强通信支撑系统与网络安全防护体系。1体化通信体系4个关键要素多网融合云-边管理与数据治理数字孪生虚拟网络云边协同共享的智能通信网络管理系统，通信大数据AI智能体及通信安全防护体系。与GIS时空数据平台融合，通信网孪生建模，实现电力通信网在数字空间的时空动态呈现。光通信、数据网络、5G、HPLC等多媒介多技术融合，将多个分立的通信网络融合为一个系统。物联网感知发-输-变-配-用全环节的通信广泛覆盖。通感一体、通信资源、业务变化、服务质量的全景监测与精准感知。智能感知可靠传输毫秒级时延、99.999%可用性的电力专用通信及多路由冗余。分级分层节点对通信网络资源的实时控制、故障定位、业务需求预测的就地处理。边缘计算电力通信网实时动态呈现、仿真推演与智能决策。数字孪生内生安全、主动防御、攻击溯源及量子密钥分发技术。安全免疫发展方向及建设重点传输网发展方向高带宽化智能化安全可靠化6263面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨发展方向及建设重点1传输网是新型电力系统通信网络的核心，承担着大规模数据传输和关键业务承载的重任。建设重点400G OTN部署fgOTN技术应用智能化管理安全可靠应用方案fgOTN可广泛应用于省际、省级、地市传输网的SDH网络改造或地市OTN网络覆盖范围延伸从使用SDH OTN两张网，分别传送两类业务省际 省级算力网络简化为“一张网，全业务承载”SDH网小颗粒生产专线业务OTN网大颗粒宽带数据业务fgOTN网各类业务全适配高品质400G算力承载网地调10G220/110千伏N*10G2.5G备调220/110千伏地调220/110千伏220/110千伏110/35千伏622M地调备调N*10G或100GN*10GN*10G220/110千伏220/110千伏110/35千伏总公司（总调）省公司（省调）地市局（地调）SDH网络改造业务场景具备条件时，可按需按环、整网改造向fgOTN网络平滑切换业务速率fgOTN线路接口以10G/N10G为主接入调度中心或枢纽节点可启用100G分级调度智算/数据中心跨省调度跨市调度13X27 图例：SDH中心/枢纽站fgOTN N*10GSDH 10G/2.5G/622MSDH 10G/2.5GfgOTN 10G/2.5GfgOTN 100GfgOTN 100G2.5G/622MfgOTNGABCDEFIKH总调省调地调总部北京国干OTN100/400G省干OTN100G上海西安6465面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨发展方向及建设重点数据网发展方向智能化云网融合降低网络时延安全可信2数据网是新型电力系统中IP数据传输的承载网络。建设重点IPv6 SRv6SDN技术应用智能化运维安全可信扩大地市OTN覆盖范围业务场景具备条件时，可在已有地市OTN网络基础上通过增加fgOTN节点或整网改造方式，实现大容量通信网络向下延伸80km及以上可彩光组网，80km及以下推荐灰光组网业务速率线路接口以10G/100G灰光为主免光层设计图例：OTNfgOTNOTN中心/枢纽站any/灰光any/灰光fgOTNGHIABCDEFOTN说明：若需细化了解fgOTN的应用场景、应用方案及技术支撑等具体内容，可参见fgOTN电力应用实践电力公司变电站SDN控制器网络配置自动发放网络状态实时感知EVPNEVPNSRv6机器人巡检分片视频监控分片办公业务/物联网等分片主数据中心备数据中心地市接入网骨干网算网协同3云调度中心数字孪生电网的电磁暂态在线分析等业务，高度依赖云-云、云-边之间的高速互联、高确定性、高可靠性通信网络，需要通信实现算网协同、云网协同。6667面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨发展方向及建设重点发展方向电算协同算网融合统一运营建设重点构建算网大脑统一高效调度算力和通信1.电力&算力协同调度打造电算协同的调度中心2.电网&算网协同规划建设面向电算融合的输配电网络3.电能&算能协同感知打造边端协同控制的智能负荷柔性电网新能源发电厂储能中心配电站智能绿色建筑智能绿色数据中心算力网络接入网传输/边缘节点算网运营“算网大脑”运营平台运营服务层编排管理层算网基础设施层云能力调度网络控制网络管理网元编排.一体化运营运维能力一体化算网编排能力算网统一编排算网智能化统一资源管理能力统一封装端到端协同调度.算网感知自适应调整自优化学习.统一IP算网底座光电联动全光网分布式算力（中心）分布式算力（中心）分布式算力（边）分布式算力（边）分布式算力（端）分布式算力（端）OTN/OXCOTN/OXCOTN/OXC100G/400G100G/400G数据潮基础算网管理人工智能引擎中压通信网发展方向混合化光纤优先无线兜底6869面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨发展方向及建设重点4中压通信网连接骨干通信网与低压通信网，接入10kV配电房、环网柜等节点，随着分布式新能源的快速发展，需要加快建设。建设重点光纤与无线协同硬/软切片无线虚拟专网光纤专网无线专网智能管理短切片专网择优使用低压通信网发展方向综合化台区智能化边缘计算下沉5低压通信网是接入智能电表、低压光伏、储能、充电桩，与用户直接交互的通信接入网。建设重点推广HPLC HRF双模技术和SPLC技术分布式光伏直采直控多能协同ONU安全接入区经省级平台转发电力线光 纤双绞线fgOTN骨干通信网（35kV及以上）中压通信网OLT变电站分光器光缆光缆开关站/环网柜分光器DTU10kV分布式电源终端地市公司主站系统光纤专网无线专网短切片专网无线虚拟专网基站基站基站基站基站基站基站FTU10kV可调负荷无线专网DTU短切片/短复用公专协同电力专属UPF电信运营商核心网FTU5G硬切片/软切片/4G虚拟专网无线专网生产控制区核心网无线专网管理信息区核心网短切片核心网低压通信网（0.4kV）用户用户智能电表采集器RS485智能融合终端HPLC HRF双模/SPLC用户充电桩光伏储能光伏逆变器储能逆变器智能电表智能电表智能电表智能融合终端HPLC HRF双模/SPLC工业交换机工业交换机网络运维发展方向数字孪生自智网络RPA自动化7网络运维基于数字孪生与AI技术，构建电力通信网智能运维中枢。建设重点智能化运维运维知识库全生命周期管理哑资源管理卫星通信网发展方向空天地一体快速响应无人化装备7071面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨发展方向及建设重点6卫星通信网构建“天地一体、固移结合”的电力应急通信保障体系。建设重点空天地一体化快速响应能力应急资源统一管理协同指挥 宽窄带通信卫星应用窄带卫星-保底语音通信宽带卫星-视频回传、信息传输北斗电力应用 北斗短报文北斗定位与导航自智网络通信管理技术LO人工运维PPPPPL1辅助运维P/SP/SPPPL2部分自智网络SP/SP/SPPL3条件自智网络SSP/SP/SPL4高度自智网络SSSSP/S自智网络等级执行感知分析决策意图/体验适用性N/A选择场景L5完全自智网络SSSSS所有场景PS人（手工）系统（自主）网络演算智能决策应用终端安全丨客流分析丨电子书包丨健康管理丨智慧办公建维优规意图驱动配置仿真安全仿真配置校验网络验证最佳方案最佳闭环优化调整最佳防护自动配置监控分析Overlay网络配置站点批量配置健康度故障定位安全分析故障预测数字孪生丨 配置丨 状态丨 流量网络基础设施（含通信哑资源）遥感（光学、雷达）通信导航定位遥感导航定位通信山火洪水覆冰地震线路场站AI 数字孪生7273面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨发展方向及建设重点纵深防御安全架构图光纤通信防护体系网络安全发展方向安全体系化量子加密AI护盾8网络安全构建“纵深防御 动态防御”的电力网络安全体系，符合发改委27号令的要求。建设重点内生安全体系安全防护能力提升量子保密通信与量子密钥分发系统供应链安全秘钥服务器加密信号变换 混沌光通信扩频光通信业务端到端加密业务侧系统光传输设备量子信道秘钥分发站点A非侵入式侵入式非法光设备数据分析数据分析光纤通信链路光纤链路攻击及防护体系示意图纵深防御通过在多个层面实施安全措施，确保当一层防御失效时，其他层仍能提供保护。物理安全层网络安全层主机安全层应用安全层数据安全层门禁系统生物识别，门禁卡等访问控制防火墙边界防火墙、下一代防火墙终端防护防病毒、EDR解决方案WAFWeb应用防火墙加密传输中/静态数据加密监控系统视频监控和记录入侵检测/防御系统IDS/IPS实时威胁检测与阻断系统加固安全配置、最小化安装安全开发SDL、代码审计、SAST/DAST数据脱敏敏感数据屏蔽和匿名化物理屏障围栏、防撞柱、安全门VPN安全远程访问加密通信补丁管理自动化漏洞修复身份认证MFA、OAuth、SAML备份与恢复3-2-1备份策略安保人员现场巡逻和响应网络分段VLAN、微隔离技术主机入侵检测HIDS监控异常活动API安全API网关、令牌验证DLP数据丢失防护系统噪声加密 接入认证站点B业务端到端加密业务侧系统光传输设备频谱指纹数字证书 新型电力系统通信目标网展望7475面向新型电力系统的通信目标网规划及发展方向丨电力通信网未来展望01省际OTN网络满足大规模数据传输和智能计算需求，实现“一跳直达”的高速链路，支撑智算中心高效运行。02在部分省际和省地传输网，可利用fgOTN网代替SDH网络，为电力生产业务提供多种低时延、低抖动和高可靠承载手段。03在中压配网侧，配网光纤通信网络主干带宽最大可达10G，时延=10ms(ONU终端单跳至OLT)；无线专网或5G切片网络作为光纤专网的有效补充，实现广覆盖。省际OTN骨干网络SDH/fgOTN骨干网络中压配网通信05应急通信构建广覆盖的天地一体化三维立体网络，保障在极端情况下的连续通信。04低压侧SPLC HRF双模通信可以实现低压全量数据经智能融合终端上送至地市主站。06网络安全构建“零信任 动态防御”的电力网络安全体系，强化工业控制系统纵深防御，保障新型电力系统安全可控。07网络运维基于数字孪生与AI技术打造智能化运维平台，实现全生命周期的网络自动驾驶，实现故障一张图统一监控、故障提前发现、智能诊断、修复建议等场景能力。低压双模通信应急通信保障网络安全体系网络智能运维未来展望与倡议05电力通信网发展路线图新型电力系统通信目标网成效结束语7677推进电力通信网新技术标准推进数字孪生电网通信网标准推进SPLC国际标准推进电力通信网新技术标准推进数字孪生电网通信网标准推进制定数字孪生电网通信网标准可以提升我国在电力通信领域标准化水平，进一步开展与IEC、ITU、IEEE、ETSI等国际标准化组织的协同合作，加强与世界各国及组织的联系，构建完善的电力通信标准体系，引领全球能源行业通信技术发展，在世界通信标准领域做出更多贡献。建设数字孪生电网，亟需重点提升状态感知、数据传输、数据共享、云边协同等基础核心支撑能力。电力通信网作为与物理电网并行的另外一张实体网络，对构建数字孪生电网，保障大电网安全稳定运行起着至关重要的作用。电力通信网发展路线图推进SPLC国际标准分布式光伏、车网互动、虚拟电厂等低压侧业务，需要SPLC创新定义0.4kV通信目标网，解决可靠性、时延等问题，形成国际IEC标准，引领行业发展方向，促进新技术研发效率提升。可以通过锚定需求、夯实技术、协同标准、创新路径、凝聚生态系统性路径实现低压 PLC 全球标准化。锚定需求夯实技术协同标准创新路径凝聚生态低压PLC主网智强中压融合低压透明高速安全天地一体状态感知数据传输数据共享云边协同7879未来展望与倡议丨推进电力通信网新技术标准/电力通信网发展路线图引领期主网通信中压通信本地通信应急通信传输网络数据网络光纤专网无线专网无线公网低压通信网卫星通信fgOTN 400G/800G OTN等确定性网络高隔离GPON 高隔离工业以太网电力专用频段无线专网6G通感算等SPLC HRF低轨卫星等筑基期主网通信中压通信本地通信应急通信传输网络数据网络光纤专网无线专网无线公网低压通信网卫星通信SDH 100G OTNIP/MPLSGPON 工业交换机电力专用频段无线专网4G APN 5G硬切片HPLC双模大波束卫星 便携式基站融合期主网通信中压通信本地通信应急通信传输网络数据网络光纤专网无线专网无线公网低压通信网卫星通信SDH/fgOTN 100G/400G OTNSDN SRv6高隔离GPON 高隔离工业交换机等电力专用频段无线专网5G短切片 5G短复用 4GHPLC双模 SPLC点波束卫星 便携式基站等新型电力系统通信目标网成效8081未来展望与倡议丨新型电力系统通信目标网成效支撑数十万节点电网全电磁暂态在线分析支撑千万节点级分布式电源可调节负荷的调控支撑电网数万张算卡高性能通算智算和超算支撑全时段、全天候全地域电网灾害应急抢险孪生应用反射映射协同控制物理电网数字孪生电网虚实共生模型构建感知状态仿真感知虚拟电厂可调节负荷小型储能分布式电源聚合价值挖掘覆冰卫星卫星无人机山火洪水地震救援82结束语我国新型电力系统建设已取得了显著成效，源网荷储各环节正经历着深刻变革，能源生产方式更加清洁低碳，能源传输方式更加智能高效，能源消费模式更加灵活多元，能源存储技术不断突破创新。随着政策的持续推动、市场需求的不断增长、技术创新的加速迭代以及投资的持续增加，新型电力系统的发展将迎来更加坚实的基础支撑和更为广阔的发展空间。数字化、智能化转型成为当今电网发展的主流趋势，先进通信技术的研究与应用，将成为推动新型电力系统高质量建设的关键力量。发布单位中国能源研究会顾问张振宇主编副主编郭剑波吴杏平孙正运郑福生李向荣辛耀中王继业许洪强刘建明丁晓兵曾京文83编写组杨斌陈运生吴军民黄盛黄昱王宁高剑赵晓伟李扬夏文波孙福友王玉东康哲编写单位 国家电网有限公司 内蒙古电力(集团)有限责任公司 中国能源研究会信息通信专业委员会 中国能源建设集团广东省电力设计研 究院 华为技术有限公司 中国南方电网有限责任公司 中国电机工程学会电力通信专业 委员会 国家能源互联网产业及技术创新 联盟能源数字化专委会
2025-10-27
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1/282025 年年 10 月月 24 日日行业行业|深度深度|研究报告研究报告行业研究报告慧博智能投研SST固态变压器固态变压器行业深度：市场现状、发展行业深度：市场现状、发展空间、产业链及相关公.
2025-10-27
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全球能源电力清洁转型经验与启示中国、德国实践二二五年十月全球能源互联网发展合作组织德国能源署序言当前，全球能源电力行业正处于加速转型的关键阶段，转型的复杂性和不确定性日益凸显，亟需加强国际合作与互学互.
2025-10-26
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逆变器Q3出口跟踪：澳洲、亚非需求向好证券研究报告请请务务必阅读必阅读正文后正文后免责条免责条款款2025年10月23日电力设备及新能源 强于大市（维持）证券分析师李梦强投资咨询资格编号：S10605.
2025-10-24
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江苏专题新型电力系统助力零碳园区建设电力圆桌项目课题组2025年10月电力圆桌项目电力圆桌（全称电力可持续发展高级圆桌会议）项目于2015年9月启动，旨在紧扣应对气候变化、调整能源结构的国家战略，邀请.
2025-10-23
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请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告|2025年10月19日锂电产业链双周评（10月第2期）证券分析师：李全021-S0980524070002行业研究 行业周报 电力设备新能源 .
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2025-10-22
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罗兰贝格：预见2026：中国行业趋势报告（90页）.pdf
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